Aplicación Práctica / Practical Issues
Recibido: 31-10-2019, Aprobado tras revisión: 20-01-2020
Forma sugerida de citación: Constante, J.; Riofrio, A.; De La Torre, A.; Cepeda, J. (2020). “Metodología para Modelación
Estacionaria y Dinámica del S.N.I en HYPERsim Aplicada en Análisis de Transitorios Electromagnéticos para Sistemas de 500
kV”. Revista Técnica “energía”. No. 16, Issue II, Pp. 40-49
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2020 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Methodology for Steady-State and Dynamic Modelling of S.N.I in HYPERsim,
Application in the Electromagnetic Transient Analysis for 500 kV Systems
Metodología para Modelación Estacionaria y Dinámica del S.N.I en
HYPERsim, Aplicación del Modelo en Análisis de Transitorios
Electromagnéticos para Sistemas de 500 kV
J. Constante1 A.J. Riofrio2 A. De La Torre3 J. Cepeda3
1Universidad Nacional de San Juan, San Juan, Argentina
E-mail: jconstante@iee.unsj.edu.ar
2Budapest University of Technology and Economics (BME), Hungría.
E-mail: ariofriotrujillo@edu.bme.hu
3Operador Nacional de Electricidad – CENACE, Ecuador
E-mail: adltorre@cenace.org.ec; jcepeda@cenace.org.ec
Abstract
This paper shows a well-detailed electrical modelling
of the Ecuadorian Power System (S.N.I) in
HYPERsim that is a real-time simulation platform.
The model includes transmission lines, power
transformers, reactors, capacitor banks, and the sets
of generator – AVR – PSS for Coca Codo Sinclair
(CCS) and Sopladora hydropower plants. Likewise,
two methodological proposals for validating this
electrical model, in steady and dynamic states, are
presented. They are based on load flow analysis and
control system responses of CCS and Sopladora
power plants, respectively. The main contribution of
this research is the potential usage of the electrical
model for carrying out specialized studies, even
including physical devices or real systems
in HYPERsim owned by the Ecuadorian System
Operator CENACE. For instance, an integration
between this model with PMUs and the wide are
measurement system (WAMS) of CENACE is
planned in the medium-term, which lets to train
power system operators under oscillatory instability
scenarios in real time. Meanwhile, and as a first
application, a brief study of electromagnetic
transients during the switching of El Inga-Tisaleo-
Chorrillos 500 kV transmission grid is detailed.
Index terms Hardware-in-the-loop, modelling,
optimization, electromagnetic transients, real time
digital simulation.
Resumen
Este artículo presenta un modelamiento detallado del
Sistema Nacional Interconectado (S.N.I) ecuatoriano
en el software de simulación en tiempo real
HYPERsim, que incluye líneas de transmisión,
transformadores, reactores, capacitores y el grupo
generador – AVR – PSS de las centrales
hidroeléctricas Coca Codo Sinclair (CCS) y
Sopladora. Adicionalmente, se presentan dos
metodologías para la validación del sistema
construido, tanto en estado estacionario como estado
dinámico sustentadas en análisis de flujo de potencia
y la respuesta de los sistemas de control de CCS y
Sopladora, respectivamente. La importancia de este
trabajo radica en el potencial del modelo construido
para desarrollar estudios especializados, inclusive
incluyendo o integrando equipos físicos (PMUs,
IEDS) y/o sistemas reales (SCADA, WAMS) con el
simulador digital en tiempo real del Operador
Nacional de Electricidad CENACE. Por ejemplo, se
prevé una integración entre el simulador con PMUs y
con el sistema WAMS de CENACE, a mediano plazo,
para el entrenamiento en tiempo real de operadores
bajo escenarios de inestabilidad oscilatoria. Mientras
tanto, y como una de las primeras aplicaciones del
modelo desarrollado, se muestra un análisis de
transitorios electromagnéticos durante la
energización del corredor de transmisión El Inga-
Tisaleo-Chorrillos 500 kV del S.N.I.
Palabras clave Hardware-in-the-loop,
modelamiento, optimización, transitorios
electromagnéticos, simulación digital en tiempo real.
40
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
1. INTRODUCCIÓN
En la última década, el sector eléctrico ha sufrido un
crecimiento significativo de la demanda debido,
principalmente, al rol estratégico que tiene en el
desarrollo de la matriz productiva y energética del
Ecuador. Es por esto que el Sistema Nacional
Interconectado (S.N.I) se ha expandido con el fin de
garantizar el abastecimiento de energía con criterios de
calidad y soberanía, priorizando recursos primarios
locales y energía renovable [1].
Fruto del crecimiento de la demanda, diversificación
de las fuentes primarias, interconexiones regionales, de
la expansión de la transmisión, de las fluctuaciones de
generación, entre otros, los sistemas eléctricos operan
cada vez más cerca de sus límites de estabilidad. En este
sentido, para lograr una adecuada planificación y
operación es necesario realizar estudios cada vez más
complejos y precisos [2] [3].
Para realizar dichos estudios, y dependiendo del
fenómeno eléctrico a analizar, varios programas son
utilizados. Por ejemplo: ETAP, PowerFactory, Simulink,
PowerWorld, EMTP-ATP, aparecen entre los más
comunes. Sin embargo, a pesar de su utilidad en las
etapas de planificación y estudios eléctricos, estos
programas presentan limitantes para evaluar el
rendimiento de equipos del tipo hardware-in-the-loop
(HIL) ya que no pueden realizar la simulación en
sincronismo con el fenómeno eléctrico real [4].
Como solución a lo precitado, desde hace un par de
décadas se han visto en el mercado simuladores digitales
en tiempo real con características HIL que permiten
simular fenómenos eléctricos en el mismo tiempo que
suceden en situaciones reales. Esta tecnología presenta
varias ventajas como evaluar el rendimiento de unidades
de medición fasorial (PMUs), relés de protección,
reguladores automáticos de voltaje (AVRs),
estabilizadores de sistema de potencia (PSSs),
gobernadores, u otros equipos eléctricos. Además, se
pueden realizar estudios complejos en tiempo real
utilizando simulaciones de transitorios electromecánicos
(RMS) y/o transitorios electromagnéticos (EMT),
incluyendo varios elementos de una red y sus respectivos
sistemas de control, lo cual representa una ventaja
significativa respecto a los modelos generador - barra
infinita usualmente utilizados para este propósito [4] [5].
Basándose en estas ventajas, CENACE ha
implementado un laboratorio de simulación en tiempo
real de sistemas eléctricos de potencia, el cual tiene como
elemento principal a un simulador digital en tiempo real
(RTDS), por sus siglas en inglés, de la empresa OPAL-
RT [4] [6]. Este dispositivo dispone de cuatro
herramientas computacionales para simulación que son
utilizadas en función del tamaño del sistema (número de
nodos) y de la frecuencia del fenómeno eléctrico a
estudiar. Específicamente, en este trabajo, el software
HYPERsim destinado para realizar análisis de EMT en
sistemas de potencia de gran escala y con pasos de tiempo
de 10 a 100 µs es utilizado [7].
Por otro lado, es evidente que el punto primordial
para realizar estudios dinámicos en el RTDS se basa en
una adecuada representación del sistema eléctrico y sus
correspondientes sistemas de control, los cuales deben
ser validados frente a un modelo patrón o al
comportamiento real del sistema eléctrico.
En este contexto, el presente trabajo muestra una
metodología para la modelación dinámica del Sistema
Nacional Interconectado (S.N.I) del Ecuador en
HYPERsim, incluyendo líneas de transmisión (LTs) de
500, 230 y 138 kV, transformadores, reactores,
capacitores, cargas, generadores, sistemas de control,
entre otros. Adicionalmente, utilizando este modelo
construido en HYPERsim, se presenta un análisis de
transitorios electromecánicos y electromagnéticos,
considerando como caso de estudio la energización del
corredor Chorrillos – Tisaleo – El Inga en 500 kV. Las
simulaciones realizadas consideran dos técnicas comunes
para energización de líneas de transmisión: mando
sincronizado y resistencias de pre-inserción.
En cuanto a la modelación de LTs, la literatura
muestra algunos modelos aplicables para este fin. De
forma general, estos modelos se dividen principalmente
en dos grupos: parámetros concentrados y distribuidos
[8]. A su vez, dentro del grupo de parámetros
concentrados están el modelo π y su variación π en
cascada, ampliamente utilizados en análisis de estado
estacionario [9]. Por otro lado, los modelos de parámetros
distribuidos son de gran utilidad para el análisis de
fenómenos basados en ondas viajeras (sobrevoltajes de
maniobra y descargas atmosféricas). Dentro de este
grupo aparecen los modelos de parámetros constantes
(CP) y parámetros dependientes de la frecuencia (FD) [9]
[10]. La Fig. 1 muestra a detalle la clasificación de los
modelos existentes para modelación de LTs según [9]. En
este documento, se han utilizado en su mayoría, modelos
CP construidos a partir de datos de geometría de torre y
tipo de conductor. La metodología de validación de los
modelos de LT se detalla en las secciones posteriores.
Figura 1: Clasificación de modelos de LTs para análisis de estado
estacionario y fenómenos basados en ondas viajeras [9]
La representación de los restantes elementos
eléctricos de potencia que conforman el S.N.I. utiliza
modelos estándar ampliamente conocidos en ingeniería
eléctrica y detallados en [2] [3]. En la etapa de
generación, este trabajo incluyó los modelos eléctricos de
generadores sincrónicos y sistemas de control, conjunto
AVR y PSS, de las centrales hidroeléctricas Coca Codo
Sinclair y Sopladora debidamente validos por CENACE
en pruebas de campo. El resto de centrales de generación
41
Constante et al. / Metodología para Modelación Estacionaria y Dinámica del S.N.I en HYPERsim
fueron modeladas como equivalentes Thevenin,
incluyendo su potencia de corto circuito y su relación
X/R necesario en estudios RMS.
El resto del documento se estructura de la siguiente
manera: la sección II brinda una breve explicación de los
tipos de transitorios en sistemas eléctricos de potencia
(SEP), mientras que la sección III desarrolla la
metodología secuencial de modelación y validación de
elementos del S.N.I. en estado estacionario. La sección
IV detalla la metodología de validación del S.N.I en
estado dinámico; la sección V muestra los resultados
obtenidos de una primera aplicación del modelo
desarrollado y la sección VI presenta las conclusiones de
este trabajo.
2. TRANSITORIOS EN SISTEMAS
ELECTRICOS DE POTENCIA
El termino transitorio hace referencia a un evento de
corta duración, generalmente menor a un ciclo de la
frecuencia fundamental del SEP (50 o 60 Hz), en el cual
la onda sinusoidal de voltaje o corriente se distorsiona
debido a cambios abruptos en el sistema como: fallas,
variaciones de cargas grandes o maniobras operativas [5]
[11]. Esto conduce a que el SEP pase de su estado
estacionario a un nuevo estado, además de aumentos
súbitos de energía [12]. Los transitorios se clasifican en
electromagnéticos y electromecánicos.
2.1. Transitorios Electromecánicos (EMS)
Los EMS asumen perturbaciones de baja frecuencia
ocasionadas por un desfase entre la etapa de generación
de energía y la carga. Lo que involucra oscilaciones en
los rotores de los generadores sincrónicos, así como
también desbalances entre los torques eléctricos de
turbinas y generadores [5] [13].
Convencionalmente, para su resolución se emplea la
aproximación de red de secuencia positiva donde se
asume que el SEP bajo análisis permanece en un estado
cuasi estacionario y se aplican ecuaciones diferenciales
en el dominio del tiempo para hallar las variables de las
unidades de generación (maquinas sincrónicas o
asíncronas) [14] [15]. Este tipo de análisis son conocidos
como estudios de estabilidad.
2.2. Transitorios Electromagnéticos (EMT)
Los EMT se generan a partir de la interacción entre la
energía almacenada en capacitores e inductores del SEP
[6]. Estos fenómenos son iniciados por cambios en la
topología del sistema, es decir, por apertura o cierre de
interruptores u otros dispositivos eléctricos, fallas y
descargas atmosféricas [15].
Adicionalmente, la frecuencia de acción de este tipo
de transitorios está en el orden de los kHz y MHz, es decir
transitorios de frente rápido o muy rápido [6]. Su área de
propagación afecta principalmente a líneas de
transmisión, cables, transformadores y equipos de
protección que son afectados por sobrevoltajes de frente
rápido y muy rápido [11]. En la Fig. 2 se resumen los
rangos de frecuencia para transitorios de tipo EMS y
EMT [15].
Figura 2: Rangos de frecuencia para la clasificación de
transitorios electromecánicos y electromagnéticos [15]
3. METODOLOGÍA PROPUESTA PARA LA
MODELACIÓN Y VALIDACIÓN DEL S.N.I EN
ESTADO ESTACIONARIO
Para un correcto análisis de los eventos descritos en
II, una modelación detallada del SEP se vuelve
indispensable. En este sentido, CENACE cuenta con una
base de datos validada del S.N.I. en PowerFactory de
DIgSILENT que es usada para actividades de
planificación y despacho. La cual es utilizada por la
metodología como sistema de referencia para la
validación del S.N.I. en estado estacionario.
3.1. Modelación y validación de equipos del S.N.I
La modelación y validación de cada elemento del
S.N.I en HYPERsim se la realiza de acuerdo al siguiente
método propuesto. Se empieza por modelar un generador
(fuente ideal o un equivalente Thevenin), un
transformador y un equivalente Thevenin (ETh) en el
final del circuito que representa el resto del sistema
eléctrico; este pequeño diagrama se valida corriendo un
flujo de potencia en HYPERsim y PowerFactory. Si los
resultados obtenidos (voltaje, ángulo, potencia activa y
reactiva en las barras) son los mismos, entonces se dice
que el circuito está validado en estado estacionario.
Una vez validado el primer sistema, se retira el
equivalente Eth, se añade al modelo un nuevo elemento
del S.N.I. y se coloca otro equivalente Eth al final del
nuevo elemento modelado. De igual manera, se valida
este sistema comparando los flujos de potencia entre
HYPERsim y PowerFactory. Este proceso se realiza
desde el elemento i=1 hasta el último elemento del S.N.I.
i=n, tal como se muestra en la Fig. 3. Así, se obtiene el
modelo completo del S.N.I. validado en estado
estacionario mediante flujos de potencia.
3.2. Modelación y validación de líneas de transmisión
Los modelos eléctricos que representan el
funcionamiento de una línea de transmisión se calculan a
partir de la geometría de las torres y de las características
de los conductores [9] [16].
42
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Figura 3: Metodología de modelación y validación del S.N.I en
HYPERsim
Además, HYPERsim utiliza el modelo de parámetros
constantes (CP), diferenciando modelos para LT
transpuestas y no traspuestas, y el modelo de parámetros
dependientes de la frecuencia (FD) [7] [9]. En este
trabajo se utilizan, en su mayoría, modelos CP para la
modelación de LTs debido a que HYPERsim cuenta con
una herramienta que permite su cálculo y del modelo .
Los parámetros de un modelo son de secuencia
positiva y cero, tal como se muestra en (1).
Donde R, L, C corresponden a resistencia,
inductancia y capacitancia, respectivamente. Mientras
que, los subíndices “1” y “0” representan a los valores de
secuencia positiva y negativa. En la Fig. 4 se sintetiza la
representación de una LT.
De igual forma, la geometría de las torres, la
resistividad del suelo, el vano, la distancia entre fases o
la distancia entre fases e hilos de guarda, entre otros,
varían a lo largo de una LT. Por este motivo, al calcular
el modelo CP de una línea con una geometría de torre
estándar se puede incurrir en errores.
Figura 4: Modelo de Línea de Transmisión
En relación a lo antes expuesto, se propone una
metodología de validación de modelos de LT en
HYPERsim, en la cual los datos ingresados son
previamente validados en Matlab y PowerFactory de
DIgSILENT.
Primero, utilizando un script de programación en
Matlab y datos estándar de geometría de torres y tipo de
conductores se calcula el modelo o EMT de la LT,
dependiendo del análisis a realizar. Después, se
comparan los resultados obtenidos con los modelos de
referencia de la base de datos en PowerFactory; si los
modelos coinciden con un error aceptable, los datos de
geometría de torre y características de conductores son
ingresados en la herramienta de cálculo de HYPERsim y
se obtiene el modelo CP. Este modelo se asigna a la
correspondiente LT en el diagrama del S.N.I. construido
en HYPERsim.
Por el contrario, si el modelo calculado en Matlab
y el de referencia no coinciden, se realiza un proceso de
optimización no lineal multivariable en Matlab, donde la
función objetivo pretende minimizar el error entre los
parámetros calculados en Matlab y los de referencia de
PowerFactory. En (2) se detalla la función objetivo
aplicada.
(2)
Donde el subíndice “r” corresponde a los parámetros
de referencia de PowerFactory y “c” a los parámetros
calculados en Matlab; los paréntesis
Param(fila,columna) representan todos los valores de
fila o columna y las constantes K1 y K0 son pesos
asignados a los valores de secuencia positiva y cero,
respectivamente. Adicionalmente, K1 y K0 podrían tomar
valores de 1, sin embargo, se encontró mejores resultados
con valores entre 1.000 y 10.000. En condiciones
normales, K1 debe ser igual a K0, K1=K0; no obstante, en
ciertas LT del S.N.I. se logra minimizar el error de los
parámetros de secuencia positiva pero no los de
secuencia cero, en ese caso, se recomienda que K1 sea
mayor a K0 dentro de los límites establecidos en (3). Los
pasos descritos se resumen en el flujograma de la Fig. 5.
(3)
Figura 5: Metodología de validación de modelos de Líneas de
Transmisión para HYPERsim
4. METODOLOGÍA PROPUESTA PARA LA
MODELACIÓN Y VALIDACIÓN DEL S.N.I
EN ESTADO DINÁMICO
En esta sección, se busca replicar y validar el
comportamiento real del grupo generador – AVR – PSS
utilizando un modelo eléctrico dinámico.
Para ello, se realizan diferentes ensayos donde se
evalúa la respuesta del grupo generador – AVR – PSS al
ingresar un pulso en el voltaje de referencia de hasta 5%
del voltaje terminal de la máquina. Estas pruebas se
realizan en vacío y con diferentes potencias de
(1)
43
Constante et al. / Metodología para Modelación Estacionaria y Dinámica del S.N.I en HYPERsim
generación. Con estos ensayos se realiza un proceso de
identificación paramétrica y se obtienen modelos
dinámicos validados del tipo generador – barra infinita.
En este sentido, actualmente CENACE y CELEC EP
cuentan con modelos dinámicos validados para las
centrales hidroeléctricas Coca Codo Sinclair (CCS) y
Sopladora, con modelos del tipo generador – barra
infinita.
Es así que para validar el S.N.I. en HYPERsim de
forma dinámica se ingresan estos modelos validados,
incluyendo sus sistemas de control, AVR y PSS. Luego,
se realizan las pruebas de pulso en el voltaje de referencia
(Vref) del AVR para cada central. Si el S.N.I. está
correctamente modelado, entonces la respuesta
generadora – S.N.I. debe ser muy similar a la respuesta
generador – barra infinita. Los ensayos son los
siguientes:
Encontrar la potencia de oscilación de CCS con el
PSS desactivado, ingresando un pulso en el Vref del
AVR de 5% del voltaje terminal (Vt). La potencia
de oscilación debe ser igual entre los sistemas
generador – barra infinita y generador –S.N.I.
Activado el PSS de CCS y entregando su potencia
máxima, 1500 MW, dar un pulso en el Vref del
AVR de 5% del Vt; comparar la respuesta del
voltaje de campo (Vf) y la potencia eléctrica
entregada (Pe), entre los sistemas generador – barra
infinita y generador –S.N.I.
En Sopladora, entregando una potencia de 477 MW,
dar un pulso en el Vref del AVR de 5% del Vt, con
y sin PSS; comparar la respuesta del Vf y la Pe,
entre los sistemas generador – barra infinita y
generador –S.N.I.
5. RESULTADOS
5.1. Optimización de Líneas de Transmisión
En este apartado se presenta un ejemplo de cómo la
metodología de validación de LT, específicamente el
proceso de optimización, permite encontrar valores de las
variables independientes que se ajusten a los parámetros
de referencia del modelo .
Como ejemplo se toma la LT Santo Domingo – Santa
Rosa, con las siguientes características: voltaje de 230
kV, distancia de 78.34 km, 6 conductores de fase tipo
“Bluejay 1113”, 1 hilo de guarda tipo “OPWG” y
geometría estándar para su torre. Las características
estándar de los conductores “Bluejay 1113” y “OPWG”
se detallan en la ¡Error! No se encuentra el origen de
la referencia. y 2¡Error! No se encuentra el origen de
la referencia., respectivamente.
Los parámetros de referencia del modelo de esta
línea se detallan a continuación, en el mismo orden de
(1):
Con los datos definidos anteriormente y con una
resistividad del suelo de 116 Ω/m se calcula el modelo
en Matlab; los resultados son los siguientes:
El error, en porcentaje, entre los datos de referencia y
los datos calculados se presentan a continuación:
El error total es de 15,3%, donde el principal valor de
error está en la resistencia de secuencia positiva, 8,07%.
Dado que el error es significativo, se inicia un proceso de
optimización de acuerdo a la metodología definida en III.
Las variables independientes (características de
conductores, geometría de torre y resistividad del suelo)
resultantes del proceso de optimización se presentan en
la tercera columna de las Tablas 1 y 2. Es importante
destacar que el valor que más varia es la resistencia DC
del conductor “Bluejay 1113” y por ende es al cual se le
dio un límite de +15% para la optimización. Además, la
resistividad del suelo se mantiene en 116 Ω/m. Los
parámetros del modelo obtenidos con los datos de
entrada optimizados son:
Con un error en relación a los parámetros de
referencia, en porcentaje, de:
Al minimizar el error se concluye que los parámetros
del modelo obtenidos a partir de los datos de entrada
optimizados son adecuados y están validados. Como
resultado, estos datos son ingresados en HYPERsim para
calcular el modelo CP de la LT Santo Domingo – Santa
Rosa.
Tabla 1: Características normales y optimizadas del conductor
“Bluejay 1113”
Descripción
Valor
Valor optimizado
Diámetro [cm]
3,2
3.2356
Resistencia DC
[Ω/km]
0,051
0.0559
T/D ratio
0,375156
0.3921
Tabla 2: Características normales optimizadas del conductor
“OPWG”
Descripción
Valor
Valor optimizado
Diámetro [cm]
1,6
1.5514
Resistencia DC
[Ω/km]
0,31875
0.3178
T/D ratio
0,318
0.3283
5.2. Validación del S.N.I. en HYPERsim en estado
estacionario
De acuerdo a lo detallado en la sección III, la
metodología de validación en estado estacionario se basa
en comparar los flujos de potencia (FP) entre
44
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
PowerFactory, sistema de referencia, y HYPERsim.
En la Tabla 3 se resumen los voltajes de varias barras
del S.N.I. obtenidos a partir del cálculo de flujos de
potencia en los dos programas y utilizando los datos
optimizados en HYPERsim. Los resultados obtenidos
tienen un 99.9% de coincidencia en la mayoría de barras
del S.N.I.
Tabla 3: Comparación de voltajes en barras entre PowerFactory y
HYPERsim
Barra
Voltaje [kV]
PowerFactory
HYPERsim
Pomasqui 230 kV
231,60
231,615
El Inga 230 kV
231,45
231,46
Santa Rosa 230 kV
230,71
230,74
Paute – Molino 230 kV
236,95
236,95
Pascuales 230 kV
229,97
230
Chorrillos 230 kV
230,06
230,09
Sopladora 230 kV
233,61
233,606
Milagro 230 kV
228,68
228,7
El Inga 500 kV
501,69
501,71
San Rafael 500 kV
503,36
503,34
5.3. Validación del S.N.I. en HYPERsim en estado
dinámico
Para validar el S.N.I. en estado dinámico, de acuerdo
a lo detallado en la sección IV, es necesario modelar el
grupo Generador – AVR – PSS en HYPERsim. En las
Fig. 6 y Fig.7 se muestra el modelamiento de CCS y
Sopladora integrados al S.N.I., respectivamente. En las
figuras, los símbolos “SM” corresponden a generadores
sincrónicos, mientras que los símbolos “AVR_PSS” son
los sistemas de control construidos en Simulink e
importados a HYPERsim.
Figura 6: Vista del modelamiento dinámico de CCS en
HYPERsim
Figura 7: Vista del modelamiento dinámico de Sopladora en
HYPERsim
Es importante destacar que no es necesario inicializar
las variables de estado de las funciones de transferencia
de los sistemas de control ya que HYPERsim lo hace
automáticamente al ejecutar las condiciones iniciales del
flujo de potencia. A manera de ejemplo, la Fig. 8 muestra
el AVR y PSS de CCS construido en Simulink. Por el
contrario, el Vref si debe ser inicializado en HYPERsim
y se lo hace mediante un programador en código C
llamado “C Code”.
5.3.1 Validación dinámica CCS sin PSS
La potencia de oscilación de CCS sin PSS es cercana
a los 1000 MW; en la Fig. 9 aparece la respuesta de la
potencia eléctrica (Pe) de CCS, ante un pulso en el Vref
de 5% del Vt, con un periodo de 50 segundos, un ciclo de
trabajo de 50% y entregando 900 MW. La Fig. 9a
muestra la oscilación de referencia con generador – barra
infinita y la Fig. 9b la respuesta de HYPERsim con
generador – S.N.I. Se observa que los sistemas oscilan
con magnitud ligeramente diferente, pero su
amortiguamiento es positivo, lo que permite concluir que
tienen una respuesta bastante similar ante la misma
perturbación.
Figura 8: AVR y PSS de CCS en Simulink para ser importado a
HYPERsim
Figura 9: Oscilación de la Pe de CCS ante un pulso en el Vref a
900 MW, sin PSS; a) Generador – barra infinita, b) Generador –
S.N.I.
Figura 10: Respuesta del Vf de CCS entre sistemas de generador –
barra infinita y generador – S.N.I., con PSS activado
b)
45
Constante et al. / Metodología para Modelación Estacionaria y Dinámica del S.N.I en HYPERsim
5.3.2 Validación dinámica CCS con PSS
Al activar el PSS y generando 1.500 MW, se compara
la respuesta de Vf y Pe entre los sistemas generador –
barra infinita y generador – S.N.I. Esta comparación se
muestra en las Fig. 10 y Fig. 11, respectivamente. Las
líneas de color azul son el sistema de referencia y las
líneas de color rojo son el resultado en HYPERsim. Se
observa claramente que la respuesta es muy similar, lo
que permite concluir, hasta cierto punto, que la
modelación del S.N.I. es correcta.
Figura 11: Respuesta de la Pe de CCS entre sistemas de generador
– barra infinita y generador – S.N.I., con PSS activado
5.3.3 Validación dinámica de Sopladora sin PSS
Las Fig. 12 y Fig. 13 muestran el comportamiento del
Vf y Pe para la central Sopladora con una potencia de
generación de 477 MW y con el PSS desactivado. Aquí,
se siguen utilizando los sistemas: generador – barra
infinita (referencia) y generador – S.N.I (caso de
estudio).
5.3.4 Validación dinámica de Sopladora con PSS
En las Fig. 14 y Fig. 15 se muestra la respuesta de la
central Sopladora con las mismas condiciones de
operaciones y PSS activado. La respuesta de la central
integrada al S.N.I. es muy similar al sistema de barra
infinita, su tendencia es la misma, aunque su amplitud y
fase es ligeramente diferente; esto se debe a que al
realizar las pruebas en Sopladora se encuentran activados
los sistemas de control de CCS, y al ser CCS el generador
más grande del S.N.I., aporta a las oscilaciones o al
amortiguamiento de Sopladora.
Figura 12: Respuesta del Vf de Sopladora entre sistemas de
generador – barra infinita y generador – S.N.I., con PSS
desactivado
5.4. Energización del corredor de transmisión El
Inga-Tisaleo-Chorrillos 500 kV del S.N.I.
El análisis de transitorios electromagnéticos durante
la energización del corredor de transmisión El Inga-
Tisaleo-Chorrillos 500 kV del S.N.I ha sido escogido
como ejemplo práctico para mostrar la importancia de las
metodologías de modelación y validación en HYPERsim
propuestas en este trabajo técnico.
Figura 13: Respuesta de la Pe de Sopladora entre sistemas de
generador – barra infinita y generador – S.N.I., con PSS
desactivado
Figura 14: Respuesta del Vf de Sopladora entre sistemas de
generador – barra infinita y generador – S.N.I., con PSS activado
Figura 15: Respuesta de la Pe de Sopladora entre sistemas de
generador – barra infinita y generador – S.N.I., con PSS activado
Para este fin, se emplearon dos técnicas de
energización de LTs de extra alto voltaje como son:
mando sincronizado y resistencia de pre-inserción. De
igual forma, se definió a la subestación (SE) Chorillos
como el punto de inicio en la secuencia de energización,
seguida de la SE Tisaleo, y finalmente el punto de
sincronización en la SE El Inga debido a su cercanía con
la Central CCS.
Para las simulaciones realizadas, se consideraron
como valores máximos de sobrevoltaje los propuestos en
[17], donde los valores limites están alrededor de 1,2 a
1,8 p.u. durante la energización de líneas de transmisión
y transformadores.
5.4.1 Energización con mando sincronizado
Esta técnica se basa en el cierre de interruptores en
puntos específicos de la onda de voltaje, usualmente
durante el cruce por cero, para atenuar el impacto de la
maniobra y extender la vida útil de los equipos [18]. En
46
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
este sentido, interruptores con mando sincronizado
fueron simulados en las barras de las SEs Chorrillos,
Tisaleo y El Inga.
La Fig. 16 indica los resultados en HYPERsim, luego
de cerrar la posición Tisaleo en la subestación Chorrillos
500 kV cruzando por cero. La secuencia de cierre
controlado fue la siguiente: ABC, con tiempos de cierre,
0,100675 s para la fase “A”, 0,106205 s para la fase “B”
y 0,111735 s para la fase “C”. Específicamente, la Fig.
16a corresponde a las ondas de voltaje en la barra de
Chorillos, la Fig. 16b las ondas de voltaje en el inicio de
la LT Tisaleo-Chorrillos y la Fig. 16c el voltaje en el final
de esta línea.
Figura 16: Resultado del cierre de la posición Tisaleo en HYPERsim con mando sincronizado; a) Barra Chorrillos 500 kV; b) Inicio LT
Tisaleo-Chorrillos 500 kV; c) Final LT Tisaleo-Chorrillos 500 kV
5.4.2 Energización con resistencia de pre-inserción
En este escenario, se modelaron interruptores con
resistencia de pre-inserción en las SEs Chorrillos y El
Inga. Esta técnica se fundamenta en conectar resistencias
en serie con los interruptores principales. Luego, estas
resistencias son aisladas utilizando un interruptor
conectado en paralelo que garantiza la continua
energización de la línea de transmisión. De esta forma, se
asegura tener una carga baja en la línea y, por
consiguiente, que la sobretensión en el cierre o recierre
se reduzca [17]. Las resistencias modeladas son de 400
ohmios y tienen un tiempo de operación de 8 ms.
Al igual que en el caso anterior, en la Fig. 17 se
muestran los resultados en HYPERsim luego de cerrar la
posición Tisaleo en la subestación Chorillos, pero esta
vez con la técnica de resistencia de pre-inserción. En esta
simulación, el interruptor principal conectado a la
resistencia actúa a los 0,100675 s, mientras que el
interruptor auxiliar a los 0,108675 s.
Claramente se observa como los picos de voltaje en
el inicio y el final de la LT bajo estudio se ven atenuados
a valores ligeramente menores que 400 kV, mientras que
el caso anterior estos picos superaban este valor durante
la maniobra de energización.
Figura 17: Resultado del cierre de la posición Tisaleo en HYPERsim con resistencia de pre-inserción; a) Barra Chorrillos 500 kV; b)
Inicio LT Tisaleo-Chorrillos 500 kV; c) Final LT Tisaleo-Chorrillos 500 kV
La Tabla 4 contiene los valores de voltaje obtenidos
de las simulaciones en HYPERsim para todo el corredor
de transmisión analizado. Los valores resaltados en color
rojo muestras los máximos, positivos y negativos,
alcanzados para las dos técnicas de energización
aplicadas.
De estos resultados, y para el caso de energización
con resistencias de pre-inserción, se tiene que la LT El
Inga – Tisaleo podría alcanzar un valor máximo de
voltaje igual a 1,1551 p.u. verificado en el extremo de
línea que llega a la SE Tisaleo y un valor máximo
negativo de -1,1692 p.u. verificado en el extremo de línea
que llega a la SE El Inga. Mientras que, para la línea de
transmisión Tisaleo – Chorrillos se tiene un valor
máximo de 1,1278 p.u. y un valor máximo negativo igual
a -1,1692 p.u. verificado en el extremo de línea que llega
a la SE Tisaleo.
Por otra parte, y al usar la técnica de mando
sincronizado, se tiene que la LT El Inga – Tisaleo el valor
máximo de su onda de voltaje es 1,2506 p.u. verificado
en el extremo de línea que llega a la SE Tisaleo y el valor
máximo negativo es de -1,1924 p.u. verificado en el
a)
b)
c)
a)
b)
c)
47
Constante et al. / Metodología para Modelación Estacionaria y Dinámica del S.N.I en HYPERsim
extremo de línea que llega a la SE El Inga. Mientras que,
para la línea de transmisión Tisaleo – Chorrillos se tiene
un valor máximo de 1,2506 p.u. y un valor máximo
negativo igual a -1,1898 p.u. verificado en el extremo de
línea que llega a la SE Tisaleo.
En ambos casos analizados, se confirma una
disminución en los valores de sobrevoltaje alcanzados al
utilizar interruptores con resistencia de pre-inserción. Por
ejemplo, los valores positivos y negativos de la LT El
Inga-Tisaleo se reducen en 7,63% y 1,95%,
respectivamente. Para la LT Tisaleo – Chorrillos los
valores se alcanza una de reducción de 9,82% y 1,73% en
los sobrevoltajes positivos y negativos. Los valores
mostrados en p.u. fueron calculados considerando un
voltaje base igual a 408,25 kV.
Tabla 4: Resultados de energización del corredor analizado con resistencias de pre-inserción y con mando sincronizado.
Resistencia de pre-inserción
Mando sincronizado
Señal
Extremo de LT
Valor min. [kV]
Valor máx. [kV]
Valor min. [kV]
Valor máx. [kV]
SE_Chorrillos_Va
-
-452,013
452,727
-478,103
479,288
SE_Chorrillos_Vb
-
-461,609
460,439
-468,251
480,508
SE_Chorrillos_Vc
-
-448,935
428,145
-444,940
472,519
In_LT_Tis_Chor_Va
Chorrillos
-452,013
452,727
-478,104
479,288
In_LT_Tis_Chor_Vb
Chorrillos
-461,610
460,439
-468,251
480,508
In_LT_Tis_Chor_Vc
Chorrillos
-448,936
428,145
-444,940
472,520
Fn_LT_Tis_Chor.Va
Tisaleo
-454,198
448,958
-485,767
499,882
Fn_LT_Tis_Chor.Vb
Tisaleo
-477,329
460,076
-470,220
510,577
Fn_LT_Tis_Chor.Vc
Tisaleo
-472,571
440,659
-457,785
509,243
SE_Tisaleo_Va
-
-454,199
448,959
-485,768
499,882
SE_Tisaleo_Vb
-
-477,330
460,076
-470,220
510,577
SE_Tisaleo_Vc
-
-472,571
440,659
-457,785
509,244
In_LT_Inga_Tis_Va
Tisaleo
-454,199
448,959
-485,768
499,883
In_LT_Inga_Tis_Vb
Tisaleo
-477,330
460,076
-470,220
510,577
In_LT_Inga_Tis_Vc
Tisaleo
-472,572
440,659
-457,786
509,244
Fn_LT_Inga_Tis_Va
El Inga
-438,089
432,220
-464,293
461,173
Fn_LT_Inga_Tis_Vb
El Inga
-446,292
471,564
-486,831
472,382
Fn_LT_Inga_Tis_Vc
El Inga
-434,708
463,514
-473,804
456,149
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Este trabajo presenta una metodología de modelación
y validación en estado estacionario, así como estado
dinámico para sistemas eléctricos de potencia aplicadas
en el simulador digital en tiempo real de OPAL-RT;
específicamente en el software HYPERsim. De igual
forma, estas metodologías fueron probadas utilizando sus
modelos eléctricos resultantes para la simulación y
análisis de transitorios electromagnéticos del corredor de
transmisión El Inga-Tisaleo-Chorrillos 500 kV del S.N.I.
El principal aporte de este trabajo es entregar una
modelación robusta y validada del S.N.I ecuatoriano en
HYPERsim, que es capaz de utilizarse en análisis en
estados dinámico y estacionario. En este sentido,
CENACE y CELEC EP han venido utilizándolo para
llevar a cabo el proyecto de sintonización de PSSs en las
principales centrales hidroeléctricas del país.
Por otro lado, al tener el S.N.I. en HYPERsim se
pueden realizar estudios dinámicos especializados en
tiempo real e interactuar con equipos reales externos
(Hardware-in-the-loop), como por ejemplo evaluación de
relés de protección, PMUs, AVRs, PSSs, sistemas de
protección sistémica, etc., además de realizar estudios
que permitan ver la respuesta de varios componentes ante
una perturbación; esto presenta una ventaja respecto de
los modelos de generador – barra infinita.
Por último, las simulaciones realizadas sobre la
energización de LTs de extra alto voltaje permitieron
verificar que utilizar interruptores equipados con
resistencia de pre-inserción presentan mejores resultados
y son una opción para el S.N.I ecuatoriano. Lo cual es un
dato importante debido a la experiencia reciente con la
que se cuenta al momento, respecto a maniobras
operativas en el sistema de 500 kV.
Como trabajos futuros se plantean la vinculación del
modelo en HYPERsim con Python; además de la
creación de casos de estudio con diferentes estados de
generación – carga para un día o varios días, ingresar los
sistemas de protecciones, programas de entrenamiento
para operadores y la creación de un banco de pruebas de
PMUs.
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Laboratorio de Simulación Digital en Tiempo Real
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48
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[8] M.-S. Zhang, Y.-S. Li, L.-P. Li, and C. Jia,
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Density Connectors by Using Multisegment
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simulation method that considers asymmetric faults
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kV d Above 2nd Edition, Second. Schenectady, New
York, 1982.
[18] V. Rolón, J. Pérez, and O. M. Torres, “CONTROL
DE CIERRE EN INTERRUPTORES CON
MANDO SINCRONIZADO PARA
DISMINUCIÓN DE SOBRETENSIONES DE
ENERGIZACIÓN EN TRANSFORMADORES
TRIFÁSICOS,” XIII Semin. del Sect. Eléctrico
Paraguayo - CIGRE, pp. 1–10, 2018.
Joffre Remigio Constante. -
Nació en Quito, Ecuador en 1991.
Recibió su título de Ingeniero
Eléctrico de la Universidad
Politécnica Salesiana en 2013 y de
Magister en Eficiencia Energética
de la Escuela Politécnica Nacional
en 2016. Actualmente, desarrolla
sus estudios doctorales en la Universidad Nacional de
San Juan. Trabajó en el INER, en temas de calidad de
energía, movilidad eléctrica terrestre y marítima,
eficiencia energética; y colaboró en la Subgerencia
Nacional de Investigación y Desarrollo de CENACE.
Augusto Jonathan Riofrio. -
Nació en Quito. Recibió su título
de Ingeniero Eléctrico en 2015 de
la Universidad Politécnica
Salesiana (UPS). Actualmente,
estudia su MSc. en Sistemas
Eléctricos de Potencia en la
facultad de Ingeniería Eléctrica e
Informática (VIK) de la Budapest
University of Technology and Economics (BME) -
Hungría. Además, se desempeñó como Analista Técnico
en el INER, Ingeniero de CENACE e investigador junior
en proyectos conjuntos de CELEC EP-Coca Codo
Sinclair y CENACE. Sus áreas de investigación se
enfocan en el desarrollo de herramientas para la
seguridad de sistemas eléctricos de potencia, micro redes
y movilidad eléctrica.
Aharon Bhawan De La Torre.-
Recibió el título de Ingeniero
Eléctrico en 2013, entre 2012 y
2013 colaboró en CENACE, en la
implementación del Sistema de
Monitoreo de Área Extendida -
WAMS del S.N.I., entre 2013 y
2015 colaboró en el desarrollo y
actualización de los procedimientos
para la inclusión de la información del sistema WAMS
en los procesos postoperativos. Actualmente colabora en
la Subgerencia de Investigación y Desarrollo del
CENACE y sus áreas de interés incluyen los sistemas
WAMS, la simulación RDTS y las Smart Grids.
Jaime Cristóbal Cepeda. - Nació
en Latacunga, Ecuador en 1981.
Recibió el título de Ingeniero
Eléctrico en la Escuela Politécnica
Nacional en 2005, y el de Doctor
en Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Nacional de San Juan
UNSJ en 2013. Colaboró como
investigador en el Instituto de
Energía Eléctrica, UNSJ, Argentina y en el Instituto de
Sistemas Eléctricos de Potencia, Universidad Duisburg-
Essen, Alemania entre 2009 y 2013. Actualmente se
desempeña como Gerente Nacional de Desarrollo
Técnico de CENACE y como Profesor a Tiempo Parcial
en la Escuela Politécnica Nacional.
49
