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PLANTA AES FONSECA ENERGIA 250 MW

ESTUDIO DE INTERCONEXION AL SISTEMA DE TRANSMISION DE EL SALVADOR (Alternativa de Interconexión 230 kV/115 kV)

San Salvador, 30 de Julio del 2007 ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV) Página 1

INDICE DE CONTENIDO Resumen Ejecutivo ................................................................................................. 4 1. Introducción ......................................................................................................... 6 2. Metodología......................................................................................................... 7 3. Datos del Sistema de Transmisión ...................................................................... 8 3.1 Criterios de Desempeño del Sistema de Transmisión ..................................... 8 3.1.1 Tensiones aceptables de barras colectoras ............................................ 8 3.1.2 Cargabilidad aceptable de líneas y transformadores .............................. 8 3.1.3 Corrientes de Falla .................................................................................. 9 3.2 Demanda del Sistema ...................................................................................... 9 3.3 Modelo de la Generación ............................................................................... 10 3.3.1Desarrollo de la Generación ................................................................... 11 3.4 Modelo del Sistema de Transmisión .............................................................. 11 3.4.1 Desarrollo del Sistema de Transmisión ................................................. 11 3.5 Proyecto AES Fonseca Energía .................................................................... 11 3.5.1 Datos del Proyecto ................................................................................ 12 4. Análisis del Sistema de Transmisión ................................................................. 13 4.1 Escenarios Modelados ................................................................................... 13 4.2 Resultados de los Análisis de Flujos de Carga .............................................. 15 4.3 Conclusiones ................................................................................................. 18 5. Estabilidad Transitoria del Sistema ................................................................... 20 5.1 Objetivos Específicos del Análisis .................................................................. 20 5.2 Metodología ................................................................................................... 21 5.3 Modelos Dinámicos del Generador y Controles de la Planta AESFE ............ 22 5.3.1 Generador ............................................................................................. 22 5.3.2 Sistema de Excitación ........................................................................... 22 5.3.3 Turbina y Regulador de Velocidad ........................................................ 24 5.3.4 Verificación de la Respuesta de los Controles ...................................... 25 5.4 Estudio dinámico del sistema ......................................................................... 28 5.5 Resumen de Resultados del Estudio Dinámico ............................................. 74 5.6 Conclusiones y recomendaciones ................................................................. 75 6. Estudio de cortocircuito ..................................................................................... 76 6.1 Escenarios analizados ................................................................................... 76 6.2 Resultados del estudio ................................................................................... 76 6.3 Conclusiones ................................................................................................. 77 7. Esquema de Protección de la Planta AESFE .................................................... 78 7.1 Interconexión de la Planta AESFE ................................................................. 78 7.2 Protección de las Líneas ................................................................................ 78 7.3 Protección de la Barra.................................................................................... 81 7.4 Protección del Transformador Elevador ......................................................... 81 7.5 Protección del Generador .............................................................................. 82 8. Transientes Electromagnéticos ......................................................................... 85 ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV) Página 2

8.1 Objetivos de Estudio ....................................................................................... 85 8.2 Introducción ..................................................................................................... 85 8.3 Representación y Modelo del Sistema de Transmisión ................................... 86 8.3.1 Equivalentes de secuencia ......................................................................... 86 8.3.2 Modelado de las líneas de transmisión ....................................................... 87 8.3.3 Modelo del Generador ................................................................................ 88 8.3.4 Modelo de los transformadores ................................................................... 89 8.4 Resultados ...................................................................................................... 89 8.4.1 Energización de líneas en vacío en el escenario de carga máxima. .......... 90 8.4.1.1 Línea de transmisión Aguas Calientes – AES .................................... 90 8.4.1.2 Línea de transmisión 15 de Setiembre – AES .................................... 96 8.4.1.3 Resumen de resultados, energización de líneas en vacío en el escenario de carga máxima. ........................................................................ 102 8.4.2 Energización de líneas en vacío en el escenario de carga mínima. ........ 103 8.4.2.1 Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en AES ..................................................................... 103 8.4.2.2 Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en AES ..................................................................... 105 8.4.2.3 Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en AES ..................................................................... 106 8.4.2.4 Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en 15 de Setiembre .................................................. 108 8.4.2.5 Resumen de resultados, energización de líneas en vacío en el escenario de carga mínima. ......................................................................... 109 8.4.3 Desconexión de líneas de transmisión por liberación de fallas monofásicas y trifásicas. Energización de líneas por recierre monopolar y tripolar. ...... 109 8.4.3.1 Cortocircuitos trifásicos a tierra. ....................................................... 110 8.4.3.2 Cortocircuitos monofásicos a tierra. ................................................. 116 8.4.3.3 Resumen de Resultados. ................................................................. 121 8.5 Conclusiones ............................................................................................... 122 9. Conclusiones y Recomendaciones ................................................................. 123 9.1 Principales Conclusiones ............................................................................. 123 9.2 Recomendaciones ....................................................................................... 124

Anexos Anexo A Anexo B

Diagramas Unifilares Resultados Flujos de Carga Características principales del generador, su regulador de voltaje, el sistema de excitación y el gobernador de la turbina. Anexo C Diagramas Unifilares Resultados Estudio Cortocircuitos Anexo D - E Resultados Adicionales Estudio de Transientes Electromagnéticos

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PLANTA AES FONSECA ENERGIA 250 MW ESTUDIO DE INTERCONEXION AL SISTEMA DE TRANSMISION DE EL SALVADOR Resumen Ejecutivo Este informe documenta los resultados de los análisis técnicos realizados por DYMEL para estudiar el impacto en la operación del Sistema de Transmisión Nacional de El Salvador, de la Central de Generación térmica AES Fonseca Energía. El proyecto contempla la operación de un generador con capacidad instalada de 250 MW. La planta estará localizada en el Departamento de La Unión, en la parte oriental del Sistema de Transmisión Nacional de El Salvador. En un primer estudio se analizó la interconexión de la planta AESFE a la subestación de La Unión por medio de una línea de doble circuito a 115 kV. Se determinó que este esquema de interconexión ocasiona sobrecargas térmicas en varias líneas a 115 kV del anillo de oriente por lo que se procedió a analizar una segunda opción de interconexión. En este informe se reportan los resultados del análisis de esta segunda opción que considera la interconexión de la planta a la línea a 230 kV 15 de Septiembre – Agua Caliente y por medio de una línea a 115 kV a la subestación La Unión. La entrada en línea de la planta está contemplada para el primer trimestre del año 2010. Conforme y cumpliendo los requerimientos técnicos de ETESAL, se analizó el comportamiento del Sistema de Transmisión de El Salvador, antes y después de que la planta sea conectada a la red nacional. El desempeño de la nueva central fue analizado bajo condiciones de operación de la red en estado estable y se investigó también la capacidad de la planta para mantenerse en sincronismo con el sistema de transmisión en los casos de disturbios severos en la operación del mismo y con la planta operando a máxima capacidad. Las diferentes simulaciones llevadas a cabo tomaron como base las condiciones esperadas en la red de transmisión centroamericana y de El Salvador para el año 2010. Para este horizonte se tomaron en cuenta únicamente aquellos proyectos locales y regionales de los cuales se tiene el suficiente grado de certidumbre de realización, incluyendo la interconexión Guatemala-México que se espera esté lista para el año 2008, así como la red SIEPAC proyectada para entrar en operación a finales del mismo año. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV) Página 4

Los análisis desarrollados incluyeron simulaciones de distintos escenarios de la demanda esperada para el año 2010. En todos los escenarios el comportamiento del sistema fue estudiado bajo condiciones de demanda máxima, media y mínima, utilizando los despachos preparados por ETESAL para la temporada de lluvias y para la época seca, bajo condiciones normales de operación y para contingencia simple (N-1) y algunas contingencia múltiples, lo que permitió verificar los márgenes de seguridad que requiere el Reglamento de Operación del Sistema. Los resultados de los análisis muestran que: a) La operación de la planta AESFE contribuye al soporte de voltaje en la barra de 115 kV de la subestación La Unión y al resto del anillo de Oriente a 115 kV; b) El disparo de la planta tanto durante las horas de demanda máxima, como durante la demanda mínima del sistema, no provoca inestabilidad en el sistema. El disparo de AESFE en demanda mínima, cuando esta está entregando su máxima potencia de 250 MW, tampoco produce disparo de carga por baja frecuencia (EDACBF); c) La falla más severa desde el punto de vista de estabilidad es un cortocircuito trifásico cercano a la barra de 230 kV de la subestación AESFE en condiciones de carga mínima. El estudio revela que ante esta falla, el generador mantiene el sincronismo con la red; d) Si bien el disparo del generador de AESFE provoca una sobrecarga en el autotransformador de 220 MVA (400/230 kV) de la subestación Los Brillantes (Guatemala), cuando el flujo de potencia de México a Guatemala es mayor a 30 MW, el “Estudio de Compensación Reactiva” estableció que esta condición se presenta también aún sin la planta AESFE, ante otros disparos de generación en la región; e) La interconexión de la planta no ocasiona violaciones de voltaje ni sobrecargas en condiciones de operación normal ni durante contingencias.

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1. Introducción AES-Fonseca Energía (AESFE) está evaluando la construcción de una central térmica con una capacidad instalada de 250 MW. La planta estará localizada en el Departamento de La Unión, en la parte oriental del Sistema de Transmisión Nacional de El Salvador, y se interconectará a la línea de 230 kV 15 de Septiembre – Agua Caliente y por medio de una línea a 115 kV a la subestación La Unión. El presente estudio cumple los requerimientos de ETESAL contenidos en el documento “Procedimiento para el Acceso a la Red Eléctrica de Nuevos Puntos de Inyección o Ampliación de la Capacidad de Generación”, y el mismo tiene como objetivo evaluar el potencial impacto en el Sistema de Transmisión de El Salvador y en el Sistema Eléctrico Regional (SER), de la puesta en operación de la central AESFE. Los objetivos específicos que persigue el estudio son: ƒ

Cumplir con los requisitos del “Procedimiento para el Acceso a la Red Eléctrica de Nuevos Puntos de Inyección o Ampliación de la Capacidad de Generación”.

ƒ

Con base en los criterios de confiabilidad establecidos en el Reglamento de Operación de la Unidad de Transacciones (UT), determinar la viabilidad de la operación de la planta bajo las condiciones del sistema más adversas previsibles, sin que se violen dichos criterios;

ƒ

Evaluar el desempeño del Sistema de Transmisión en condiciones de operación normal y ante contingencias severas, considerando los requerimientos contemplados en el en el Reglamento de Operación de la UT, en lo que concierne a los aspectos de Calidad, Seguridad y Desempeño del Sistema de Transmisión de El Salvador;

ƒ

Evaluar el impacto de la planta AESFE en las instalaciones existentes y determinar si son necesarios refuerzos para hacer viable su operación.

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2. Metodología Con el objetivo de analizar la viabilidad de este proyecto de generación desde el punto de vista de su impacto en la operación de la red de transmisión de El Salvador, el presente estudio incorpora las correspondientes simulaciones de flujos de carga y cortocircuito, así como también un análisis de estabilidad transitoria antes y después de que la planta sea conectada a la red nacional. El estudio tiene su punto de partida en la simulación de distintos escenarios posibles de las condiciones del Sistema de Transmisión, tanto en estado estable como en estado transitorio y dinámico. El escenario base que sirve como modelo básico del sistema, es el comportamiento de la red en el año 2010, sin la planta AESFE. El Sistema Eléctrico Regional lo componen los Sistemas de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá interconectados por una sola línea de un circuito a 230 kV. Por las características propias de la topología longitudinal del sistema, la capacidad de transferencia entre países es relativamente baja (menos de 100 MW). La línea SIEPAC y refuerzos asociados se espera que entren en operación a fines del año 2008 o principios del 2009 e incrementarán la capacidad de transferencia entre países a 300 MW. Para los años 2008 – 2009 se tiene prevista la entrada en operación de la Interconexión México – Guatemala. Esta Interconexión consiste en una Línea de 400 kV entre el extremo sur del Sistema de México y la subestación Los Brillantes en Guatemala. En esta subestación se interconecta el sistema de 400 kV con el sistema de 230 kV de Guatemala por medio de un autotransformador 400 / 230 kV. Para los análisis del 2010, cuando se espera que entre en operación la planta, se preparó un modelo del sistema que refleja únicamente aquellos cambios topológicos con posibilidad real de materializarse antes de esa fecha. Lo anterior incluye la Interconexión con México y la red SIEPAC. De esta forma, el efecto de la planta AESFE en la operación del Sistema de Transmisión salvadoreño y la red regional, se evaluó mediante la comparación de los resultados de los análisis de dos escenarios básicos: sin y con la planta en operación. Todos los análisis se realizaron tanto para condiciones de operación normal de la red, como para las condiciones de contingencia simple (N-1), y algunas contingencia múltiples, lo que permitió verificar los márgenes de seguridad que requiere el Reglamento de Operación del Sistema.

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El modelo del sistema y las simulaciones fueron realizados mediante el uso del programa para análisis de redes de transmisión PSS/E.

3. Datos del Sistema de Transmisión 3.1 Criterios de Desempeño del Sistema de Transmisión Para determinar el desempeño aceptable del Sistema de Transmisión se utilizaron los siguientes criterios según lo define la Norma de Calidad y Seguridad Operativa de la Unidad de Transacciones:

3.1.1 Tensiones aceptables de barras colectoras Bajo condiciones normales de operación, los límites de tensiones aceptable están entre ±5% de los valores nominales (230 y 115 kV). Después de una contingencia simple, el límite superior aceptable de la tensión se considera que es de ±10% de los valores nominales. Los equipos nuevos y las unidades generadoras deben ser diseñados de tal forma que consideren cambios en el voltaje de operación por encima del 120% y por debajo del 80% del valor nominal.

3.1.2 Cargabilidad aceptable de líneas y transformadores Para condiciones normales de operación, la cargabilidad aceptable de líneas deberá ser igual o menor al 85% del valor de su capacidad térmica nominal. Ante la ocurrencia de una contingencia simple (N-1), la carga de líneas no debe sobrepasar el 100% de su capacidad térmica nominal. Para cualquier condición de demanda, los transformadores no deben ser operados con una carga superior al 90% de su capacidad nominal máxima.

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3.1.3 Corrientes de Falla Las corrientes de falla que se originen en el sistema (trifásicas o de línea-tierra), deberán ser menores que los valores nominales de cortocircuito de los equipos instalados en el sistema. 3.1.4 Estabilidad ante Fenómenos Transitorios El sistema deberá permanecer estable ante eventos que ocurran en el Sistema de Transmisión, tales como fallas de línea a tierra o disparos de alimentadores con la consiguiente pérdida de la carga. 3.1.5 Niveles de amortiguamiento para Estabilidad Dinámica Las oscilaciones de potencia en la red deberán amortiguarse rápidamente después de ocurrir cualquier evento o después de efectuarse cambios bruscos en el sistema de transmisión.

3.2 Demanda del Sistema Los escenarios analizados parten de proyecciones de demanda por subestación para el año 2010, preparadas por ETESAL. La variación promedio de la demanda en El Salvador a lo largo del día típico según las bases de datos de ETESAL se muestra a continuación: Tabla 3.2.1 Variación de la Carga Diaria Carga Máxima

Carga Media

Carga Mínima

100%

66%

44%

La carga máxima de El Salvador para el año 2010 proyectada por ETESAL es de 1006 MW. La demanda de los otros países de la región se proyectó con un crecimiento del 5% anual a partir de los datos de demanda de las bases de datos del año 2008 utilizadas en el estudio de actualización de la compensación reactiva de SIEPAC elaborado en el 2006. En el modelo desarrollado para el estudio de estabilidad transitoria, la representación de la demanda fue como sigue: ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV) Página 9

Tabla 3.2.2 Representación de la Demanda Tipo de Demanda Corriente Constante

Potencia Real

Potencia Reactiva

100%

100%

El modelo de la carga en función del voltaje varía en el transcurso del día y no es igual en todas las subestaciones. En la región no se han hecho mediciones sistemáticas ni análisis que permitan obtener un modelo ajustado con las características de las cargas reales. Similar a como se ha hecho en los estudios eléctricos de la línea SIEPAC realizados en los últimos 6 años, en el presente análisis se ha supuesto un modelo de corriente constante para el estudio de estabilidad transitoria.

3.3 Modelo de la Generación Todas las unidades generadoras conectadas al Sistema de Transmisión de El Salvador fueron modeladas con sus respectivas potencias nominales de salida activa y reactiva, tanto máximas como mínimas, conforme la información suministrada por ETESAL. La planta AESFE se modeló con un solo generador operando a 274 MW y con una carga de servicio propio de 24 MW conectada a los terminales del generador. La inyección neta de potencia al sistema es de 250 MW. En los análisis de dinámica se tomaron en cuenta los parámetros de cada máquina, así como los parámetros disponibles de excitadores y reguladores de velocidad de las turbinas. El modelo dinámico del sistema se construyó considerando dos modelos básicos de generadores: máquinas de polos salientes (GENSAL) y máquinas de rotores cilíndricos (GENROU).

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3.3.1Desarrollo de la Generación Basado en la información suministrada por ETESAL, se modelaron todas las centrales de generación existentes, así como aquellas que se prevé entrarán en operación en el horizonte considerado en el presente estudio. En todos los casos analizados se simuló la planta AES-Fonseca entregando su máxima potencia de 250 MW a la red de transmisión. Lo anterior permitió evaluar en forma rigurosa tanto la cargabilidad de las líneas de transmisión y los transformadores, como también el comportamiento de las unidades generadoras durante las contingencias más severas que podrían presentarse en el sistema salvadoreño.

3.4 Modelo del Sistema de Transmisión El modelo base para la simulación de flujos de carga en el sistema y para analizar la estabilidad de la red ante eventos severos que puedan presentarse en las cercanías de la planta AES-Fonseca fue elaborado a partir de la información proporcionada por ETESAL e incluye la topología actualizada del Sistema de Transmisión de El Salvador y el resto del Sistema Regional. En el Anexo A se incluyen los diagramas unfilares con los resultados del estudio de flujos de carga en condiciones normales y contingencia para todos los escenarios estudiados.

3.4.1 Desarrollo del Sistema de Transmisión En el sistema de transmisión de El Salvador existen dos tensiones principales utilizadas para transmitir potencia en bloque: 230 kV y 115 kV. El Sistema de Transmisión de 230 kV es longitudinal y el mismo conecta las centrales más grandes de generación a los centros de carga más importantes. La planta AESFE se localizará a aproximadamente 8 km de la subestación a 115 kV La Unión y aproximadamente 40 km de la línea a 230 kV 15 de Septiembre – Agua Caliente.

3.5 Proyecto AES Fonseca Energía El proyecto AES Fonseca Energía consistirá en un único generador de 274 MW de potencia nominal. La carga por servicio propio de esta planta es de 24 MW. La potencia que se genere a 21 kV será elevada a 230 kV utilizando un transformador de 325 MVA (FOA). Se planea construir una subestación con esquema de interruptor y medio. A esta subestación se interconectaran las líneas ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 11

a 230 kV AESFE – 15 de Septiembre y ASFE – Agua Caliente, el transformador elevador y un autotransformador de 200 MVA 230 kV / 115 kV. Este autotransformador alimentará la línea a 115 kV AESFE – La Unión.

3.5.1 Datos del Proyecto Las características principales del generador, su regulador de voltaje, el sistema de excitación y el gobernador de la turbina, se incluyen en el Anexo B. Los parámetros de la máquina se muestran más adelante en el Capítulo 5.

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4. Análisis del Sistema de Transmisión 4.1 Escenarios Modelados En la Figura 4.1 se muestra un diagrama unifilar simplificado de la porción del sistema donde se conectará la nueva planta AESFE. En este caso la planta AESFE se interconecta abriendo la línea de 230 kV 15 de Septiembre – Agua Caliente existente a 80 km de la subestación de 15 de Septiembre. La barra de AES 230 kV se interconecta al punto de apertura por medio de una línea a 230 kV de doble circuito de 40 km de largo con los mismos conductores que la línea 15 de Septiembre – Agua Caliente existente. La barra de 230 kV de AESFE se interconecta por medio de autotransformador 230 kV / 115 kV con una capacidad de 150/180 MVA OA/FA (reactancia 6.25% base 150 MVA) y una línea de un circuito a 115 kV a la subestación de La Unión. Con el fin de evaluar el potencial impacto del proyecto en el Sistema de Transmisión de El Salvador, tanto bajo condiciones de operación normal como en condiciones de contingencia, se realizaron simulaciones de diversos escenarios de carga (máxima, media y mínima), tanto para la época seca como para la época de lluvias, considerando distintas condiciones de operación del sistema. Para el año 2010 ETESAL suministró seis (6) casos base: a. b. c. d. e. f.

PS10 : Demanda máxima, época seca RS10: Demanda media, época seca VS10: Demanda mínima, época seca PH10: Demanda máxima, época húmeda RH10: Demanda media, época húmeda VH10: Demanda mínima, época húmeda

Al igual que para la opción de conexión a 115 kV descrita en el Capítulo 4 del primer informe, se generaron cinco escenarios. En este caso se utilizaron los mismos esquemas de generación que los escenarios respectivos del Capítulo 4 del primer informe. Debido a que las pérdidas en el sistema de El Salvador con la interconexión de la planta a 230 kV son menores (aproximadamente 20 MW en demanda mínima) comparado con la opción a 115 kV, los intercambios se modificaron al utilizar el mismo esquema de generación. Los cinco escenarios se muestran en la Tabla 4.1.

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Tabla 4.1 Escenarios estudiados en el año 2010 Caso Época Demanda IMP/EXP (MW) * PS10R2AES230 Seca Máxima -140 RS10R2AES230 Seca Media 1.0 VS10R2AES230 Seca Mínima +159 VS10R3AES230 Seca Mínima 23.6 VH10R3AES230 Húmeda Mínima 20.3 (*) Las importaciones se indican con signo negativo y las exportaciones con signo positivo

Figura 4.1

Diagrama simplificado del sistema en el área de conexión de la planta AGU CAL 230 KV

15 SE 230 KV NEJAPA 230 97.2 MW 15 SE 115 KV SRAF 115 KV SMAR 115 KV

BERLIN 115

SAN MIGUEL 115

OZATLAN 115

UNION 115 KV

AES 115 KV

AES 230 KV

250 MW

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Se actualizó la topología y los parámetros de la línea SIEPAC de acuerdo a la información publicada en el estudio de compensación reactiva año 2006. Los cambios más importantes son la incorporación de las subestaciones Moyuta y La Vega en Guatemala, el cambio de conductor a 1024 MCM y un ajuste de longitudes. En todos los escenarios se supuso que la planta AESFE inyecta 250 MW al sistema y que la planta Berlín aporta 97.2 MW. Para cada uno de los casos mostrados en la Tabla 4.1, se analizaron determinadas contingencias consideradas como las más severas. Estas contingencias se muestran en la siguiente tabla. Tabla 4.2 Contingencias Estudiadas Contingencia Descripción de la Contingencia CS1 CS2 CS3 CS4 CS5 CS6 CS7 CS8 CS9 CS10 CS11 CS12 CS13 CS14 CM1 CM2

Disparo 27501 UNIO 115 – 27341 SMIG Disparo 27501 UNIO 115 – 24501 UNIO 46 Disparo 27341 SMIG 115– 27401 OZAT 115 Disparo 27211 BERL 115 – 27341 SMIG 115 Disparo 27341 SMIG 115 – 27181 15 SE 115 Disparo 27211 BERL 115 – 27181 15 SE 115 Disparo del generador inyectando 250MW Disparo 27391 TECO 115 – 27321 SRAF 115 Disparo 28371 NEJA 230 – 28181 15 SE 230 Disparo 28371 NEJA 230 – 28161 AHU Disparo 28161 AHU 230 – 1125 MOY Disparo 28181 15 SE 230 – 3301 AGU CAL 230 Disparo 28181 15 SE 230 – 29002 AES 230 DIsparo 29002 AES 230 – 3301 AGU CAL 230 Disparo 27181 15 SE 115 – 27431 SMAR 1 y 2 Disparo 27181 15 SE 115 – 27211 BERL 115, 27211 BERL 115 – 27341 SMIG 115

4.2 Resultados de los Análisis de Flujos de Carga Se presenta a continuación un resumen de los resultados del estudio de flujos de carga para operación normal y para la contingencia que más carga el anillo de oriente a 115 kV, el disparo de la línea AES230 – 15 SE230. Los resultados en detalle de flujos y voltajes para cada escenario en operación normal y para cada una de las contingencias descritas en la Tabla 4.2 se muestran gráficamente en los diagramas unfilares adjuntos. No se encontraron sobrecargas o violaciones de voltaje asociados a la interconexión de la planta AES. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 15

En las Tablas 4.3, 4.4 y 4.5 se muestran las cargas en los enlaces de transmisión cercanos a la planta AES en condiciones de operación normal para los cinco escenarios estudiados. La línea que más se carga es BERL115 – 15 SE115 a 72.31% de su capacidad continua (RATE A) en condiciones de carga mínima época seca. La carga más alta en el autotransformador 230 kV / 115 kV de AESFE en condiciones normales de operación para los cinco escenarios estudiados es de 111.28 MVA en condiciones de demanda máxima. TABLA 4.3 OPERACIÓN NORMAL ENLACE

29002 AES230 - 29001 AES115 29002 AES230 - 28181 15 SE230 27501 UNIO115 - 29001 AES115 27501 UNIO115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27181 15 SE115

Limite (MVA) 180.00 405.00 345.00 220.50 110.50 110.50

PS10R2AES230 Flujo (MVA) % Carga 111.28 61.82 103.81 25.63 109.90 29.56 48.95 22.20 39.80 36.01 58.36 52.82

RS10R2AES230 Flujo (MVA) % Carga 79.71 44.28 112.94 27.89 79.63 23.08 51.44 23.33 23.32 21.10 74.77 67.66

TABLA 4.4 OPERACIÓN NORMAL ENLACE

29002 AES230 - 29001 AES115 29002 AES230 - 28181 15 SE230 27501 UNIO115 - 29001 AES115 27501 UNIO115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27181 15 SE115

Limite (MVA) 180.00 405.00 345.00 220.50 110.50 110.50

VS10R2AES230 Flujo (MVA) % Carga 62.63 34.79 110.50 27.28 62.44 18.10 40.55 18.39 21.09 19.09 79.90 72.31

VS10R3AES230 Flujo (MVA) % Carga 66.64 37.02 114.39 28.25 66.50 19.28 44.74 20.29 19.91 18.02 79.00 71.50

TABLA 4.5 OPERACIÓN NORMAL

ENLACE

29002 AES230 - 29001 AES115 29002 AES230 - 28181 15 SE230 27501 UNIO115 - 29001 AES115 27501 UNIO115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27181 15 SE115

Limite (MVA) 180.00 405.00 345.00 220.50 110.50 110.50

VH10R3AES230 Flujo (MVA) % Carga 63.95 35.53 115.81 28.60 63.80 18.49 42.12 19.10 22.08 19.98 77.69 70.31

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 16

En las Tablas 4.6, 4.7 y 4.8 se muestran las cargas en los enlaces de transmisión cercanos a la planta AES para la contingencia AES230 – 15 SE230. La línea que más se carga es BERL115 – 15 SE115 a 94.04% de su capacidad de emergencia (RATE C) en condiciones de carga mínima época seca. La carga más alta en el autotransformador 230 kV / 115 kV de AESFE con el disparo de AES230 – 15 SE230 para los cinco escenarios estudiados es de 150.02 MVA (83.35% del RATE C) en condiciones de demanda máxima. TABLA 4.6 CONTINGENCIA AES230 -15SE230 ENLACE

29002 AES230 - 29001 AES115 29002 AES230 - 28181 15 SE230 29002 AES230 -3301 AGU CAL 27501 UNIO115 - 29001 AES115 27501 UNIO115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27181 15 SE115

Limite (MVA) 180.00 477.00 477.00 345.00 260.00 130.00 130.00

PS10R2AES230 Flujo (MVA) % Carga

RS10R2AES230 Flujo (MVA) % Carga

150.02 0.00  106.31 148.17 88.47  27.34  72.52 

124.40  0.00  129.39  124.26  95.75  12.18  90.61 

83.35  0.00  22.29  42.95  34.03  21.03  55.78 

69.11  0.00  27.13  36.02  36.83  9.37  69.70 

TABLA 4.7 CONTINGENCIA AES230 -15SE230 ENLACE

29002 AES230 - 29001 AES115 29002 AES230 - 28181 15 SE230 29002 AES230 -3301 AGU CAL 27501 UNIO115 - 29001 AES115 27501 UNIO115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27181 15 SE115

Limite (MVA) 180.00 477.00 477.00 345.00 260.00 130.00 130.00

VS10R2AES230 Flujo (MVA) % Carga

VS10R3AES230 Flujo (MVA) % Carga

103.71  0.00  154.32  103.59  82.02  6.52  94.04 

109.70  0.00  145.81  109.56  88.17  7.17  94.02 

57.62  0.00  32.35  30.03  31.55  5.01  72.34 

60.95  0.00  30.57  31.76  33.91  5.52  72.32 

TABLA 4.8 CONTINGENCIA AES230 -15SE230 ENLACE

29002 AES230 - 29001 AES115 29002 AES230 - 28181 15 SE230 29002 AES230 -3301 AGU CAL 27501 UNIO115 - 29001 AES115 27501 UNIO115 - 27341 SMIG115

Limite (MVA) 180.00 477.00 477.00 345.00 260.00

VH10R3AES230 Flujo (MVA) % Carga

107.20  0.00  151.10  107.11  85.70 

59.56  0.00  31.68  31.05  32.96 

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 17

27211 BERL115 - 27341 SMIG115 27211 BERL115 - 27181 15 SE115

130.00 130.00

7.96  92.98 

6.12  71.53 

4.3 Conclusiones La alternativa de interconexión a 230 kV (Figura 4.1) presenta ventajas importantes con respecto a la alternativa de interconexión a 115 kV reportada en el primer informe. •

Con la alternativa de interconexión de AESFE descrita en el Capítulo 4 del primer informe (por medio de una sola línea a 115 kV a la Unión) se presentan sobrecargas en condiciones de operación normal y contingencia. La severidad de estas sobrecargas aumenta conforme se reduce la demanda en el Anillo de Oriente y se incrementan los flujos de potencia hacia 15 de Septiembre.

•

Con la interconexión a 230 kV (Figura 4.1) el incremento de flujos de potencia en las líneas del Anillo de Oriente conforme se reduce la demanda es mucho menor debido a la trayectoria de baja impedancia que ofrece el sistema a 230 kV.. No se encontraron violaciones de voltaje ni sobrecargas con la alternativa de interconexión a 230 kV.

•

Las pérdidas en el sistema de transmisión de El Salvador son menores con la alternativa de interconexión a 230 kV, aproximadamente 20 MW menos en condiciones de demanda mínima.

•

Al alimentar el Anillo de Oriente por La Unión mejora el soporte de voltaje en este subsistema de transmisión.

Si la planta AESFE se interconecta al sistema de 230 kV como se muestra en la Figura 4.1 no es necesario reforzar el sistema de 115 kV. Se encontró que un autotransformador en AES 230 kV / 115 kV con una capacidad de 180 MVA no se sobrecarga en ninguno de los escenarios de la Tabla 4.1, con ninguna de las contingencias de la Tabla 4.2. El flujo en el autotransformador de AES 230 kV / 115 kV es afectado por las transferencias internacionales especialmente con la contingencia de la línea AES 230 – 15 SE 230. Por esta razón se analizó un caso adicional con transferencias de sur a norte en el Sistema Regional. Se encontró que el flujo en este autotransformador alcanza 197 MVA con una transferencia de 300 MW de Panamá a Guatemala con el disparo de AES 230 – 15 SE 230, no se producen sobrecargas en otros enlaces. Esta sobrecarga leve de 9.6% puede ser resuelta

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 18

con un redespacho o instalando un autotransformador con una capacidad 200 MVA ( reactancia de .04168 pu base 100 MVA) en lugar de 180 MVA.

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5. Estabilidad Transitoria del Sistema Con el fin de evaluar la capacidad de la planta AESFE de mantenerse en sincronismo con el sistema ante la ocurrencia de una contingencia severa, combinada con un cambio repentino en la topología de la red, se llevaron a cabo simulaciones de estabilidad transitoria. En este Capítulo se presentan los parámetros y características de la máquina, utilizados para éste tipo de análisis especializado. El generador simulado es una máquina de polos lisos con excitación estática con escobillas y movido por una turbina de vapor. Para la salida repentina de la planta AES en mínima demanda, se obtuvieron curvas VQ para determinar si el sistema salvadoreño mantiene la estabilidad de voltaje.

5.1 Objetivos Específicos del Análisis El estudio de estabilidad transitoria comprende los siguientes aspectos: a. Determinación de los efectos que provoca el disparo del generador de 274 MW en conjunto con la carga de servicio propio de 24 MW en los flujos de potencia, la variación de la frecuencia, la estabilidad de voltaje y estabilidad transitoria, esto para el caso de demanda mínima; b. Cálculo de los tiempos críticos para el despeje de fallas en barras de 115 kV y 230 kV, cercanas a la planta AESFE, ante diferentes escenarios y considerando la liberación de la falla mediante la apertura de una línea. El estudio analizó los siguientes escenarios: a. Carga máxima del sistema y transferencia de 300 MW de El Salvador a Costa Rica. Se escogió este caso debido a que aumenta la concentración de generación en El Salvador y por lo tanto puede aumentar la potencia de aceleración durante cortocircuitos en el Sistema de Transmisión; b. Carga mínima sin transferencias. Se escogió este escenario para estudiar la respuesta ante disparos del generador de AESFE debido a que en carga mínima se producen las desviaciones de frecuencia más severas. Para el estudio de estabilidad transitoria se empleó la base de datos del “Estudio de Compensación Reactiva” elaborado por la EPR en el año 2006 con la participación de los Enlaces Técnicos de los seis países centroamericanos. Esta base de datos, que corresponde al escenario de carga máxima del 2008, se actualizó al año 2010 proyectando la carga y aumentando la generación en cada uno de los países. La base de datos incluye la interconexión México – Guatemala a 400 kV, el sistema eléctrico del sur de México y un equivalente para el resto del sistema mexicano, así como el proyecto SIEPAC. La nueva base de datos utilizada para el estudio, se comparó con las bases de datos PS10 y VS10 entregadas por ETESAL para el estudio de interconexión de la planta AESFE y al respecto cabe resaltar lo siguiente:

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 20

a. Se verificó que las cargas en todo el Sistema de El Salvador fueran iguales en ambas bases de datos (la única carga diferencia es la del servicio propio de la Planta AESFE); b. Se verificó que los parámetros de todos los componentes del Sistema de El Salvador no difirieran en más de 1%. La única diferencia encontrada corresponde al aumento del 1.7% en la reactancia y 3.5% en la admitancia de las líneas 15 de Septiembre – Nejapa – Ahuachapán, con respecto a la base de datos PS10 y VS10. Esta diferencia se debe a que la base de datos utilizada para el estudio contiene las correcciones actualizadas de ruta y configuración de estas líneas, lo cual no es considerado en la base de datos PS10 y VS10.

5.2 Metodología Como primer paso se verificó la respuesta de los modelos del sistema de excitación y regulador de velocidad con los parámetros suministrados por AESFE. Esta verificación se hizo simulando escalones en las referencias de voltaje y velocidad a los reguladores de voltaje y velocidad respectivamente. Posteriormente se ajustó el estabilizador de potencia PSS para amortiguar las oscilaciones electromecánicas. Los modelos y parámetros utilizados en este estudio se presentan en la sección 5.3. Se simularon fallas sólidas trifásicas sin recierre en las líneas de transmisión de 115 kV y 230 kV en los alrededores a la planta AESFE, la falla es liberada desconectando una o dos líneas. Se determinó el máximo tiempo en que la falla puede estar presente sin que AESFE pierda sincronismo (tiempo crítico). Se observó también para las fallas el comportamiento de la estabilidad las demás plantas de la región centroamericana. La determinación de los tiempos críticos de despeje de falla se realizó incrementando gradualmente la duración de la falla hasta que se pierda el sincronismo. El tiempo crítico corresponde a la duración máxima que puede estar presente la falla sin que se pierda el sincronismo. Este tiempo crítico se comparó con el tiempo de liberación de la falla de 0.100 segundos. Se considera que la respuesta es estable si el tiempo crítico es mayor a 0.100 segundos. Para cada caso analizado se presentan las curvas de oscilación del generador, la potencia activa y reactiva entregada por la unidad de AES y los voltajes en algunas barras de subestaciones.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 21

5.3 Modelos Dinámicos del Generador y Controles de la Planta AESFE 5.3.1 Generador Los parámetros del generador de rotor cilíndrico se muestran en la Tabla 5.3.1 siguiente. Los parámetros del sistema de excitación se presentan en la Tabla 5.3.2. Con la inercia Wr2 = 20,030 kg.m2, la constante de inercia H resulta igual a 4.4 segundos. La constante de amortiguamiento D se supuso igual a cero en todos los casos. Los parámetros de saturación se estimaron como sigue: S(1.0) = 0.0860 S(1.2) = 0.4540 Tabla 5.3.1 Parámetros del Generador (Ref.: 60WX23Z-109) PARÁMETRO Potencia Aparente Factor de Potencia Nominal Inercia Wr2 (turbina & generador) Speed Xd (unsat.) Xq (unsat.) X’d (unsat.) X’q (unsat.) X’’d (unsat.) X’’q (unsat.) T’do T’qo T’’do T’’qo

VALOR 322.4 0.85 20030 (11250 + 8780) 3,600 2.33 2.2 0.24 0.386 0.182 0.193 8.915 0.931 0.021 0.033

UNIDADES MVA Kg.m2 rpm pu base MVA del generador pu base MVA del generador pu base MVA del generador pu base MVA del generador pu base MVA del generador pu base MVA del generador segundos segundos segundos segundos

5.3.2 Sistema de Excitación El modelo del sistema de excitación se muestra en la Figura 5.3.1 y la curva de capabilidad del generador e información técnica adicional se incluye en el Anexo B.

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Figura 5.3.1 Modelo Sistema de Excitación VREF

VS VT VRMAX-KC IFD

VIMAX + +

1 1 + STR

1 +STC 1 + STB

K 1 + STA

VIMIN

VT VRMIN-KC IFD SKF 1 + STF

Tabla 5.3.2 Parámetros del Sistema de Excitación (Ref: GME6522550-P320-PSS1A) PARÁMETRO VIMAX VIMIN TC TB K TA VRMAX VRMIN KF TF

VALOR 0.18 -0.18 5 167 1000 0.01 6.5 -5.5 0.00 0.01

UNIDADES pu pu segundos segundos pu segundos pu pu pu segundos

Para probar inicialmente el sistema de excitación, se realizaron simulaciones con pequeñas perturbaciones y se pudo establecer que el sistema de excitación provoca oscilaciones electromecánicas con poco amortiguamiento. Por esta razón se incluyó un estabilizador de potencia (PSS), cuyo modelo se muestra en la Figura 5.3.2 y los respectivos parámetros en la Tabla 5.3.3. Figura 5.3.2. Modelo del Estabilizador de Potencia

LSMAX Pa

K1 1+ST1

Σ

ST3 1+ST4

1+ST5 1+ST6

1+ST7 1+ST8

1+ST9 1+ST10 LSMIN

K2 1+ST2

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 23

Tabla 5.3.3 Parámetros del Estabilizador de Potencia PARÁMETRO K1 K2 T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 LSMAX LSMIN

VALOR 25 0 0 0 5 5 0.2 2 10 10 10 10 0.05 -0.05

UNIDADES pu pu segundos segundos segundos segundos segundos segundos segundos segundos segundos segundos pu pu

5.3.3 Turbina y Regulador de Velocidad El modelo de la turbina y el regulador de velocidad se muestran en la Figura 5.3.3 y los correspondientes parámetros se presentan en la Tabla 5.3.4. Figura 5.3.3. Modelo de la Turbina y Regulador de Velocidad P0 U0

PMAX

+ ΔW

K (1 + ST2) (1 + ST1)

-

1 T3

1 S

-

PMIN

UC

+

+

+

+ K1

K7

K5

K3

1 1 + ST5

1 1 + ST4

1 1 + ST6

K2

1 1 + ST7

K8

K6

K4

+

+

+ +

+

+

+

+

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 24

Figura 5.3.3. Modelo de la Turbina y Regulador de Velocidad Tabla 5.3.4 Parámetros de la Turbina y Regulador de Velocidad (Ref: GMD7098085_Bl_diagr_comp_studies_Rev_A) PARÁMETRO T1, T2 T3 T4 T5 T6 T7 K K1

VALOR 0.0 0.004 0.10 0.10 0.20 0.30 20 0.70

K2, K3, K4, K6, K8 K5 K7 U0 UC PMAX PMIN

0.0 0.20 0.10 0.125 -5.0 0.85 0.0

UNIDADES Segundos Segundos Segundos Segundos Segundos Segundos pu pu pu pu pu pu/seg pu/seg pu base MVA pu base MVA

En la tabla de arriba, K1 + K3 + K5 + K7 = 1 y K = 20 (Para un estatismo de 5%).

5.3.4 Verificación de la Respuesta de los Controles Se verificó la respuesta de cada uno de los controles de la máquina por medio de las siguientes pruebas: a. Escalón en la referencia de voltaje del regulador de voltaje con el generador desconectado de la red. Se requiere una respuesta rápida y estable. b. Se desconectó la línea AES 230-15SET 230 con y sin el estabilizador de potencia en el generador, para verificar la contribución del estabilizador para amortiguar las oscilaciones. c. Escalón de carga para verificar la respuesta de la turbina y el regulador de velocidad. Se requiere una respuesta estable y rápida. La desviación de velocidad con respecto al aumento de carga debe corresponder con el estatismo del 5%. En el gráfico 5.3.1 se muestra la respuesta ante un escalón en la referencia de voltaje del regulador de voltaje. El pico en el voltaje de campo se alcanza a los 0.05 segundos, lo cual se considera que es una respuesta rápida y muy amortiguada. Los parámetros utilizados para esta simulación son los que se muestran arriba en la Tabla 5.3.2.

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Gráfico 5.3.1 ESCALON DE 5% EN LA REFERENCIA DE VOLTAJE CON EL GENERADOR EN VACIO 3

1.06

1.05 2.5

1.04

1.03

1.5

1.02

VOLTAJE TERMINAL (PU)

VOLTAJE DE CAMPO (PU)

2

Voltaje de Campo Voltaje Terminal

1 1.01

0.5 1

0

0.99 0

1

2

3

4

5

6

TIEMPO (S)

Para verificar el ajuste del estabilizador de potencia de la unidad de AESFE, se observó la respuesta de la potencia del generador ante la desconexión de la línea AES 230- 15 Septiembre 230 kV. En el gráfico 5.3.2, se muestra la potencia suministrada por el generador de AESFE cuando ocurre la desconexión de la línea. La potencia esta dada en MW, se muestra que la curva indicada sin estabilizador tiene poco amortiguamiento y la curva obtenida cuando esta el estabilizador en operación el amortiguamiento se incrementa. Sin estabilizador se presentan oscilaciones con una frecuencia de 0.9 Hz. Los parámetros utilizados para la simulación del estabilizador son aquellos indicados en la Tabla 5.3.3. Los limitadores se ajustaron a ± 5% para evitar que el estabilizador interfiera con la función principal del regulador. La verificación de la acción del estabilizador se realizó en el escenario de demanda máxima, época seca y con una exportación de 300 MW desde El Salvador hacia Costa Rica (archivo PS10R2AES230_300-SAL-CR.sav).

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Gráfico 5.3.2 Verificación del ajuste del estabilizador de potencia de AESFE, curvas de potencia eléctrica con y sin estabilizador de potencia DESCONEXIÓN LÍNEA AES-15 SEPT. 280 278 276

POTENCIA AESFE (MW)

274 272 sin estabilizador potencia con estabilizador potencia

270 268 266 264 262 260 0

1

2

3

4

5

6

TIEMPO (s)

En el gráfico 5.3.3 se muestra la respuesta de potencia de la turbina y el regulador de velocidad ante un escalón de carga de 0.05 pu. La respuesta es rápida y amortiguada.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 27

Gráfico 5.3.3 ESCALON DE .05 PU DE CARGA (BASE 322.4 MVA) 0.00E+00

0.56

0.55 -5.00E-04

PU (BASE 322.4 MVA)

-1.00E-03

0.53

-1.50E-03

0.52

-2.00E-03

DESVIACION DE VELOCIDAD PU

0.54

POTENCIA MECANICA DESVIACION DE VELOCIDAD

0.51

-2.50E-03 0.5

0.49

-3.00E-03 0

2

4

6

8

10

12

14

16

TIEMPO (S)

5.4 Estudio dinámico del sistema En el estudio dinámico del sistema se analizaron dos escenarios, el primero en demanda máxima época seca, con una exportación desde El Salvador hacia Costa Rica de 300 MW, y el segundo escenario en demanda mínima en época seca con una exportación de 23.6 MW desde El Salvador hacia el sur. Para cada falla analizada se obtuvieron y se muestran dos condiciones, antes y después de la pérdida de sincronismo. Se indica a continuación para cada falla, el escenario y el tiempo en que fue liberada la falla, y según corresponda el elemento de transmisión que fue desconectado para liberar la falla. En todos los casos, la posición angular (grados) de las máquinas está referida a la unidad 1 de la planta Chixoy en Guatemala. Las cargas fueron modelas considerando la parte real 100% corriente constante y la parte imaginaria 100% suceptancia constante. En las simulaciones está habilitada la opción de desconexión automática de generadores cuando hay barrido de polos, esto es, cuando el ángulo sobrepasa ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 28

180 grados medidos con respecto al promedio de los ángulos del sistema. Cuando esto ocurre se considera que el generador ha perdido estabilidad. CASO 1: Falla trifásica en la barra AES 230 kV, disparo AES 230 – 15 SE 230 Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300-SAL-CR.sav Tiempo de liberación de falla 0.217 seg (13 ciclos). En el gráfico 5.4.1 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.217 seg. Se muestra que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.1 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 29

En el gráfico 5.4.2 se muestra los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.217 seg. Gráfico 5.4.2 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 30

En el gráfico 5.4.3 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.217 seg. Gráfico 5.4.3 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 31

Tiempo de liberación de falla 0.233 seg (14 ciclos). En el gráfico 5.4.4 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.233 seg. Se observa que la máquina de AESFE pierde el paso (barrido de polos), se considera una condición no aceptable de operación donde la protección por pérdida de sincronismo la desconectará de la red. En la simulación el generador no es desconectado. Gráfico 5.4.4 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 32

En el gráfico 5.4.5 se muestra los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.233 seg. Gráfico 5.4.5 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 33

En el gráfico 5.4.6 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.233 seg. Gráfico 5.4.6 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 1: El tiempo crítico determinado es de 0.217 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 34

CASO 2: Falla en la barra AES 230 kV Disparo AES 230 – AGUACALIENTE 230 Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300-SAL-CR Tiempo de liberación de falla 0.233 segundos (14 ciclos). En el gráfico 5.4.7 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.233 seg. Se muestra que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.7 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 35

En el gráfico 5.4.8 se muestra los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.233 seg. Gráfico 5.4.8 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 36

En el gráfico 5.4.9 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.233 seg. Gráfico 5.4.9 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 37

Tiempo de liberación de falla 0.25 segundos (15 ciclos). En el gráfico 5.4.10 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.25 seg. La máquina de AESFE pierde el paso y es desconectada de forma automática en la simulación, ninguna otra en el sistema centroamericano pierde sincronismo. Gráfico 5.4.10 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 38

En el gráfico 5.4.11 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.25 seg. Gráfico 5.4.11 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 39

En el gráfico 5.4.12 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.25 seg. La potencia se hace cero debido a que la unidad es desconectada. Gráfico 5.4.12 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 2: El tiempo crítico determinado es de 0.233 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 40

CASO 3: Falla en la barra AES 115 kV Disparo AES 115 – UNION 115 Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300-SAL-CR Tiempo de liberación de falla 0.617 segundos (37 ciclos). En el gráfico 5.4.13 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.617 seg. Se muestra que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.13 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 41

En el gráfico 5.4.14 se muestra los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 115 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 115 kV y es liberada en 0.617 seg. Gráfico 5.4.14 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 115 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 42

En el gráfico 5.4.15 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 115 kV y es liberada en 0.617 seg. Gráfico 5.4.15 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 43

Tiempo de liberación de falla 0.633 segundos (38 ciclos). En el gráfico 5.4.16 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.633 seg. Se observa que la máquina de AESFE pierde el paso (barrido de polos), se considera una condición no aceptable de operación donde la protección por pérdida de sincronismo la desconectará de la red. Gráfico 5.4.16 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 44

En el gráfico 5.4.17 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 115 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 115 kV y es liberada en 0.633 seg. Gráfico 5.4.17 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 115 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 45

En el gráfico 5.4.18 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 115 kV y es liberada en 0.633 seg. Gráfico 5.4.18 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 3: El tiempo crítico determinado es de 0.617 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 46

CASO 4: Falla en la barra 15 SET 230 kV Disparo 15 SET – AGUACALIENTE Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300-SAL-CR Tiempo de liberación de falla 0.383 segundos (23 ciclos). En el gráfico 5.4.19 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.383 seg. Se muestra que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.19 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 47

En el gráfico 5.4.20 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de 15 SEPTIEMBRE, cuando la falla ocurre en la barra 15 SE 230 kV y es liberada en 0.383 seg. Gráfico 5.4.20 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra 15 SE 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 48

En el gráfico 5.4.21 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra 15 SEPTIEMBRE 230 kV y es liberada en 0.383 seg. Gráfico 5.4.21 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 49

Tiempo de liberación de falla 0.400 segundos (24 ciclos). En el gráfico 5.4.22 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.40 seg. Se muestra que las máquinas de ARENAL Y FORTUNA pierden sincronismo con respecto a las demás máquinas del sistema regional. Gráfico 5.4.22 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 50

En el gráfico 5.4.23 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de 15 SEPTIEMBRE, cuando la falla ocurre en la barra 15SE 230 kV y es liberada en 0.40 seg. Gráfico 5.4.23 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra 15SE 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 51

En el gráfico 5.4.24 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra 15 SEPTIMBRE 230 kV y es liberada en 0.40 seg. Gráfico 5.4.24 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 4: El tiempo crítico determinado es de 0.383 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 52

CASO 5: Disparo de generador AESFE con 274 MW de generación. Demanda mínima, época de verano, El Salvador exportando 23.4 MW. ARCHIVO: VS10R3AES230 En el gráfico 5.4.25 se muestra la frecuencia en la barra NEJAPA 115 kV y en la barra PANAMA II cuando la planta AESFE es aislada de la red desconectando el transformador elevador. Gráfico 5.4.25 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 53

En el gráfico 5.4.26 se muestra la potencia en MVA que se transmite por el autotransformador de Los Brillante cuando la planta AESFE es desconectada de la red. Gráfico 5.4.26 Flujo de potencia en MVA por el autotransformador 230/400 kV de la subestación Los Brillantes

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 54

En el gráfico 5.4.27 se muestran las curvas VQ obtenidas en diferentes subestaciones del sistema salvadoreño cuando la planta AESFE es desconectada de la red en demanda mínima. El propósito de las curvas es mostrar que existe reserva de potencia reactiva en el sistema salvadoreño y que no se presenta riesgo de colapso de voltaje ante la ocurrencia de la falla. Las curvas fueron obtenidas considerando que el desbalance en el sistema salvadoreño provocado por la pérdida de AESFE es suministrado por el aporte de potencia inicial de los sistemas vecinos (principalmente el sistema de México), y que los cambiadores de los transformadores han actuado para corregir voltajes, las cargas se han modelado como potencias constantes. Gráfico 5.4.27 Curvas VQ

Conclusiones del caso 5: La pérdida de la planta AESFE en demanda mínima no representa inicialmente ningún riesgo de para el sistema salvadoreño, sin embargo, el desbalance interno en el sistema salvadoreño debe ser corregido empleando la reserva de contingencia (disparo de carga, o máquinas que rápidamente puedan entrar en

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 55

línea). La carga en el autotransformador 230/400 kV de la subestación Los Brillantes dependerá del flujo inicial desde México hacia Centroamérica. CASO 6: Falla en la barra AES 230 kV Disparo AES 230 – 15 SE 230 Demanda mínima, época seca, El Salvador exportando 24.6 MW ARCHIVO: VS10R3AES230 Tiempo de liberación de falla 0.183 segundos (11 ciclos). En el gráfico 5.4.28 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.183 seg. Se observa que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.28 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 56

En el gráfico 5.4.29 se muestra los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.183 seg. Gráfico 5.5.29 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 57

En el gráfico 5.4.30 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.183 seg. Gráfico 5.4.30 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 58

Tiempo de liberación de falla 0.200 segundos (12 ciclos). En el gráfico 5.4.31, se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097). La posición angular de la máquina de AESFE alcanza 180 grados en 0.76 segundos. A partir de este tiempo se considera que la máquina esta fuera de paso y ha perdido sincronismo. En el gráfico, la máquina no es desconectada de la red. Gráfico 5.4.31 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 59

En el gráfico 5.4.32 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.20 seg. Gráfico 5.4.32 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AES 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 60

En el gráfico 5.4.33 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.20 seg. Gráfico 5.4.33 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 6: El tiempo crítico determinado es de 0.183 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 61

CASO 7: Falla en la barra BERLIN 115, disparo de los circuitos BERLIN-15 SET y BERLIN-S. MIGUEL. Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300_SAL_CR Tiempo de liberación de falla de 1.0 segundo (60 ciclos). En el gráfico 5.4.34 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 1.0 seg. Se muestra que ninguna máquina pierde estabilidad. Las unidades de BERLIN quedan aisladas con la falla. Gráfico 5.4.34 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 62

En el gráfico 5.4.35 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra BERLIN 115 kV y es liberada en 1.0 seg. Gráfico 5.4.35 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra BERL 115 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 63

En el gráfico 5.4.36 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra BERLIN 115 kV y es liberada en 1.0 seg. Gráfico 5.4.36 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 7: El tiempo crítico determinado es de al menos 1.0 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 64

CASO 8: Falla en la barra SAN MIGUEL 115 KV, Disparo S. MIGUEL 115 – 15 SEPT. 115 Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300-SAL-CR Tiempo de liberación de falla de 1 segundo (60 ciclos). En el gráfico 5.4.37 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 1.0 seg. Se observa que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.37 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 65

En el gráfico 5.4.38 se muestra los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AES, cuando la falla ocurre en la barra SAN MIGUEL 115 kV y es liberada en 1.0 seg. Gráfico 5.4.38 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra SMIG 115 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 66

En el gráfico 5.4.39 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra SMIG 115 kV y es liberada en 1.0 seg. Gráfico 5.4.39 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 8: El tiempo crítico determinado es de al menos 1.0 segundos, mucho mayor al tiempo normal de liberación de falla por las protecciones y el interruptor (0.100 segundos).

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 67

CASO 9: Falla en la barra AGUACALIENTE230 kV, disparo AGUACALIENTE 230-AES 230 Demanda máxima, época de verano, El Salvador exportando 300 MW hacia Costa Rica ARCHIVO: PS10R2AES230_300-SAL-CR Tiempo de liberación de falla 0.117 segundos (7 ciclos). En el gráfico 5.4.40 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.117 seg. Se muestra que ninguna máquina pierde estabilidad. Gráfico 5.4.40 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 68

En el gráfico 5.4.41 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AGUACALIENTE, cuando la falla ocurre en la barra AES 230 kV y es liberada en 0.117 seg. Gráfico 5.4.41 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AGUCAL 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 69

En el gráfico 5.4.42 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AGUACALIENTE 230 kV y es liberada en 0.117 seg. Gráfico 5.4.42 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 70

Tiempo de liberación de falla de 0.133 segundos (8 ciclos) En el gráfico 5.4.43 se muestra la posición angular de las unidades de AESFE (29000), Berlín (21211), Luffusa (3351), Planta Nicaragua (4612), Arenal (5132) y Fortuna (6097), cuando la falla es liberada en 0.133 seg. Las unidades Luffusa G1, G2 y G3 pierden sincronismo en 0.283 segundos y son desconectadas de forma automática en la simulación. Adicionalmente como se muestra, las unidades de LUFII G1 (3012), LUFII G2 (3013) también pierden sincronismo y no son desconectadas en la simulación. Gráfico 5.4.43 Posición angular relativa a Chixoy

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 71

En el gráfico 5.4.44 se muestran los voltajes en la barra de 21 kV de la planta AESFE y en la barra 230 kV de AGUACALIENTE, cuando la falla ocurre en la barra AGUACALIENTE 230 kV y es liberada en 0.133 seg. El rizado en el voltaje es debido a que se mantienen en la simulación las máquinas de Luffusa que han perdido sincronismo. Gráfico 5.4.44 Voltaje en la barra de AESFE 21 kV y en la barra AGUCAL 230 kV (pu)

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 72

En el gráfico 5.4.45 se muestra la potencia activa y reactiva suministrada por la planta AESFE cuando la falla ocurre en la barra AGUACALIENTE 230 kV y es liberada en 0.133 seg. Gráfico 5.4.45 Potencia activa y reactiva suministrada por AESFE (MW y MVAR respectivamente)

Conclusiones del caso 9: El tiempo crítico determinado es de al menos 0.117 segundos debido a la pérdida de sincronismo de los generadores de Luffusa, el generador AES no pierde sincronismo.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 73

5.5 Resumen de Resultados del Estudio Dinámico En la tabla 5.6.1, se indica para cada escenario las fallas que fueron evaluadas, se indica además según corresponda, el tiempo máximo en que la falla debe ser liberada sin que ninguna máquina pierda sincronismo (tiempo crítico). Tabla 5.5.1 Resumen de fallas y escenarios analizados, tiempo crítico obtenido, y observaciones CASO

FALLA

1

Falla en la barra AES 230 kV Disparo AES 230 – 15 SE 230

2

Falla en la barra AES 230 kV Disparo AES230 – AGUCAL 230

3

Falla en la barra AES 115 kV Disparo AES115 – Unión115

4

5

Falla en la barra 15 SE 230 Disparo 15 SE230 – AGUCAL230

Disparo del Generador AES

6

Falla en la barra AES 230 kV Disparo AES 230 – 15 SE 230

7

Falla en la barra de 115 kV de Berlin disparo de Berlin – 15 de Septiembre y Berlin – San Miguel

8

Falla en la barra de 115 kV de 15 de San Miguel disparo San Miguel – 15 de Septiembre

ESCENARIO Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300 Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300 Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300 Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300

TIEMPO CRÍTICO Segundos/ciclos 0.217 / 13

Tiempo crítico determinado por la pérdida de sincronismo del generador AESFE

0.233 / 14

Tiempo crítico determinado por la pérdida de sincronismo del generador AESFE

0.617 / 37

Tiempo crítico determinado por la pérdida de sincronismo del generador AESFE

0.383 / 23

Carga mínima año 2010 VS10R3AES230

-

Carga mínima año 2010 VS10R3AES230

0.183 / 11

Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300 Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300

OBSERVACIONES

Tiempo crítico determinado por la pérdida de sincronismo de los generadores de Panamá y Costa Rica, separación de áreas, Panamá y Costa Rica contra el resto de la región. El sistema Salvadoreño resulta con reserva de potencia reactiva, y un valor de depresión de frecuencia de 59.81 Hz. Tiempo crítico determinado por la pérdida de sincronismo del generador AESFE

Al menos 1.0 / 60

Ninguna máquina pierde estabilidad

Al menos 1.0 / 60

Ninguna máquina pierde estabilidad

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 74

9

Falla en la barra de 230 kV de Agua Caliente disparo de AGUCAL 230 – AES 230

Carga máxima año 2010 con una transferencia de 300 MW de El Salvador a CR. PS10R2AES230_300

0.117 / 7

El tiempo crítico esta determinado por la pérdida de sincronismo de las máquinas de la planta Luffusa y Luffusa II en Honduras

5.6 Conclusiones y recomendaciones En demanda máxima con una exportación de 300 MW desde El Salvador hacia Costa Rica, el máximo tiempo en que la falla puede estar presente sin que el generador de AESFE pierda estabilidad es 0.217 segundos. Esto ocurre cuando la falla se presenta en la barra 230 kV de AES. En demanda mínima el máximo tiempo en que la falla puede estar presente sin que el generador de AESFE pierda estabilidad es 0.183 segundos. Esto ocurre cuando la falla se presenta en la barra 230 kV de AES. La reducción del tiempo crítico de liberación de falla en el escenario de mínima demanda se debe a que el generador de AESFE se encuentra consumiendo potencia reactiva (-28.7 MVAR), y el ángulo interno se incrementa. En todas las fallas analizadas el tiempo crítico es mayor al tiempo normal de liberación de fallas considerando los tiempos de actuación del relé y del interruptor. El tiempo normal de liberación de falla en el sistema centroamericano es de 0.100 segundos. Se encontraron algunos tiempos críticos menores, corresponden a plantas ubicadas en Honduras.

sin

embargo

estos

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGIA (Alt. 230 kV/115kV)Página 75

6. Estudio de cortocircuito 6.1 Escenarios analizados Se analiza el escenario en época seca y demanda máxima. Con el propósito de determinar las mayores capacidades de corto circuito, se encuentran en línea en El Salvador la mayor cantidad de plantas de generación, incluyendo AESFE. El sistema de El Salvador se encuentra exportando hacia Guatemala 300 MW, el archivo utilizado es: PS10R2AES230_300 con una exportación de 300 MW SAL - GUA con la Planta AES

6.2 Resultados del estudio En la tabla 6.1, para las barras indicadas se muestran las corrientes de fase ante la ocurrencia de fallas monofásicas y fallas trifásicas, y en el caso de las fallas monofásicas, las corrientes indicadas son las corrientes que circulan por la fase fallada. Tabla 6.1 Corrientes de corto circuito trifásica y monofásica. Localización

Con Planta AESFE Falla trifásica Línea a tierra (kA) (kA)

# Barra

Barra

29001

AES 115

8.46

9.55

29002

AES 230

7.49

8.29

27501

UNION 115

7.38

7.64

27341

SMIG 115

8.04

8.33

27401

OZAT 115

4.20

4.32

27211

BERL 115

10.09

10.33

27181

15 SE 115

16.09

18.06

27321

SRAF 115

12.92

10.92

27431

SMAR 115

16.62

15.13

27391

TECO 115

4.99

4.94

28181

15 SE 230

8.57

8.16

28371

NEJA 230

9.78

9.21

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 76

En el anexo C, se muestra para cada barra en que ocurre la falla el diagrama unifilar del sistema de El Salvador y las respectivas corrientes de falla por los elementos de transmisión, se presenta un diagrama unifilar para la falla trifásica y otro diagrama para la falla monofásica. Las corrientes están indicadas en magnitud y ángulo (amperios).

6.3 Conclusiones La corriente trifásica más alta encontrada es de 16.62 kA y ocurre en la barra SMAR 115 kV. La corriente monofásica más alta encontrada es de 18.06 kA y ocurre en la barra 15 SEPTIEMBRE 115 kV. Las corrientes de falla se encuentran dentro de las capacidades normales de interrupción de corrientes de los interruptores comerciales.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 77

7. Esquema de Protección de la Planta AESFE En este capítulo se proponen los esquemas de protección para las líneas de transmisión, barras de la subestación, transformadores y generador de la futura planta AESFE. La coordinación de estas protecciones entre ellas y con las protecciones de las líneas de existentes se hará oportunamente cuando se definan las marcas y modelos de los equipos de protección.

7.1 Interconexión de la Planta AESFE Se ha contemplado interconectar la planta AESFE a la línea de interconexión El Salvador – Honduras a 230 kV, 15 de Septiembre – Agua Caliente. El esquema de barras de la subestación elevadora será de interruptor y medio con el objetivo de mantener la flexibilidad de operación con que actualmente cuenta la subestación de 15 de Septiembre. El transformador de servicio propio conectado a la barra de 230 kV alimentará el servicio propio de la planta durante el arranque de la unidad generadora. Una vez que el generador se sincronice a la red, la carga de servicio propio se transferirá al transformador de servicio propio conectado a los terminales del generador.

7.2 Protección de las Líneas Se pretende que el esquema de protecciones cumpla con los siguientes requerimientos: a. Cualquier falla en uno de los circuitos a 115 kV AESFE – La Unión debe despejarse en 0.100 segundos o menos, en el 100% de la longitud de la línea. El tiempo crítico de despeje de falla es de 0.180 segundos para fallas cercanas a la barra de 230 kV de AESFE. Si una falla es despejada en un tiempo mayor el generador AESFE perderá el sincronismo con la red. b. Las protecciones de línea del lado de 15 de Septiembre, Agua Caliente operarán como respaldo remoto para fallas en las barras de AESFE, y deberán operar para fallas en el transformador elevador y transformador de servicio propio conectado a la barra de 230 kV. Con este respaldo se minimizarán los efectos en el sistema de transmisión de una falla no despejada en la planta AESFE.

c. Las protecciones de línea del lado de AESFE operarán como respaldo remoto para fallas en la barra de la subestaciones de 15 de Septiembre, Agua Caliente y La Unión, así como para fallas en otras líneas ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 78

conectadas a estas subestaciones. Con este respaldo se protegerán los equipos de la planta AESFE contra fallas que se localicen más allá de subestaciones y no despejadas por las protecciones correspondientes. d. La subestación de AESFE tendrá respaldo local por falla de interruptor. En caso de que ocurra una falla y el interruptor correspondiente no opere, se deberán disparar los demás interruptores conectados a la barra. En caso de falla de uno de los interruptores centrales de bahía se debe transferir el disparo a los interruptores del otro extremo de la línea correspondiente. Para cumplir con las exigencias anteriores se propone una protección principal y una protección de respaldo comunicada con respaldo remoto y respaldo local compuesta por: a. Protección principal de impedancia comunicada en las líneas a 230 kV AESFE – Agua Caliente, y AESFE – 15 de Septiembre así como en la línea 115 kV AESFE – La Unión. La protección de impedancia tendrá elementos independientes por fase y de fase a tierra (21, 21N). b. Protección de respaldo de sobrecorriente de fase y tierra en las líneas a 230 kV AESFE – Agua Caliente, y AESFE – 15 de Septiembre así como en la línea 115 kV AESFE – La Unión. Las protecciones se comunicarán para operar en un esquema POTT (Permissive Overreach Transfer Trip) o similar, de manera que las protecciones operen en primera zona en el 100% de la longitud de las líneas de transmisión. La segunda zona de las protecciones de impedancia en AESFE deberá coordinarse con la primera zona de las otras líneas conectadas a las subestaciones de 15 de Septiembre, Agua Caliente y La Unión. La segunda zona de las protecciones de impedancia en 15 de Septiembre, Agua Caliente y La Unión deberá coordinarse con las protecciones diferenciales de barra y protecciones diferenciales de transformadores para que las protecciones de impedancia operen solo en caso de falla de las protecciones en AESFE. El respaldo local en AESFE operará en caso de no apertura con falla de uno de los interruptores. Normalmente este respaldo local se ajusta a un tiempo de 0.200 segundos de manera que se coordine con las primeras zonas de las protecciones de impedancia y los tiempos de operación de las protecciones diferenciales. El temporizador del esquema de respaldo normalmente se arranca

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 79

con la señal de la protección y una confirmación de que existe una sobrecorriente (50BF). El esquema propuesto para las protecciones de la subestación AESFE 230 kV se muestra en la Figura 7.1. Figura 7.1

Protecciones de la Subestación AESFE

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 80

Las protecciones deberán permitir analizar fallas, reconstruir eventos y evaluar la coordinación. Se recomienda que las protecciones tengan las siguientes facilidades que son comunes en los esquemas de protección modernos: a) b) c) d)

Localizador de fallas (FL); Registrador de eventos (ER); Oscilografía y registro de eventos (FR); Autodiagnóstico (SM).

Se proponen sistemas de comunicación por medio de onda portadora en las líneas AESFE – 15 de Septiembre, AESFE – Agua Caliente y AESFE – La Unión.

7.3 Protección de la Barra Se propone instalar protecciones diferenciales de barras en cada una de las barras con elementos independientes para cada fase. La protección deberá garantizar un tiempo de despeje de fallas de no más de 0.100 segundos. Esta protección deberá ser parte del esquema de falla del interruptor.

7.4 Protección del Transformador Elevador Se recomienda que el transformador elevador en la subestación AESFE tenga las siguientes protecciones: a. Protección primaria que conste de una protección diferencial de grupo generador – transformador elevador, con característica porcentual y retención de armónicos. Deberá garantizar un tiempo de despeje de falla no mayor a 0.100 segundos. b. Las protecciones de respaldo de este transformador deberán ser: ƒ ƒ

La protección de impedancia del generador; Una protección de sobrecorriente en el neutro del transformador.

La protección de sobrecorriente en el neutro del transformador es necesaria para protegerlo contra corrientes de secuencia cero generadas por fallas desbalanceadas y es necesario coordinarla con las protecciones de línea. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 81

c. Protecciones propias que constan de temperatura de los devanados, temperatura del aceite, nivel de aceite y relé Buchholtz. Las protecciones de los transformadores de servicio propio deberán proporcionar el mismo grado de protección que las protecciones del transformador elevador.

7.5 Protección del Generador Por la capacidad e importancia que tendrá el generador se propone instalar dos juegos completos de protecciones, como se muestra en la Figura 7.2 abajo. Las funciones de protección son las siguientes: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l. m. n. o. p.

Sobrevelocidad (12) Impedancia (21) Sobreflujo magnético(V/Hz) (24) Bajo voltaje temporizado (27) Potencia inversa (32) Alta temperatura de los cojinetes (38) Falla de excitación tipo mho (40) Vibración (39) Corrientes de secuencia negativa con característica I2 t < K y una etapa de tiempo definido (46) Sobretemperatura del estator (49) Sobrecorriente de tiempo definido (50) Falla a tierra del estator con cobertura del 100% (59GN/27TN) Alta y bajo frecuencia (81 O/U) Diferencial (87G) Sobrevoltaje temporizado (59) Protección de falla a tierra del rotor (64)

Las protecciones de sobrecorriente, sobreflujo magnético y corriente de secuencia negativa se deben coordinar con las curvas correspondientes a los límites del generador. El tiempo de operación de la protección de sobrecorriente se debe coordinar para que no opere con fallas en el sistema de transmisión antes de que operen las protecciones de línea.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 82

Figura 7.2

Esquema de Protección del Generador

La protección de impedancia se deberá ajustar para que proteja hasta la mitad de la impedancia del transformador elevador. Esta protección no deberá operar con penduleos (swings) estables del generador.

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Las protecciones de sobrevoltaje, bajo voltaje, alta frecuencia y baja frecuencia se deberán ajustar para detectar y disparar el generador en caso que se presenten condiciones anormales de operación que puedan provocar daños a los equipos o a los abonados. Estas protecciones no deben operar con penduleos (swings) estables del generador.

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8. Transientes Electromagnéticos 8.1 Objetivos de Estudio El presente estudio busca verificar que la puesta en operación de la planta AES – FONSECA no pone en riesgo el aislamiento de los elementos del sistema de transmisión salvadoreño, ni la capacidad de disipación de energía de los dispositivos de protección.

8.2 Introducción Para que la Planta AES – FONSECA pueda conectarse a la red eléctrica de El Salvador, debe cumplir con una serie de requisitos. Uno de estos, es realizar un estudio de transitorios electromagnéticos que garantice que la Planta no pondrá en peligro el aislamiento ni la capacidad de disipación de energía de equipos instalados en esta red eléctrica. Por esta razón se realizó el presente estudio, en el cual se simularon diferentes maniobras propias de la operación de un sistema de potencia, como lo son la energización de líneas de transmisión en vacío, el despeje de cortocircuito y los recierres monopolar y tripolar, Esto con el objetivo de verificar que con la entrada en operación de la Planta AES – Fonseca no se presentará magnificación de sobrevoltajes transitorios que comprometan el aislamiento de los elementos del sistema eléctrico salvadoreño. De acuerdo con este objetivo, se definió como la premisa del análisis que los sobrevoltajes no se acerquen al BIL definido para el nivel de tensión de 230 kV. Según el Standard IEEE Std C57.19.01-2000 el BIL para 230 kV es de 900 kV y el SIL se calcula como 0.83 veces el BIL[1]. Por lo tanto, la magnitud del sobrevoltaje transitorio pico por fase no se debe sobrepasar es de 747 kV. Este fue el valor de referencia para el estudio. Lo anterior se definió de esta forma debido a que una sobretensión puede causar la ruptura dieléctrica si la parte dañada es el aislante interno (sólido o líquido), o también el daño puede ser externo o sea a través del aire. Por esta razón es que la protección más efectiva contra sobretensiones es la buena escogencia del nivel de aislamiento. En este caso, como la Planta AES – FONSECA se conectará a la red eléctrica abriendo una línea de 230 kV existente, se espera que no se presentaran sobretensiones peligrosas para el aislamiento del sistema, debido a que el BIL y [1] Allan Greenwood, Electrical Transients in Power Systems, second edition, 1991. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 85

los pararrayos fueron diseñados para una condición más crítica (una línea más larga con mayor capacitancia).

8.3 Representación y Modelo del Sistema de Transmisión La Planta AES – FONSECA, se conectará abriendo el circuito de la interconexión El Salvador – Honduras (el que no pertenece a SIEPAC). Esta conexión se realizará a 107 km de la barra 230 kV de la subestación Aguas Calientes en Honduras y a 120 km de la barra de 230 kV de la subestación 15 de Setiembre en El Salvador. Por esta razón, el modelo matemático de la red eléctrica utilizado en este estudio, es un sistema equivalente del sistema eléctrico centroamericano, que representa en forma detallada las líneas de interconexión El Salvador – Honduras, el enlace con transformación de 230 kV a 115 kV desde la subestación AES hacia la red de 115 kV del sistema eléctrico salvadoreño, la Planta de AES – FONSECA y el resto del sistema centroamericano se representó con equivalentes de secuencia positiva y cero. En la figura 8.1, se muestra el diagrama unifilar del sistema eléctrico equivalente.

Figura 8.1 Equivalente de secuencia de la zona de estudio El modelado de los elementos de este equivalente se detalla a continuación.

8.3.1 Equivalentes de secuencia Se realizaron tres equivalentes de secuencia, para representar en forma matemática la respuesta eléctrica del sistema interconectado centroamericano. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 86

Los cuales fueron calculados para los escenarios de carga máxima y carga mínima estimados para el año 2010. Estos se ubicaron en las barras de 230 kV de la subestación Aguas Calientes y 15 de Setiembre y en la barra de 115 kV de la Unión, tal como se presenta en la figura 8.1. La validación de estos equivalentes se resume en la tabla 8.1 y 8.2. Tabla 8.1 Validación de los equivalentes de secuencia en el escenario de carga máxima. Sistema completo Ubicación del equivalente Aguas Calientes 230 kV 15 de Setiembre 230 kV AES 230 kV La Unión 115 kV

Sistema equivalente

Corriente de cortocircuito trifásico ( A rms)

Corriente de cortocircuito monofásico ( A rms)

Corriente de cortocircuito trifásico ( A rms)

Corriente de cortocircuito monofásico ( A rms)

10256

11075

10252

11072

8571

8153

8573

8153

7489

8291

7684

8443

7375

7642

7375

7639

Tabla 8.2 Validación de los equivalentes de secuencia en el escenario de carga mínima. Sistema completo Ubicación del equivalente Aguas Calientes 230 kV 15 de Setiembre 230 kV AES 230 kV La Unión 115 kV

Sistema equivalente

Corriente de cortocircuito trifásico ( A rms)

Corriente de cortocircuito monofásico ( A rms)

Corriente de cortocircuito trifásico ( A rms)

Corriente de cortocircuito monofásico ( A rms)

7237

8636

7245

8637

6367

6129

6362

6236

6479

7282

6766

7550

6682

5635

6679

5660

8.3.2 Modelado de las líneas de transmisión Los parámetros utilizados para modelar las líneas de transmisión fueron tomados de la base de datos de PSS/E. Estos se muestran en la tabla 8.3. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 87

Tabla 8.3 Parámetros de las líneas de transmisión. Línea de transmisión Aguas Calientes – 15 de Setiembre 230 kV Aguas Calientes – AES 230 kV 15 de Setiembre – AES 230 kV La Unión – AES 115 kV

R (sec +) Ω/km

L (sec +) mH/km

C (sec +) µMho/km

R (sec +) Ω/km

L (sec +) mH/km

C (sec +) µMho/km

0.0657

1.3006

0.0093

0.1689

2.7847

0.0069

0.0662

0.9873

0.0112

0.1689

2.7860

0.0069

0.0662

0.9873

0.0112

0.1689

2.7847

0.0069

0.0372

0.9226

0.0144

0.3176

3.6207

0.0075

Estos parámetros se utilizaron como datos de entrada para el modelo de parámetros distribuidos dependientes de la frecuencia del programa ATP. Se utilizó ese modelo para lograr observar toda la gama de frecuencias propias del fenómeno transitorio en estudio.

8.3.3 Modelo del Generador El modelo matemático utilizado para representar la dinámica de la futura planta AES – FONSECA, considera las dinámicas transitorias y subtransitorias. Los parámetros utilizados para alimentar este modelo se muestran en la Tabla 8.4. Cabe destacar que en el análisis de transitorios electromagnéticos el generador fue modelado como una fuente de voltaje detrás de la reactancia subtransitoria, debido a que las dinámicas de estudio son muy rápidas y no se requiere el modelo mecánico del generador, sino las dinámicas rápidas del modelo eléctrico. Tabla 8.4 Parámetros del Generador PARÁMETROS

VALORES

Potencia (MVA) Voltaje Nominal (kV) Frecuencia (Hz) Factor de Potencia Velocidad (RPM) No. de Pólos Inercia (Kg.m2) H (seg) Ra (pu)

322.4 21 60 0.85 3,600 2 20,030 4.4 0.0014

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Xl Xd Xq X’d X’q X’’d X’’q T’do T’’do T’qo T’’qo Xo

(pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (seg) (seg) (seg) (seg) (pu)

0.181 2.33 2.2 0.240 0.386 0.182 0.193 8.915 0.021 0.931 0.033 0.132

Nota: Los valores en pu están en base propia.

8.3.4 Modelo de los transformadores Los datos de placa de transformador elevador empleado en las simulaciones se muestran en la tabla 8.6. Tabla 8.6 Parámetros del Transformador Elevador PARÁMETROS

VALORES

Capacidad (MVA) Grupo de Conexión Voltaje Nominal AT (kV) Voltaje Nominal BT (kV) Impedancia de CC

325 YnD 230 21 12.5% en base propia

8.4 Resultados De acuerdo con los objetivos del estudio, la premisa de análisis fue verificar que la entrada en operación de la Planta AES – FONSECA no pone en riesgo el aislamiento de los elementos del sistema de transmisión. Por lo tanto, para cumplir con esta premisa se analizaron las maniobras de operación automáticas y manuales que causan sobrevoltajes transitorios que pueden ser un problema para el aislamiento de los equipos del sistema eléctrico.

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Las maniobras estudiadas son las que causan únicamente sobrevoltajes transitorios temporales (cortocircuitos a tierra) y de frente lento (energización y reenganche de líneas, cortocircuitos y eliminación de cortocircuitos). Las simulaciones se realizaron considerando como se dijo en la introducción que el BIL en 230 kV según el Standard IEEE Std C57.19.01-2000 es de 900 kV y el SIL es de 747 kV. Este voltaje es la referencia que no se debe alcanzar. Los resultados obtenidos se muestran a continuación.

8.4.1 Energización de líneas en vacío en el escenario de carga máxima. La primer maniobra realizada para verificar el sobrevoltaje que genera, fue la energización en vacío de las líneas de transmisión de 230 kV AES – Aguas Calientes y AES – 15 de Setiembre. La simulación se realizó cerrando uno de los extremos de las líneas de transmisión y se midió el voltaje en el otro extremo. En todos los casos la energización se realizó, calculando que el voltaje de la fase A estuviera en el pico máximo de la onda en AES en el momento del cierre, con el objetivo de obtener la mayor sobretensión posible

8.4.1.1 Línea de transmisión Aguas Calientes – AES 8.4.1.1a Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en AES y considerando fuera de servicio la Planta AES – FONSECA En los gráficos 8.1 y 8.2, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, el cual es de 388.32 kV (2.01 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D1, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 90

Gráfico 8.1 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio

Gráfico 8.2 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio, primeros ciclos 8.4.1.1b Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en AES y considerando en operación la Planta AES – FONSECA

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 91

En los gráficos 8.3 y 8.4, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 393.24 kV (2.05 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D1, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

Gráfico 8.3 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 92

Gráfico 8.4 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos 8.4.1.1c Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en Aguas Calientes y considerando fuera de servicio la Planta AES – FONSECA En los gráficos 8.5 y 8.6, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 377 kV (2.0 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D1, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 93

Gráfico 8.5 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en Aguas Calientes. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio

Gráfico 8.6 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en Aguas Calientes. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio, primeros ciclos.

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8.4.1.1d Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en Aguas Calientes y considerando en operación la Planta AES – FONSECA En los gráficos 8.7 y 8.8, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, esta es de 370 kV (1.97 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D1, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

Gráfico 8.7 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en Aguas Calientes. Con la Planta AES – FONSECA en operación.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 95

Gráfico 8.8 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en Aguas Calientes. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos

8.4.1.2 Línea de transmisión 15 de Setiembre – AES 8.4.1.2a Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en AES y considerando fuera de servicio la Planta AES – FONSECA En los gráficos 8.9 y 8.10, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 355 kV (1.89 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D2, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

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Gráfico 8.9 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio.

Gráfico 8.10 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio, primeros ciclos.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 97

8.4.1.2b

Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en AES y considerando en operación la Planta AES – FONSECA

En los gráficos 8.11 y 8.12, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 361 kV (1.92 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D2, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

Gráfico 8.11 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 98

Gráfico 8.12 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos. 8.4.1.2c Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en 15 de Setiembre y considerando en operación la Planta AES – FONSECA En los gráficos 8.13 y 8.14, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 380 kV (2.02 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, no se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D2, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

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Gráfico 8.13 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en 15 de Setiembre. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio.

Gráfico 8.14 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en 15 de Setiembre. Con la Planta AES – FONSECA fuera de servicio, primeros ciclos.

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8.4.1.2d

Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en 15 de Setiembre y considerando fuera de servicio la Planta AES – FONSECA

En los gráficos 8.15 y 8.16, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 390 kV (2.07 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis, se pone en riesgo el aislamiento del sistema. En el anexo D2, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

Gráfico 8.15 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en 15 de Setiembre. Con la Planta AES – FONSECA en operación.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 101

Gráfico 8.14 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en 15 de Setiembre. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos.

8.4.1.3 Resumen de resultados, energización de líneas en vacío en el escenario de carga máxima. Los resultados mostrados en las secciones 8.4.1.1 y 8.4.1.2 indican que con la entrada en operación de la planta AES – FONSECA, no se pone en riesgo el aislamiento de los elementos del sistema eléctrico salvadoreño. Los sobrevoltajes registrados en las simulaciones alcanzan un máximo de 2.1 pu (394 kV), valor que es mucho menos que el SIL de 747 kV indicado para el BIL 900 kV definido para el nivel de tensión de 230 kV por IEEE Std C57.19.012000. Se determinó que no hay diferencia en los sobrevoltajes obtenidos si está o no la Planta AES – FONSECA en operación, lo cual demuestra que el cambio en la capacidad de cortocircuito en esta zona de El Salvador no es significativa como para incrementar los sobrevoltajes por maniobra, las barra de interconexión entre El Salvador y Honduras son muy fuertes eléctricamente. Además, todos los resultados coinciden con lo especificado por la literatura para este tipo de maniobras[2] alrededor de 2 pu.

[2] Gómez Expósito Antonio, Análisis y operación de Sistemas de Energía Eléctrica, primera edición, año 2000, editorial McGraw-Hill ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 102

8.4.2 Energización de líneas en vacío en el escenario de carga mínima. El análisis en carga mínima es muy importante en este tipo de estudios, porque a esta horas del día, es cuando las barras de los sistemas eléctricos tienen la menor capacidad de cortocircuito, lo cual puede causar que con maniobras de energización se magnifiquen aún más los sobrevoltajes. Este análisis se realizaró considerando únicamente la Planta AES – FONSECA en operación, ya que se determinó en la sección anterior que no hay cambios si está o no esta Planta en el sistema.

8.4.2.1 Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en AES En este caso, el sobrevoltaje sigue siendo cercano a los 2.0 pu, el cambio de escenario no causo variantes con respecto a los resultados de carga máxima. En los gráficos 8.17 y 8.18, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 360 kV (1.92 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se sigue cumpliendo con la premisa de análisis. En el anexo D3, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 103

Gráfico 8.17 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación

Gráfico 8.18 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 104

8.4.2.2 Energización de la línea de transmisión Aguas Calientes – AES, cerrando el interruptor en AES De igual forma que en el caso, el sobrevoltaje sigue siendo cercano a los 2.0 pu, el cambio de escenario no causo variantes en con respecto a los resultados de carga máxima. En los gráficos 8.19 y 8.20, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 390 kV (2.8 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se sigue cumpliendo con la premisa de análisis. En el anexo D3, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

Gráfico 8.19 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en Aguas Calientes. Con la Planta AES – FONSECA en operación

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 105

Gráfico 8.20 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en Aguas Calientes. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos

8.4.2.3 Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en AES En este caso, el sobrevoltaje sigue siendo cercano a los 2.0 pu, el cambio de escenario no causo variantes en con respecto a los resultados de carga máxima. En los gráficos 8.21 y 8.22, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 387 kV (2.06 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis. En el anexo D3, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 106

Gráfico 8.21 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación

Gráfico 8.22 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, energizando en AES. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 107

8.4.2.4 Energización de la línea de transmisión 15 de Setiembre – AES, cerrando el interruptor en 15 de Setiembre En este caso, el sobrevoltaje sigue siendo cercano a los 2.0 pu, el cambio de escenario no causo variantes en con respecto a los resultados de carga máxima. En los gráficos 8.23 y 8.24, se muestra el sobrevoltaje obtenido en este caso en la fase A, éste es de 360 kV (1.92 pu). Como se puede observar en los gráficos el pico de voltaje decae muy rápidamente y regresa a valores cercanos a 1 pu (187.79 kV) en 5 ciclos. Por lo tanto se cumple con la premisa de análisis. En el anexo D3, se muestra la onda de tensión en las otras fases.

Gráfico 8.23 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en 15 de Setiembre. Con la Planta AES – FONSECA en operación

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 108

Gráfico 8.23 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, energizando en 15 de Setiembre. Con la Planta AES – FONSECA en operación, primeros ciclos.

8.4.2.5 Resumen de resultados, energización de líneas en vacío en el escenario de carga mínima. Se determinó que no hay diferencia significativas en los sobrevoltajes obtenidos entre los escenarios de carga máxima y mínima, lo cual demuestra que la probabilidad de exponer el aislamiento por energización de líneas de transmisión sea mínima, ya que el nivel de tensión y la longitud de las líneas de transmisión en estudio hacen que éstas no sean candidatas a causar sobrevoltajes peligrosos para el aislamiento del sistema.

8.4.3 Desconexión de líneas de transmisión por liberación de fallas monofásicas y trifásicas. Energización de líneas por recierre monopolar y tripolar. En esta parte del estudio no se evaluó el sistema sin la Planta AES – FONSECA, ni el escenario de carga mínima, debido a que en las secciones anteriores se demostró que los resultados son equivalentes y están lejos de causar problemas al aislamiento del los equipos del sistema. ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 109

Los casos que se realizaron en esta sección, consisten en simular fallas monofásicas y trifásicas con el objetivo de liberarlas y observar los sobrevoltajes que se presentan en esta condición. Además, la misma simulación sirve para realizar recierres monopolares y tripolares de permitiéndo evaluar los sobrevoltajes en esta otra condición.

8.4.3.1 Cortocircuitos trifásicos a tierra. 8.4.3.1a Cortocircuito trifásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de AES, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 272 kV (1.45 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.25 y 8.26. Esta condición es menos severa para el aislamiento del sistema que la energización en vacío estudiada anteriormente. En el anexo E.1, se muestra el voltaje de las tres fases.

Gráfico 8.25 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un cortocircuito trifásico en el extremo de AES.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 110

Gráfico 8.26 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un cortocircuito trifásico en el extremo de AES, primeros ciclos después del recierre. 8.4.3.1b Cortocircuito trifásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de Aguas Calientes, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 295 kV (1.57 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.27 y 8.28. Esta condición es menos severa para el aislamiento del sistema que la energización en vacío estudiada anteriormente. En el anexo E.1, se muestra el voltaje de las tres fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 111

Gráfico 8.27 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, cuando se simula un cortocircuito trifásico en el extremo de Aguas Calientes.

Gráfico 8.28 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, cuando se simula una falla trifásica en el extremo de Aguas Calientes, primeros ciclos después del recierre

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 112

8.4.3.1c Cortocircuito trifásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de AES, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 312 kV (1.57 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.29 y 8.30. El valor registrado es de mayor magnitud, comparable con la energización en vacío, si embargo, sigue siendo una condición es menos severa para el aislamiento del sistema. En el anexo E.1, se muestra el voltaje de las tres fases.

Gráfico 8.29 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un cortocircuito trifásico en el extremo de AES.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 113

Gráfico 8.30 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un falla trifásica en el extremo de AES, primeros ciclos después del recierre 8.4.3.1d Cortocircuito trifásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de 15 de Setiembre, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 314 kV (1.67 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.31 y 8.32. El valor registrado es de mayor magnitud, comparable con la energización en vacío, si embargo, sigue siendo una condición es menos severa para el aislamiento del sistema. En el anexo E.1, se muestra el voltaje de las tres fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 114

Gráfico 8.31 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, cuando se simula un cortocircuito trifásico en el extremo de 15 de Setiembre.

Gráfico 8.32 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, cuando se simula una falla trifásica en el extremo de 15 de Setiembre, primeros ciclos después del recierre

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 115

8.4.3.2 Cortocircuitos monofásicos a tierra. 8.4.3.2a Cortocircuito monofásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de AES, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 253 kV (1.35 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.33 y 8.34. Esta condición es menos severa para el aislamiento del sistema, que la energización en vacío estudiada anteriormente. En el anexo E.2, se muestra el voltaje de las tres fases.

Gráfico 8.33 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un cortocircuito monofásico en el extremo de AES.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 116

Gráfico 8.34 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un cortocircuito monofásico en el extremo de AES, primeros ciclos después del recierre.

8.4.3.1b Cortocircuito monofásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de Aguas Calientes, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 290 kV (1.5 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.35 y 8.36. Esta condición es menos severa para el aislamiento del sistema que la energización en vacío estudiada anteriormente. En el anexo E.2, se muestra el voltaje de las tres fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 117

Gráfico 8.35 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, cuando se simula un cortocircuito monofásico en el extremo de Aguas Calientes.

Gráfico 8.36 Onda de voltaje de la fase A, medido en Aguas Calientes, cuando se simula un falla monofásica en el extremo de Aguas Calientes, primeros ciclos después del recierre

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 118

8.4.3.1c Cortocircuito monofásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de AES, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 268 kV (1.43 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.37 y 8.38. Esta condición es menos severa para el aislamiento del sistema que la energización en vacío estudiada anteriormente. En el anexo E.2, se muestra el voltaje de las tres fases.

Gráfico 8.37 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un cortocircuito trifásico en el extremo de AES.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 119

Gráfico 8.38 Onda de voltaje de la fase A, medido en AES, cuando se simula un falla monofásica en el extremo de AES, primeros ciclos después del recierre 8.4.3.2d Cortocircuito monofásico en la línea AES – Aguas Calientes, simulado en el extremo de 15 de Setiembre, liberado en 6 ciclos y con recierre trifásico en 30 ciclos En este caso, el mayor sobrevoltaje ocurre después del recierre alcanzando una magnitud de 305 kV (1.63 pu) y se atenúa rápidamente a valores cercanos a 1 pu en 5 ciclos, tal como se muestra en los gráficos 8.39 y 8.40. El valor registrado es de mayor magnitud, comparable con la energización en vacío, sin embargo, sigue siendo una condición menos severa para el aislamiento del sistema. En el anexo E.2, se muestra el voltaje de las tres fases.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 120

Gráfico 8.39 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, cuando se simula un cortocircuito monofásico en el extremo de 15 de Setiembre.

Gráfico 8.40 Onda de voltaje de la fase A, medido en 15 de Setiembre, cuando se simula una falla monofñasica en el extremo de 15 de Setiembre, primeros ciclos después del recierre

8.4.3.3 Resumen de Resultados.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 121

Los resultados obtenidos indican que el despeje de cortocircuitos monofásicos y trifásicos, así como los recierres monopolares y tripolares no significan ningún riesgo para los equipos conectados al sistema salvadoreño. Los sobrevoltajes de mayor magnitud observados no superan 1.7 pu.

8.5 Conclusiones De los resultados obtenidos se concluye que los sobrevoltajes por maniobra no representa riesgo alguno para el aislamiento de los equipos conectados a la red de 230 kV de sistema eléctrico salvadoreño.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 122

9. Conclusiones y Recomendaciones 9.1 Principales Conclusiones Por medio de estudios de flujos de carga, estabilidad transitoria y dinámica y cálculo de corrientes de cortocircuito, se analizó el impacto de la interconexión de la planta AESFE al sistema de transmisión de El Salvador, considerando una inyección neta a la red de 250 MW. En total se analizaron cinco escenarios en condiciones normales y de contingencia. Los escenarios incluyeron diferentes niveles de la demanda y transferencias de potencia entre áreas. Las principales conclusiones que se derivan de los resultados obtenidos se resumen como sigue: ƒ

Considerando la interconexión México–Guatemala, el disparo del generador AESFE durante las horas de demanda mínima, cuando éste está entregando a la red toda su potencia (250 MW), no provoca disparo de carga por baja frecuencia. El sistema de México aporta gran parte de la potencia que se pierde, limitando así las desviaciones de la frecuencia.

ƒ

Durante las horas de demanda máxima, considerando una transferencia de 300 MW desde El Salvador a Costa Rica, el disparo del generador AESFE no provoca inestabilidad en el sistema. Con el objetivo de verificar los márgenes de estabilidad transitoria con la planta AESFE, se simularon varios cortocircuitos trifásicos en el Anillo de Oriente y en las cercanías a la barra de 230 kV de la subestación AESFE

ƒ

La falla más severa desde el punto de vista de estabilidad del generador de AESFE es un cortocircuito trifásico cercano a la barra de 230 kV de AESFE en condiciones de carga mínima. Para esta falla se obtuvo un tiempo crítico de 0.180 segundos. La respuesta es estable y el generador de AESFE permanece en sincronismo con el sistema para el tiempo normal de operación de las protecciones de línea de 0.100 segundos. La relativamente alta constante de inercia (H=4.4 seg.) del generador de AESFE y el sistema de excitación estático contribuyen de forma importante para que no se pierda la estabilidad del generador con esta falla.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 123

ƒ

Las corrientes de corto circuito con la planta AESFE son inferiores a la capacidad interruptiva usual de los interruptores de 115 y 230 kV y no se prevé que sea necesario sustituir ningún equipo.

ƒ

La operación de la planta AESFE provee soporte de voltaje en la barra de 115 kV de la subestación La Unión.

ƒ

La interconexión de la planta AESFE por medio de las líneas a 230 kV AESFE – 15 de Septiembre, AESFE – Agua Caliente y la línea a 115 kV no provoca sobrecargas o violaciones de voltaje en condiciones de operación normal ni de contingencia para los escenarios estudiados.

ƒ

Las pérdidas en el sistema de transmisión de El Salvador son menores con la interconexión de la planta AESFE a 230 kV a si solo se interconecta a la subestación a La Unión 115 kV. En condiciones de carga mínima la diferencia de pérdidas es de aproximadamente 20 MW.

9.2 Recomendaciones Las principales recomendaciones del estudio están orientadas a resolver las deficiencias mencionadas arriba, mediante la construcción de algunos refuerzos a la red de transmisión de El Salvador, así como a la implementación de varias protecciones que hagan posible la operación segura de la planta AESFE a plena capacidad durante cualquier banda horaria. Estas recomendaciones se resumen como sigue:

1)

Se recomienda que cuando se desarrolle el estudio para analizar la operación de la futura interconexión Guatemala-México, Guatemala se verifique la capacidad de transformación que debe ser instalada en la subestación Los Brillantes, en razón de que ante la ocurrencia de ciertos disparos de generación en la región, la capacidad contemplada actualmente (220 MVA), limita la transferencia de potencia desde México hacia Guatemala.

2)

Se determinó que las oscilaciones electromecánicas del generador de AESFE están caracterizadas por muy poco amortiguamiento, y se recomienda instalar un estabilizador de sistemas de potencia (PSS) en el sistema de excitación. Para comprobar el efecto positivo que tendría esta medida, se simuló un estabilizador con entrada de potencia de aceleración y se comprobó que el mismo aumenta el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas en forma importante.

ESTUDIO DE INTERCONEXION PLANTA AES FONSECA ENERGÍA (Alt. 230 kV/115kV)Página 124

4)

Se recomienda que como requisito mínimo, el generador de la planta AESFE tenga los siguientes parámetros: a. b. c. d.

Factor de potencia 0.85 Reactancia síncrona, Xd menor o igual a 2.33 pu Reactancia transitoria, Xd’ menor o igual a 0.24 pu Inercia (turbina más generador) Wr2 = 20300 kg m2 para una velocidad de 3600 rpm que corresponde con una constante de inercia H= 4.4 segundos.

5)

Se recomienda que la subestación elevadora a 230 kV de AESFE tenga un esquema de interruptor y medio con respaldo local por falla de interruptor. Las líneas de transmisión deben tener protección de impedancia comunicada con respaldo por sobrecorriente de fase y tierra.

6)

Se recomienda que el generador de AESFE tenga un sistema de protección doble que garantice la liberación de fallas aún cuando no opere uno de los sistemas.

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