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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE ELÉCTRICA
EVALUACIÓN DE TENDENCIAS TECNOLÓGICAS DE SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA DESARROLLADOS PARA SISTEMAS DE POTENCIA DÉBILES
APLICABLES EN LA RED DE ENELVEN
Trabajo Especial de Grado para obtar por el Título de Ingeniero Electricista
PRESENTADO POR:
Br. BRACHO AVILA, Alejandro Javier; C.I. 18286529
Br. VALBUENA BARBOZA, Carlos Julio; C.I. 17086351
ASESORA ACADEMICA: ASESOR INDUSTRIAL:
Ing. Nancy Mora de Morillo Ing. Jimmy Vargas
Maracaibo, Septiembre de 2009
DERECHOS RESERVADOS
EVALUACIÓN DE TENDENCIAS TECNOLÓGICAS DE SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA DESARROLLADOS PARA SISTEMAS
DE POTENCIA DÉBILES APLICABLES EN LA RED DE ENELVEN
DERECHOS RESERVADOS
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE ELÉCTRICA
EVALUACIÓN DE TENDENCIAS TECNOLÓGICAS DE SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA DESARROLLADOS PARA SISTEMAS
DE POTENCIA DÉBILES APLICABLES EN LA RED DE ENELVEN
___________________________ ___________________________
Br. Bracho A., Alejandro J. Br. Valbuena B., Carlos J.
C.I. 18286529 C.I. 17086351
DERECHOS RESERVADOS
VEREDICTO
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado: “EVALUACIÓN DE TENDENCIAS TECNOLÓGICAS DE SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA DESARROLLADOS PARA SISTEMAS DE POTENCIA DÉBILES APLICABLES EN LA RED DE ENELVEN”, presentado por los Bachilleres: ALEJANDRO J. BRACHO A, portador de la C.I: 18.286.529, y CARLOS J. VALBUENA B, portador de la C.I: 17.086.351, en cumplimiento con los requisitos establecidos para optar por el título de INGENIERO ELECTRICISTA.
Profa. Nancy Mora de Morillo
Prof. Guillermo Osorio Prof. Alexander Albornoz
Ing. José F. Bohórquez
C.I: 3.379.454
Decano Facultad de Ingeniería
IV
DERECHOS RESERVADOS
DEDICATORIA
Muchas gracias a mis padres Iris y José, por siempre darme el apoyo necesario para aguantar los momentos de presión y lograr concluir este importante trabajo.
A mis Abuelos Atilia y José, por confiar en mí y acompañarme todos estos años.
A Dios, por darme fé y las fuerzas necesarias.
A mis hermanos, amigos y demás familiares, por haber compartido grandes momentos a lo largo de mi carrera, un abrazo.
Muchísimas Gracias!
Alejandro Bracho.
V
DERECHOS RESERVADOS
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso, porque gracias a él he podido cumplir todas las metas en mi vida.
A mis padres Julio y Trina, quienes siempre me han apoyado para lograr mis metas, los quiero mucho.
A mi querida hermana Patricia, quien siempre ha estado presente para apoyarme, te quiero mucho.
A mis asesores, sin ellos no hubiera sido posible el desarrollo de este trabajo, gracias.
A familiares y amigos, todos aquellos que de alguna u otra forma me han ayudado y con los cuales he compartido durante el desarrollo de mi carrera, muchas gracias a todos.
Carlos Julio
VI
DERECHOS RESERVADOS
AGRADECIMIENTO
A mis tutores, Ing. Nancy Mora de Morillo e Ing. Jimmy Vargas, dos personas que admiro por sus grandes logros y capacidades profesionales. Gracias por su ayuda y guía.
Al ingeniero Edgar Lugo por ayudarme en mi labor de tesista y prestarme su apoyo incondicional para cualquier circunstancia.
A la empresa ENELVEN, de manera especial a la Gerencia de Protección y Análisis, bajo cuya dirección realicé este trabajo.
Muchísimas Gracias!
Alejandro Bracho.
VII
DERECHOS RESERVADOS
AGRADECIMIENTO
A Dios y a la Virgen de Santa Lucía, gracias a ellos por guiarme y protegerme.
A mis tutores, Ing. Nancy Mora de Morillo e Ing. Jimmy Vargas.
A la empresa ENELVEN, de manera especial a la Gerencia de Protección y Análisis de la División de Ingeniería y Planificación del Mantenimiento de Transmisión, bajo cuya dirección realicé este trabajo.
A la Unidad de Potencia de la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión de ENELVEN, por la experiencia y conocimientos que me transmitieron durante mi pasantía.
Carlos Julio
VIII
DERECHOS RESERVADOS
BRACHO A. Alejandro J.; VALBUENA B. Carlos J. “EVALUACIÓN DE TENDENCIAS TECNOLÓGICAS DE SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA DESARROLLADOS PARA SISTEMAS DE POTENCIA DÉBILES APLICABLES EN LA RED DE ENELVEN” Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Electricista; Maracaibo, Venezuela: Universidad Rafael Urdaneta, Escuela de Ingeniería Eléctrica, 2009.
RESUMEN
Existe la necesidad de contar con la más exitosa solución tecnológica, en cuanto a la prevención oportuna contra una falla o contingencia en la red eléctrica de ENELVEN y realizar acciones de control con las que se garantice su estabilidad. Se realizó una identificación y posterior análisis de varias redes eléctricas a nivel mundial, donde las empresas operadoras de las mismas han implementando sistemas de protección de área extendida, como solución contra las inestabilidades de voltaje, angulares y de frecuencia que se producen en esas redes; actuando de forma rápida y precisa, utilizando unidades de medición sincrofasorial (PMU) para la obtención en tiempo real de los fasores de voltaje y corriente de la red, así como la ejecución de acciones de control y protección tales como: botes de carga, desconexión de generadores, separación de áreas, entre otras. En cuanto a Venezuela, se determinó que existen pocas implementaciones de sistemas de este tipo, pero se han realizado muchas investigaciones al respecto, tanto en la empresa ENELVEN como en EDELCA, siendo esta última la que ha implementado PMUs en dos subestaciones importantes del sistema troncal. Por último, se realizó una evaluación de los sistemas de protección de área extendida aplicados en China, Brasil, Islandia y Europa Central para proponer las características requeridas con el fin de implementar éstas tecnologías en el sistema de transmisión de ENELVEN.
Palabras clave: Sistemas de protección de área extendida, Inestabilidades en redes eléctricas, Solución Tecnológica.
Bracho Alejandro: bracho_alejandro@yahoo.com
Valbuena Carlos: cjvalbuena@gmail.com
IX
DERECHOS RESERVADOS
BRACHO A. Alejandro J.; VALBUENA B. Carlos J. “EVALUATION OF TECHNOLOGICAL TENDENCIES OF WIDE AREA PROTECTION SYSTEMS DEVELOPED FOR WEAK POWER SYSTEMS APPLICABLE IN THE ENELVEN NETWORK” Special Work of Degree to choose to the Title of Electrical engineer; Maracaibo, Venezuela: Rafael Urdaneta University, Electrical engineering school, 2009.
ABSTRACT
Faced with the need to have the most successful technology solution, as to the timely prevention against a fault or contingency on the grid of ENELVEN and take control measures ensuring its stability, it conducted a further analysis and identification of several power grids worldwide, where the operating companies have implemented the same systems for wide area protection as a solution against voltage instability, angular and frequency that occur in these networks; acting quickly and accurately, using synchrophasorial measurement units (PMU) for obtaining real-time phasor voltage and current of the network and implement actions to control and protection including: load shedding, disconnection generators, separation of areas, among others. As for Venezuela was determined that there are few implementations of such schemes but there have been many investigations into this matter in operators such as ENELVEN and EDELCA in which the latter two PMUs has implemented major substations system backbone. Finally, an evaluation of protection systems used in wide area of China, Brazil, Iceland and Central Europe to offer the features required to deploy these technologies in the ENELVEN´s transmission system.
Keywords: Wide area protection system, instability in electric power networks, technology solution.
Bracho Alejandro: bracho_alejandro@yahoo.com
Valbuena Carlos: cjvalbuena@gmail.com
X
DERECHOS RESERVADOS
ÍNDICE GENERAL
VEREDICTO IV
DEDICATORIA V
AGRADECIMIENTO VII
RESUMEN IX
ABSTRACT X
ÍNDICE GENERAL XI
INTRODUCCIÓN 18
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA 20 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 21
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 24
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 24
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 24
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 25
1.4 ALCANCE 25
1.5 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN 26
1.6 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 27
1.6.1 DELIMITACIÓN ESPACIAL 27
1.6.2 DELIMITACIÓN TEMPORAL 27
1.6.3 DELIMITACIÓN CIENTÍFICA 27
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 28 2.1 BREVE DESCRIPCIÓN DE LA CORPORACIÓN ENELVEN 29
XI
DERECHOS RESERVADOS
2.2 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN 31
2.3 BASES TEÓRICAS 34
2.3.1 ESTABILIDAD DE VOLTAJE EN SISTEMAS ELÉCTRICOS 34
DE POTENCIA
2.3.2 ANÁLISIS DE BIFURCACIÓN 38
2.3.2.1 BIFURCACIÓN TIPO NODO-SILLA 39
2.3.2.2 BIFURCACIÓN POR LÍMITE INDUCIDO 41
2.3.3 FACTORES QUE AFECTAN LA ESTABILIDAD DE VOLTAJE 43
2.3.4 CAPACIDAD DE POTENCIA REACTIVA DE GENERADORES 44
SINCRÓNICOS
2.3.5 ESCENARIO DE COLAPSOS CLÁSICOS DE VOLTAJE 46
2.3.6 SISTEMAS PARA SUPERVISIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN 48
EN TIEMPO REAL DE ÁREA EXTENDIDA (RT-WAMCP)
2.3.6.1 REQUISITOS PARA LA SUPERVISIÓN Y CONTROL 50
EN TIEMPO REAL DEL ÁREA EXTENDIDA
2.3.6.2 APLICACIONES PARA LA SUPERVISIÓN Y CONTROL 51
EN SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA
2.3.6.2.1 SUPERVISIÓN Y ANÁLISIS EN TIEMPO REAL 56
DEL ÁREA EXTENDIDA
2.3.6.2.2 COORDINACIÓN, ADAPTACIÓN Y CONTROL 58
DEL ÁREA EXTENDIDA EN TIEMPO REAL
2.3.6.2.3 PROTECCIÓN ADAPTATIVA DEL ÁREA EXTENDIDA 60
EN TIEMPO REAL
2.3.6.3 REQUERIMIENTOS DE DATA FASORIAL 61
2.3.7 SISTEMA DE COMUNICACIÓN 67
2.3.8 SISTEMA DE POSICIONAMIENTO GLOBAL (GPS) 68
2.3.9 DESCRIPCIÓN DE AVANCES A NIVEL MUNDIAL 71
EN CUANTO A RT-WAMCP
2.4 GLOSARIO 85
XII
DERECHOS RESERVADOS
2.5 OPERACIONALIZACIÓN DE LA VARIABLE 87
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO 92 3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN 93
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN 95
3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA 97
3.4 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS 99
3.4.1 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL 100
3.4.2 OBSERVACIÓN INDIRECTA 104
3.4.3 ENTREVISTA ESTRUCTURADA 104
3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN 106
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS 110 4.1 SOLUCIONES TÉCNICAS DE ÁREA EXTENDIDA APLICADAS A NIVEL 111
MUNDIAL EN SISTEMAS DE POTENCIA DÉBILES
4.1.1 DESCRIPCIÓN BÁSICA DEL SISTEMA EUROPEO CENTRAL 113
4.1.2 DESCRIPCIÓN DE IMPLEMENTACIÓN DE WAPS EN ISLANDIA 116
4.1.3 DESCRIPCIÓN DE IMPLEMENTACIÓN DE WAPS EN CHINA 124
4.1.4 DESCRIPCIÓN DE IMPLEMENTACIÓN DE WAPS EN BRASIL 137
4.2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (SEN) 145
4.3 AVANCES RELACIONADOS A PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA 158
EN VENEZUELA
4.4 PROPUESTA DE SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y 179
PROTECCIÓN EN TIEMPO REAL APLICABLE A LA RED DE ENELVEN
XIII
DERECHOS RESERVADOS
CONCLUSIONES 194
RECOMENDACIONES 198
BIBLIOGRAFÍA 200
ANEXO 204
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Organigrama Funcional de la Empresa ENELVEN 31
Figura 2.2 Bifurcación saddle-node 39
Figura 2.3 Ejemplo de dos barras, bifurcación tipo Nodo-silla 41
Figura 2.4 LIDB seguido de SNB 42
Figura 2.5 LISB 43
Figura 2.6 Curva P-Q 45
Figura 2.7 Diagrama de bloque del hardware de un PMU 49
Figura 2.8 Concentrador de datos fasoriales 49
Figura 2.9 Sistema de Monitoreo/Análisis, Control y Protección 54
del Área Extendida en Tiempo Real
Figura 2.10 Arquitectura del sistema de monitoreo, control y protección 56
en tiempo real del área extendida
Figura 2.11 Constelación de 24 satélites de alta altitud 69
Figura 2.12 Aplicación de GPS en sistemas de potencia 70
Figura 2.13 Tiempo de referencia absoluto a través del sistema de 70
potencia
Figura 2.14 North American Electric Reliability Corporation (NERC) 73
Figura 2.15 55 PMUs integrados a través de 13 organizaciones 74
mediante conexión VPN
XIV
DERECHOS RESERVADOS
Figura 2.16 PMUs conectados, instalados y agregándose en la red 74
de potencia de Norteamérica
Figura 2.17 Proyecto MedFassee 76
Figura 2.18 Localización para la instalación de PMUs 77
Figura 2.19 UCTE 78
Figura 2.20 Resincronización en UCTE 79
Figura 2.21 WAMS con PMUs instalados en Suiza 80
Figura 2.22 PMUs instalados en anillo de 132 kV 82
Figura 2.23 WAN de Islandia 82
Figura 2.24 40 PMUs instalados en las centrales eléctricas 83
y subestaciones de de ECG
Figura 4.1 PMUs instalados en Europa Central 115
Figura 4.2 Sistema de Transmisión en Islandia 116
Figura 4.3 Consumo de electricidad en Islandia 117
Figura 4.4 Capacidad de generación en 2006 117
Figura 4.5 Capacidad de generación en 2008 119
Figura 4.6 Configuraciones en 3 subestaciones de Islandia 119
Figura 4.7 Prueba de AVR en Blanda 120
Figura 4.8 Oscilación de 0,45 Hz en el anillo de 132 kV 121
Figura 4.9 Oscilación de 0,6 Hz en el anillo de 132 kV 122
Figura 4.10 Oscilación de 1,3 Hz en el anillo de 132 kV 122
Figura 4.11 Capacidad de generacion instalada en China a traves 124
de los años
Figura 4.12 Red de transmisión de 500 kV del este de China 125
Figura 4.13 Ubicación geográfica de redes eléctricas en China 126
Figura 4.14 Redes electricas operando y en progreso en China 136
Figura 4.15 Sistema Interconectado Nacional de Brasil 138
Figura 4.16 Red de Transmisión en Brasil 140
XV
DERECHOS RESERVADOS
Figura 4.17 Capacidad de almacenamiento de energía Hidráulica 141
del NIS
Figura 4.18 Intercambio de Energía en la Transmisión de Brasil 142
Figura 4.19 VPAM StressMon 143
Figura 4.20 VPAM SyncAssist 144
Figura 4.21 VPAM LoopAssist 144
Figura 4.22 SOS DampAlarm 145
Figura 4.23 Sistema de Transmisión Nacional 146
Figura 4.24 Distribución porcentual de capacidad instalada 150
de las empresas
Figura 4.25 Capacidad instalada por fuente primaria 151
Figura 4.26 Distribución porcentual de la generación neta de las 153
empresas
Figura 4.27 Intercambio neto en el SEN 155
Figura 4.28 Generación vs. Intercambio en las empresas 157
Figura 4.29 Distribución porcentual del consumo de energía de las 158
empresas
Figura 4.30 Unidad de Medición Sincrofasorial. ARBITER 166
Modelo 1133 Power Sentinel
Figura 4.31 Carga Promedio Anual Interrumpida (PPI). 168
Período (2004-2008)
Figura 4.32 Duración Promedio Anual de Interrupción (TPR). 169
Período 2004-2008
Figura 4.33 Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida (IS). 170
Período 2004-2008
Figura 4.34 Límites de Transmisión en el SEN 172
Figura 4.35 Diagrama de operación de las líneas de defensa 179
Figura 4.36 Diagrama de bloques (monitoreo/análisis, control y 190
Protección del sistema)
XVI
DERECHOS RESERVADOS
Figura 4.37 Esquemas de Protección para ENELVEN 192
Figura 4.38 Equipos de Supervisión ubicados en el SEN 193
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Mapa de variables 88
Tabla 4.1 Producción de energía en Brasil año 2006 139
Tabla 4.2 Capacidad instalada por fuente primaria 152
de empresas en kW
Tabla 4.3 Debilidades en sistemas de potencia a nivel mundial 175
XVII
DERECHOS RESERVADOS
INTRODUCCIÓN
La presente investigación tiene por objeto el estudio de las soluciones
tecnológicas a nivel mundial de sistemas de protección de área extendida
desarrollados para sistemas de potencia débiles.
En los últimos años el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ha incorporado de
manera sostenida generación para responder a la necesidad creciente de
demanda y durante este proceso de expansión han surgido ciertas inestabilidades
tales como: de frecuencia, angulares y de voltaje, lo cual ha planteado la
necesidad de implementar soluciones tecnológicas capaces de prevenir
oportunamente estas inestabilidades en el sistema de potencia y actuar con
celeridad para solventarlas.
Dentro de este contexto ENELVEN se sitúa en una posición desfavorable debido a
que su red eléctrica se encuentra en la cola del SEN. Por lo tanto es indispensable
tomar las acciones necesarias de manera oportuna ante cualquier falla o
contingencia que se presente en el SEN.
El presente trabajo de investigación se divide en cuatro capítulos, desarrollados de
la siguiente forma:
En el Capítulo I se plantea el problema, a partir del cual se desarrollaron los
objetivos, la justificación, el alcance y la delimitación de la investigación.
En el Capítulo II se exponen los antecedentes de la investigación, así como las
bases teóricas que permiten explicar la variable de investigación, los sistemas de
protección de área extendida.
En el Capítulo III se presenta la metodología utilizada en el desarrollo del trabajo,
dentro de la cual se presenta en detalle el tipo y diseño de la investigación, la
población y la muestra, las técnicas de recolección de datos y las fases de la
investigación.
DERECHOS RESERVADOS
En el Capítulo IV se presentan la identificación y posterior análisis de las
soluciones tecnológicas de sistemas de protección de área extendida aplicadas en
las zonas geográficas tales como: China, Brasil, Islandia y Europa Central. Luego
se identifica la implementación de estos sistemas de protección en Venezuela,
donde se explica detalladamente las características y problemáticas del SEN así
como los avances en cuanto a esta tecnología.
Posteriormente, se realiza una propuesta global en cuanto a las soluciones
tecnológicas analizadas en las distintas zonas geográficas para su aplicación en la
red de ENELVEN.
Por último, basándose en el análisis e interpretación de los resultados se
presentan las conclusiones y recomendaciones de la presente investigación.
DERECHOS RESERVADOS
[Escribir texto]
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
21
CAPÍTULO I EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En los Sistemas de Potencia existen ciertas variables que son fundamentales para
garantizar la estabilidad necesaria del mismo, logrando así un servicio eficiente y
confiable al consumidor de la energía eléctrica. De existir dicha inestabilidad en el
servicio eléctrico, esto genera determinadas pérdidas monetarias o hasta
sanciones penales aplicadas a la empresa prestadora del servicio eléctrico por los
entes del Estado, garantes estos en el cumplimiento de la Ley.
Se conoce que a medida que pasan los años se evidencia un aumento en la
población, esto es asimilado en las empresas como un directo incremento de la
demanda que se debe satisfacer, por lo tanto, cada vez se hace más importante la
generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica que necesita el
consumidor. Directamente se busca aumentar la generación para satisfacer la
demanda.
A partir de 1996, han ocurrido una serie de contingencias en el SEN, lo cual llevó a
las empresas eléctricas a implementar botes de carga automáticos por
condiciones de excedencia de límites. Existen diferentes límites para la
transferencia de energía en el SEN (Sistema Eléctrico Nacional), y a partir de ellos
se consiguen los permisivos botes de carga.
Recientemente entre los meses de agosto 2007 y abril 2008, sucedieron una serie
de eventos en el Sistema Eléctrico Nacional producto del disparo de una línea de
transmisión a 765 kV de EDELCA, en condiciones de excedencia del límite de
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
22
transmisión Importación Centro, específicamente los días 29/08/07, 02/10/07,
24/03/08, 31/03/08, 10/04/08, 27/04/08 y 29/04/08, los cuales conllevaron a caídas
parciales del sistema y la consiguiente pérdida de grandes bloques de carga,
producto de la inestabilidad del sistema de potencia.
Concretamente los acontecimientos de los días 29 de abril, 01 de septiembre y 19
de octubre del año 2008 ocasionaron la interrupción de gran parte del suministro
de energía eléctrica a nivel nacional en magnitudes que alcanzaron
aproximadamente 66% de la demanda máxima anual, según el Centro Nacional
de Gestión (CNG).
La empresa Energía Eléctrica de Venezuela, C.A. (ENELVEN) es una empresa de
servicio eléctrico que opera en el Estado Zulia al Occidente de Venezuela, filial del
conglomerado eléctrico nacional denominado CORPOELEC. ENELVEN tiene
generación propia y proveniente del SEN. Debido a que actualmente la generación
se toma en gran parte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), entonces una falla o
contingencia severa que se presente provoca una caída en la calidad del servicio
que ofrece ENELVEN. Al observar esta situación se entiende que la calidad y
tecnología de los Sistemas de Protección son de gran importancia, y se necesita
una evaluación para definir herramientas que permitan tomar las mejores
decisiones para garantizar la estabilidad de la red de potencia de tal manera que
el usuario no se vea perjudicado debido a cambios tan drásticos en su servicio.
Ante todo esto, es relevante resaltar la necesidad de un sistema de monitoreo,
control y protección de área extendida, el cual actúa dinámicamente con los
cambios que se presentan en tiempo real en el sistema de potencia de ENELVEN
siendo complemento del actual sistema de protección con el que cuenta la
empresa. Este debe instalarse en las principales subestaciones de interconexión
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
23
con la red troncal de transmisión para lograr detectar en forma precisa cualquier
perturbación que provenga del SEN y tomar acciones de control oportunas, así
como también en las subestaciones ubicadas en los principales puntos de
generación.
En este sentido, se resalta que no se encuentran implementadas actualmente
herramientas completamente apropiadas para registrar aquellas variaciones en
tiempo real que puedan facilitar la identificación oportuna de condiciones que
afecten la estabilidad del Sistema de Potencia. Todo esto es debido a que el
actual sistema de protección registra variaciones estacionarias, que no se
adecuan a la dinámica del sistema de potencia.
Todas estas situaciones pueden incidir en el grado de satisfacción de los usuarios
ante el servicio que reciben, así como provocar daños a sus equipos eléctricos; de
igual manera pueden generar pérdidas económicas para la empresa afectando su
rentabilidad.
Se necesita, entonces, realizar una evaluación que permita estudiar diferentes
soluciones tecnológicas para la protección del área extendida en la red eléctrica
de ENELVEN, lo cual permite en cierta medida contrarrestar la inestabilidad de la
red logrando predecir una conducta para contingencias extremas, donde se deban
tomar decisiones de manera oportuna. De esta forma se deberían implementar
dichas soluciones a lo largo de la red Nacional, ya que es importante que todas las
empresas que integran el SEN (Sistema Eléctrico Nacional) se unan hacia un
esfuerzo de utilizar los mismos tipos de criterios y tecnologías, logrando de esta
forma tomar acción desde donde se genere la falla sin esperar que ésta se refleje
y cause impacto a la red de ENELVEN o en otras redes eléctricas a nivel nacional.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
24
Para proponer estas soluciones se consideró investigar diferentes tendencias a
nivel mundial en la implementación de soluciones que protejan a la red de dicha
inestabilidad, teniendo en cuenta que cualquier tipo de inversión en nuevos
Sistemas de Protección lleva asociado un costo monetario, que se debe comparar
directamente con el beneficio que se obtiene al minimizar todas estas
interrupciones prolongadas del servicio eléctrico en el país. Es por esto que la
presente investigación se propone realizar una evaluación de adelantos
tecnológicos para lograr la supervisión y protección de ciertas debilidades que
pueda presentarse en el Sistema de Potencia y garantizar una mejor calidad de
servicio ofrecido por ENELVEN.
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
En función de lo antes expuesto, se plantea la siguiente interrogante:
¿Cómo evaluar las tendencias tecnológicas de Sistemas de Protección de
Área Extendida desarrollados para Sistemas de Potencia débiles aplicables en la
red de ENELVEN?
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
Los objetivos de esta investigación son los siguientes:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
25
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Evaluar las tendencias tecnológicas de los Sistemas de Protección de Área
Extendida desarrollados para Sistemas de Potencia débiles aplicables en la red de
ENELVEN.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Identificar las soluciones técnicas actuales a nivel mundial aplicadas en
Sistemas de Potencia débiles.
• Analizar las soluciones tecnológicas de Sistemas de Protección de Área
Extendida implantadas en diversos Sistemas de Potencia a nivel mundial.
• Identificar la aplicación de Sistemas de Protección de Área Extendida en el
Sistema Eléctrico Nacional.
• Evaluar los Sistemas de Protección de Área Extendida aplicables al
Sistema de Transmisión de ENELVEN, para reducir el impacto que
producen las perturbaciones que ocurren en el Sistema Interconectado
Nacional.
1.4 ALCANCE
Proponer una solución tecnológica de Sistemas de Protección de Área Extendida,
que sea la más apropiada a las debilidades que presenta el Sistema de
Transmisión de ENELVEN.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
26
1.5 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN
ENELVEN como empresa proveedora de energía eléctrica en la región zuliana
presenta un sistema de potencia compuesto por varios puntos de generación,
transmisión y distribución, que si algunos de éstos se ve afectado por una falla o
contingencia extrema, puede traer como resultado una inestabilidad del sistema de
potencia causando impacto en la calidad del servicio eléctrico y provocando la
insatisfacción de sus usuarios.
Un sistema de potencia inestable puede ser contrarrestado mediante
compensación reactiva o en otros casos implementando botes de carga,
ampliando la generación, etc. Todo esto tomando en cuenta el estado en que se
encuentre el sistema.
Entonces, se entiende la importancia de una evaluación tecnológica, ya que para
mantener un sistema de potencia estable es necesario tomar decisiones oportunas
en cuanto a la utilización de las mejores herramientas, beneficiando de esta
manera la protección de la red eléctrica de ENELVEN.
Este sistema de protección una vez implementado traería beneficios tales como:
• Aumento de la calidad del servicio de los usuarios debido al suministro de
niveles de tensión y frecuencia estables.
• Una red eléctrica de ENELVEN mejor protegida para la detección a tiempo
de alguna falla o contingencia extrema que pueda haber ocurrido en el
Sistema Eléctrico Nacional.
• Niveles altos de confiabilidad y continuidad del servicio.
• Aumento del grado de satisfacción por parte de los usuarios, lo cual
incrementará la recaudación por aplicación de las tarifas, incidiendo
positivamente en la rentabilidad de la empresa.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
27
1.6 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
Los límites de la investigación se establecen en términos de espacio, tiempo y
universo. En el estudio del presente objeto de investigación los límites de la
investigación son los siguientes:
1.6.1 DELIMITACIÓN ESPACIAL
Esta investigación se efectuó en la División de Ingeniería y Planificación del
Mantenimiento de Transmisión (Protección y Análisis), que funciona en el Centro
de Operaciones Caujarito, de la empresa ENELVEN; ubicada el Municipio
Maracaibo del Estado Zulia.
1.6.2 DELIMITACIÓN TEMPORAL
El período durante el cual se realizó esta investigación fue de nueve (09) meses,
desde Octubre del 2008 hasta Julio del 2009.
1.6.3 DELIMITACIÓN CIENTÍFICA
El contenido de la investigación está enmarcado en el ámbito de la Ingeniería
Eléctrica, dentro del Área de Sistemas de Potencia; específicamente en la Sub-
área: Sistemas de Protección.
DERECHOS RESERVADOS
[Escribir texto]
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
29
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
2.1 BREVE DESCRIPCIÓN DE LA CORPORACIÓN ENELVEN ENELVEN fue fundada en 1889 con el nombre de “Maracaibo Electric Light Co.”.
Al transcurrir de los años ENELVEN fue transformándose junto con otras
empresas como: CADAFE, ENELCO y La Electricidad de Caracas.
Encargada del proceso de generación, distribución y comercialización de la
energía eléctrica en la región zuliana. Las oficinas principales de ENELVEN se
encuentran localizadas en el Edificio 5 de Julio, ubicado en la calle 77 con Av.10
de la ciudad de Maracaibo estado Zulia.
Actualmente la empresa posee las Vicepresidencias de Asuntos Jurídicos,
Protección Integral, Gestión Humana, Relaciones Institucionales, Finanzas y
Servicios, Telecomunicaciones y Tecnologías de Información, Comercial,
Generación, Ingeniería y Desarrollo de Transmisión, Transmisión y Distribución.
Misión
“Somos Filial de Corpoelec prestadora de un servicio eléctrico en condiciones de
eficiencia, calidad, equidad social y equilibrio económico, en armonía con el
ambiente, con gente competente y comprometida con el desarrollo y bienestar del
pueblo de los Estados Zulia y Falcón”.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
30
Visión
“Ser reconocida por la calidad del servicio eléctrico, la integridad de su gente y su
compromiso con el bienestar y desarrollo del Pueblo, promotora del uso eficiente
de los recursos energéticos”.
Objetivos Fundamentales:
• Prestar un servicio eléctrico con calidad, incluyente y en armonía con
el medio ambiente.
• Incrementar ventas cobranzas y promover el uso eficiente de la
energía.
• Lograr el equilibrio económico.
• Satisfacer las necesidades y expectativas de los usuarios y
comunidad.
• Mantener un personal competente comprometido con la Corporación
Eléctrica y con el bienestar del Pueblo.
• Alinear Enelven, Enelco y Falcón para consolidar a la Corporación.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
31
Figura 2.1 Organigrama Funcional de la Empresa ENELVEN Fuente: ENELVEN
2.2 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
Algunas investigaciones realizadas anteriormente y que guardan vinculación con
el objeto de estudio se mencionan a continuación:
C. Rehtanz y M. Larsson, en su artículo titulado “SYNOPSIS SYSTEM FOR WIDE
AREA PROTECTION, CONTROL AND OPTIMIZATION BASED ON PHASOR
MEASUREMENTS” en el año 2002, (Sistema Básico para Protección, Control y
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
32
Optimización de Área Extendida, Basado en Medidas Fasoriales). En dicho
artículo se expone la utilización de mediciones fasoriales en diferentes puntos de
muestreo del sistema a monitorear, y la capacidad de combinarlas con una
plataforma operacional capacitada para tomar acciones de control y protección
automática.
Daniel Karlsson, “SYSTEM PROTECTION SCHEMES IN POWER NETWORK
BASED ON NEW PRINCIPLES” en el año 2004. (Nuevos Principios para
Esquemas de Protección en Redes de Potencia). En este reporte se describe la
utilización de un sistema de protección diseñado para contrarrestar disturbios de
gran escala, basado en un número de terminales conectados vía WAN y
sincronizados por GPS.
Astorino T., Antonio y Gómez, Miguel A, egresados de la Universidad Rafael
Urdaneta realizaron en el año 2005 su trabajo especial de grado titulado:
“PROPUESTA DE UN SISTEMA DE PROTECCION PARA LA EVALUACIÓN EN
TIEMPO REAL DE LAS CONDICIONES DE ESTABILIDAD DE LA RED DE
POTENCIA DE LA CORPORACIÓN ENELVEN”. En este trabajo se realizó una
investigación en el mercado de posibles soluciones factibles para la aplicación en
la red de potencia de ENELVEN, para luego realizar una propuesta de
implantación, tomando en cuenta que la mayoría de subestaciones poseen la
interfaz comunicacional necesaria para su adaptación al sistema. Se concluyó que
la opción de la empresa ABB ofrecía los mejores beneficios y presentaba la mayor
flexibilidad para su instalación e implementación, por lo tanto sería la mejor
herramienta para aplicarla a la red eléctrica de la Corporación ENELVEN.
Enrique Martínez y Nicolás Juárez, Comisión Federal de Electricidad, México.
Armando Guzmán, Greg Zweigle, Jean León, Schweitzer Engineering
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
33
Laboratories, Inc. En el año 2006 publicó su artículo titulado “USING
SYNCHRONIZED PHASOR ANGLE DIFFERENCE FOR WIDE-AREA
PROTECTION AND CONTROL” (Utilización de Diferencia Angular en Fasores
Sincronizados para la Protección y Control de Área Extendida). La Comisión
Federal de Electricidad (CFE) en México, implementó distintos esquemas de
protección de área extendida para minimizar los cambios en la frecuencia y voltaje
del sistema de potencia, previniendo el colapso durante severas o múltiples
contingencias. Se destaca la utilización de sincrofasores como clave para
mantener los márgenes aceptables de estabilidad en el sistema. Para ejemplificar
se utilizó el sistema de transmisión de 400 kV donde la CFE evaluó la utilización
de Unidades de Medición Sincrofasorial para mejorar la confiabilidad de los ya
existentes esquemas de bote de carga-generador.
Daniel Figueira Sandoval, egresado de la Universidad Simón Bolívar realizó en el
año 2007 su Informe Final de Pasantías titulado: “ESTUDIO BÁSICO SOBRE
SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA AMPLIA”. Su trabajo consistió en un
estudio de la tecnología novedosa de WAPS (Wide Area Protection System) para
ubicarla conceptualmente entre las protecciones convencionales locales y la
acción convencional de los centros de control del sistema de potencia, previniendo
así la posibilidad de colapsos de la red. Por otra parte también se realizó un
estudio básico del problema de estabilidad de voltaje en el Sistema Interconectado
Nacional, para el cual se utilizó un sistema unifilar equivalente con el fin de usarlo
como ejemplo y lograr la visualización de posibles aplicaciones de los WAPS.
Es importante destacar el aporte de todos estos trabajos antecedentes para la
presente investigación, ya que estos poseen fundamentos teóricos y posibles
técnicas aplicables para la implementación de los sistemas de protección de área
extendida. Todas estas investigaciones ayudaron a comprender ciertas
características importantes, tales como: las ventajas, tipos de software, tipos de
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
34
hardware y diferentes patrones a seguir para la correcta ubicación de estos
dispositivos a lo largo de la red de potencia. Por lo tanto se pudo realizar un
análisis con mayor fundamentación, y así lograr la evaluación de nuevas
tecnologías aplicables al sistemas de potencia bajo alguna condición de
inestabilidad, ocasionando interrupciones del servicio eléctrico.
En adición a lo anterior, dichos trabajos que anteceden a la presente investigación
ayudaron a entender las posibles situaciones que se presentan en el Sistema
Eléctrico Nacional; concluyendo que existen debilidades las cuales necesitan de
una detección oportuna, por lo tanto, es necesario de un sistema de protección de
área extendida a lo largo del mismo.
2.3 BASES TEÓRICAS 2.3.1 ESTABILIDAD DE VOLTAJE EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
La estabilidad de voltaje es un problema en los sistemas eléctricos de potencia
(SEP) altamente cargados, ante una falla o carencia de potencia reactiva. La
naturaleza de la estabilidad de voltaje puede ser analizada examinando la
producción, transmisión y el consumo de potencia reactiva. El problema de la
estabilidad de voltaje tiene que ver con todo el sistema, aunque usualmente tiene
gran incidencia en un área crítica del sistema de potencia.
El colapso de voltaje típicamente ocurre en sistemas de potencia en los cuales
están altamente cargados, en falla y/o tienen una escasez de potencia reactiva.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
35
El colapso de voltaje es una inestabilidad del sistema que involucra muchos
componentes del SEP y sus variables. Ciertamente, el colapso de voltaje involucra
al sistema completo, aunque usualmente tiene una relativa gran incidencia en un
área particular del sistema de potencia.
Si bien muchas variables están involucradas, examinando la producción,
transmisión y el consumo de potencia reactiva se puede tener una idea de la
naturaleza física del colapso de voltaje. El colapso de voltaje está asociado con la
insatisfacción de la demanda de potencia reactiva debido a las limitaciones en la
producción y transmisión de potencia reactiva. Limitaciones en la producción de
potencia reactiva que incluyen límites en los generadores y la baja producción de
potencia reactiva de los capacitores en bajo voltaje. Las principales limitaciones en
la transmisión de potencia son las elevadas pérdidas de potencia reactiva en
líneas altamente cargadas, así como también las posibles salidas de líneas que
reducen la capacidad de transmisión.
Existen muchos cambios conocidos que contribuyen al colapso de voltaje:
• Incremento de la carga.
• Alcanzar los límites de potencia reactiva en generadores, condensadores
sincrónicos o compensación estática de reactivos (SVC).
• Acción de los cambiadores de taps de los transformadores.
• Salidas de líneas de transmisión, transformadores y generadores.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
36
La mayoría de estos cambios tienen un efecto significativo en la producción,
consumo y transmisión de potencia reactiva.
Algunas de las acciones de control usadas como medidas en contra del colapso
de voltaje son: conexión de capacitores en paralelo, bloqueo de los cambiadores
de taps en los transformadores, redespacho de generación, regulación secundaria
de voltaje, seccionamiento de carga y sobrecarga temporal de potencia reactiva en
los generadores.
La herramienta analítica más usada para investigar el fenómeno de colapso de
voltaje es la teoría de bifurcación, la cual es una teoría matemática general capaz
de clasificar inestabilidades, estudiar el comportamiento del sistema en las
cercanías del colapso o puntos inestables y dar información cuantitativa y
acciones remediales para prevenir las condiciones críticas. En la teoría de
bifurcación se asume que las ecuaciones del sistema dependen de un conjunto de
parámetros junto a las variables de estado.
F (x,λ) = 0 (ec 1.1)
Entonces las propiedades de estabilidad/inestabilidad son evaluadas variando
“lentamente” los parámetros. El parámetro usado para investigar la proximidad del
sistema al colapso de voltaje es llamado el parámetro de carga λ ( λ ∈ ℜ) , que
modifican las ecuaciones de potencia de generadores y cargas, así:
Pg1 = Pg0 + λPs (ec 1.2)
Pl1 = Plo + λPd (ec 1.3)
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
37
Donde el parámetro de carga afecta solo a las potencias variables Ps y Pd. En los
diagramas de bifurcación típicos se dibujan los voltajes en función de λ, es decir,
la medida de cargabilidad del sistema, y así obtener las llamadas curvas P-V o
curvas nariz debido a su forma.
Las limitaciones de estudios de sistemas de potencia (ecuaciones algebraicas) se
asocian con la estabilidad de sistemas dinámicos no lineales. La dinámica de un
SEP se modela con ecuaciones diferenciales. Si la dinámica actúa
extremadamente rápida recuperando las relaciones algebraicas entre los estados,
entonces el uso de las relaciones algebraicas puede ser una buena aproximación.
La estabilidad de voltaje es un fenómeno dinámico por naturaleza, pero el uso de
métodos de análisis en estado estable son permitidos en muchos casos.
Las simulaciones dinámicas aproximadas son necesarias para análisis de eventos
ocurridos así como la coordinación de protección y control. Las conclusiones de
estabilidad de voltaje con métodos estáticos y dinámicos deberían ser cercanas
cuando se usan modelos adecuados de los dispositivos.
La estabilidad de voltaje en estado estable resuelve las ecuaciones de flujos de
potencia para representar las condiciones del sistema. En estos estudios se
asume que toda la dinámica está extinta.
Los estudios en estado estable investigan la estabilidad de voltaje de largo plazo.
Los resultados de estos estudios son usualmente optimistas comparados con los
estudios dinámicos.
La ventaja de usar ecuaciones algebraicas comparadas con los estudios
dinámicos es el cálculo rápido. Las simulaciones dinámicas llevan un tiempo
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
38
considerable y su análisis demanda un alto grado de especialización. Sin
embargo, la estabilidad de los sistemas de potencia no puede ser garantizada con
estudios en estado estable. Esta aproximación provee una respuesta lo más
exacta posible de la dinámica actual de la inestabilidad del voltaje cuando se
incluye una modelación apropiada. Estos dispositivos incluyen los límites de sobre
excitación de generadores sincrónicos e intercambiadores de tap. Esto puede
tomar algunos minutos antes de que un nuevo estado estable sea alcanzado u
ocurra una inestabilidad de voltaje siguiente a una perturbación. El análisis
estático es ideal para estudios de grandes sistemas de potencia en el cual se
requiere una amplia investigación de las condiciones del SEP y un gran número de
contingencias.
2.3.2 ANÁLISIS DE BIFURCACIÓN
La estabilidad de voltaje es un fenómeno no lineal y es natural usar una técnica de
análisis no lineal como la teoría de bifurcación en el estudio de colapso de voltaje.
La bifurcación describe cualitativamente cambios tales como la pérdida de
estabilidad. La teoría de bifurcación asume que los parámetros del sistema varían
lentamente y predice como el SEP llega a ser inestable. El cambio de parámetros
lleva al sistema lentamente de un punto de equilibrio a otro hasta alcanzar el punto
de colapso. La dinámica del sistema debe actuar rápidamente para recuperar el
equilibrio de operación que las variaciones de los parámetros han modificado.
Aunque los colapsos de voltaje se asocian típicamente a eventos discretos tal
como grandes perturbaciones, dispositivos o límites de control, algunos conceptos
útiles de teoría de bifurcación pueden ser usados cuidadosamente. Los colapsos
de voltaje a menudo tienen un período inicial de una lenta caída de voltaje.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
39
Después en un colapso de voltaje, la dinámica rápida puede perder su estabilidad
en una bifurcación resultando en una rápida caída de voltaje.
La bifurcación ocurre en un punto donde, debido a los cambios pequeños de los
parámetros, las características del sistema cambian. Los puntos de bifurcación
donde los cambios ocurren desde estabilidad hasta inestabilidad, desde
estacionario hasta oscilatorio, o desde orden hasta caos, son los puntos de mayor
interés en estudios de estabilidad de voltaje. Estos cambios pueden ocurrir
simultáneamente.
Usualmente solo un parámetro, por ejemplo demanda de carga, se cambia, en tal
caso existe una posibilidad de encontrar una bifurcación tipo Nodo-Silla.
2.3.2.1 BIFURCACIÓN TIPO NODO-SILLA La Figura 2.2 describe una curva nariz típica que presenta el punto de bifurcación
saddle-node (SNB).
Figura 2.2 Bifurcación saddle-node Fuente: KOTHARI,D. P.; NAGRATH, I. J, AÑO 2008
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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SNB tiene las siguientes propiedades:
1. Dos regiones de equilibrio, una estable y otra inestable, que se unen.
2. El Jacobiano del sistema tiene su determinante igual a cero en el punto
de bifurcación tipo Nodo-Silla.
3. La dinámica del colapso en la proximidad del punto de bifurcación se
caracteriza por un cambio monotóno del voltaje. El cambio es inicialmente lento
y cambia rápidamente resultando en un colapso de voltaje.
En la bifurcación tipo Nodo-Silla, el equilibrio estable e inestable se juntan y
desaparece, entonces la matriz Jacobiano es singular. El punto Nodo-Silla es un
punto limitante entre las zonas estable e inestable. La consecuencia de la pérdida
del punto de equilibrio de operación es que el estado del sistema cambia
dinámicamente. La dinámica puede ser tal que los voltajes del sistema caen
dinámicamente.
Se considera el ejemplo mostrado en las Figura 2.3, el parámetro de bifurcación
es la carga del sistema. Las variables de estado del sistema son los voltajes y
ángulos de la carga. A medida que el parámetro de carga se incrementa
lentamente, las soluciones estable e inestable se aproximan una a otra y
finalmente se juntan en el punto de cargabilidad crítico. Las soluciones de
equilibrio desaparecen en este punto, es decir en el punto de bifurcación tipo Nodo
–Silla.
Antes de la bifurcación, las variables de estado del sistema siguen la trayectoria
del equilibrio estable conforme se incrementa la carga lentamente (parte superior
de la curva P–V). Por tal razón las ecuaciones algebraicas pueden usarse para
seguir este punto de operación. En la bifurcación, el equilibrio se convierte
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
41
inestable y el resultado es un colapso de voltaje transitorio que requiere el uso de
un modelo dinámico. Sin embargo, la detección del punto de bifurcación no
requiere el uso de modelos dinámicos.
Figura 2.3 Ejemplo de dos barras, bifurcación tipo Nodo-silla Fuente: KOTHARI,D. P.; NAGRATH, I. J, AÑO 2008
2.3.2.2 BIFURCACIÓN POR LÍMITE INDUCIDO Junto a la SNB, también las bifurcaciones inducidas por los límites LIB (por sus
siglas en inglés) pueden causar colapso de voltaje. Las LIB son causadas por un
cambio en el sistema de ecuaciones, típicamente cuando se encuentran los límites
de potencia reactiva de los generadores. En un LIB, un generador cambia de una
barra PV de voltaje controlado Vg = Vg0, a una barra PQ por lo que Qg = Qgmax,
donde la potencia reactiva máxima de generación está dentro de las zonas
seguras de operación del generador.
Esta bifurcación se divide en dos tipos, llamadas, bifurcación dinámica inducida
por límites (LIDB) y bifurcación estática inducida por límites (LISB). En el caso de
LIDB, los puntos de equilibrio continúan existiendo después de encontrar los
límites a medida que el parámetro λ varía, como se ilustra en la Figura 2.4.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
42
Figura 2.4 LIDB seguido de SNB Fuente: KOTHARI,D. P.; NAGRATH, I. J, AÑO 2008
Por otro lado, las LISB son similares a los SNB en el sentido de que éstas
corresponden a puntos en los que dos soluciones se juntan y desaparecen cuando
el parámetro de bifurcación λ cambia, según se muestra en la Figura 2.5, así que,
los LISB también están asociados con los márgenes de máxima cargabilidad en
modelos de flujos de potencia.
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43
Figura 2.5 LISB Fuente: KOTHARI,D. P.; NAGRATH, I. J, AÑO 2008
2.3.3 FACTORES QUE AFECTAN LA ESTABILIDAD DE VOLTAJE Es bien conocido que los dispositivos de actuación lenta, como los límites de
sobre – excitación del generador, las características del sistema de carga, los
cambiadores de taps y los dispositivos de compensación contribuirán a la
evolución del colapso de voltaje. La modelación del sistema de potencia en
estudios de estabilidad de voltaje de largo plazo es similar al estudio tradicional de
flujos de potencia. La mayoría de los componentes se configuran con modelos
existentes. Los dispositivos de actuación rápida como los motores de inducción,
sistema de excitación de las máquinas sincrónicas, controles de HVDC (Sistemas
de Alta Tensión en Corriente Directa) y compensadores estáticos de reactivos
contribuyen a la estabilidad de voltaje pero principalmente en corto plazo. El
análisis y combinación de dispositivos de actuación lenta y rápida es difícil con las
herramientas de simulación dinámicas tradicionales, pero pueden ser fácilmente
examinadas con métodos de análisis basados en una aproximación casi estática,
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
44
que consiste en reemplazar ecuaciones diferenciales con relaciones adecuadas de
equilibrio.
2.3.4 CAPACIDAD DE POTENCIA REACTIVA DE GENERADORES SINCRÓNICOS Los generadores sincrónicos son los dispositivos primarios de control de voltaje y
potencia reactiva en sistemas de potencia. En base a la seguridad de los SEPs las
principales reservas de potencia reactiva se localizan allí. En estudios de
estabilidad de voltaje la capacidad de potencia activa y reactiva es necesaria para
determinar aproximadamente los mejores resultados. Los límites de potencia
activa y reactiva se muestran comúnmente visualizados en diagramas P–Q como
el de la Figura 2.6.
Los límites de potencia activa se deben al diseño de la turbina y la caldera. Los
límites de potencia activa se asumen constantes y los límites de potencia reactiva
son más complicados, tienen un aspecto circular y dependen del voltaje.
Normalmente, los límites de potencia reactiva se describen como límites
constantes en programas de flujos de potencia. La dependencia del voltaje con el
límite de potencia reactiva es un aspecto importante en estudios de estabilidad de
voltaje y por ello se los toma en cuenta.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
45
Figura 2.6 Curva P-Q Fuente: KOTHARI,D. P.; NAGRATH, I. J, 2008
La estabilidad síncrona en un SEP puede dividirse en tres clases:
Estabilidad de estado estable, que consiste en la capacidad del sistema de
potencia, cuando funciona en condiciones de carga determinada para retener el
sincronismo al ser sometido a pequeñas perturbaciones tales como variaciones
continuas de carga o de generación y la desconexión de las líneas; lo más
probable es que se produzca por variaciones de la impedancia de la fuente a la
carga, como resultado de la configuración de la red.
Estabilidad transitoria, está definida como la estabilidad del sistema durante y
después de cambios repentinos y grandes de las condiciones de la red, tales
como los ocasionados por averías como cortocircuitos, pérdidas de generadores o
cambios súbitos de carga.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
46
Estabilidad dinámica, ésta abarca al enorme complejo de fenómenos oscilatorios y
en particular aquellos relacionados con las oscilaciones de las máquinas
sincrónicas, que se manifiestan ante variaciones muy rápidas en las condiciones
de régimen del sistema. La estabilidad dinámica toma en cuenta la excitación
automática y respuesta al sistema de gobernador, esta estabilidad se ve
garantizada si después de las contingencias la máquina logra volver a su régimen
nominal de sincronismo.
2.3.5 ESCENARIO DE COLAPSOS CLÁSICOS DE VOLTAJE El colapso de voltaje puede ser el resultado de al menos dos escenarios. En el
primer escenario un incremento en la demanda de carga causa inestabilidad de
voltaje. La estabilidad se pierde cuando los cambios en el sistema causan la
desaparición del punto de operación estable debido a la bifurcación descrita
anteriormente. Inicialmente la caída de voltaje es lenta y culmina con una rápida
disminución. La caída dinámica del voltaje se conoce como colapso de voltaje, el
cual puede incluir aspectos transitorios y de largo plazo de inestabilidad de voltaje.
El segundo escenario corresponde a una gran perturbación y es más importante.
Una perturbación grande causa que las características de la red disminuyan
dramáticamente. Un incremento de carga más allá del punto de colapso resulta en
pérdida del equilibrio y el SEP no podrá operarse. Esto típicamente lleva a salidas
en cascada.
Existen diferentes tipos de escenarios de colapso de voltaje. Sin embargo, el
colapso de voltaje típico o clásico, causado por inestabilidad de voltaje de largo
plazo, se caracteriza como sigue:
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
47
El evento de inicialización puede deberse a una variedad de causas: pequeños
cambios graduales en el sistema, como el incremento de la carga del sistema o
una repentina perturbación como la pérdida de una unidad de generación o una
línea considerablemente cargada.
El problema radica en la incapacidad del sistema de satisfacer su demanda de
potencia reactiva.
El colapso de voltaje generalmente se manifiesta como un lento decaimiento del
voltaje y es el resultado de un proceso acumulativo que involucra las acciones e
interacciones de muchos dispositivos, controles y sistemas de protección. El
marco de tiempo del colapso en tales casos podría estar en el orden de algunos
minutos.
El colapso de voltaje es fuertemente influenciado por las condiciones y
características del sistema. Los siguientes son los factores significativos que
contribuyen a la inestabilidad o colapso del voltaje:
• Grandes distancias entre generación y carga.
• Desfavorables características de carga.
• Pobre coordinación entre varios sistemas de control y protección
El problema de colapso de voltaje puede ser agravado por el excesivo uso de
capacitores de compensación en paralelo. La compensación reactiva puede ser
realizada más efectivamente mediante una elección de una mezcla de capacitores
en paralelo y posibles condensadores sincrónicos.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
48
2.3.6 SISTEMAS PARA SUPERVISIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN EN TEIMPO REAL DE ÁREA EXTENDIDA (RT-WAMCP) En las redes de potencia existen ciertas condiciones que deben ser monitoreadas
constantemente para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico, de tal manera
que al ocurrir ciertas variaciones en dichos parámetros, se puedan tomar acciones
para proteger al sistema de cualquier interrupción en el suministro eléctrico. Por lo
tanto se han implementado sistemas completos para la supervisión, control y
protección de área extendida y así manejar las soluciones acertadas para
cualquier perturbación en las redes de transmisión.
Dichos sistemas constan de elementos sincronizados (hardware) en cuanto a
tecnología de fasores, tales como:
• La Unidad de Medición Fasorial (PMU) Calcula voltajes y corrientes fasoriales en componentes rectangulares a partir de
16 bits y muestras de las formas de onda a 60 Hz. Proporciona datos de salida a
30 Hz, para la transmisión a las posiciones remotas con una capacidad
determinada para almacenar eventos localmente accionados (ver figura 2.7).
• El Concentrador de Datos Fasoriales (PDC) El concentrador realiza conjuntamente procesos de recepción, etiquetado,
sincronización, integración, y almacenamiento de registros fasoriales provenientes
de los PMUs instalados en el sistema. Puede también intercambiar información
con otros PDCs en diferentes localizaciones. Se encuentra normalmente
funcionado a un índice de datos de 30 Hz, con grabación virtualmente continua
(ver figura 2.8).
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Figura 2.7 Diagrama de bloque del hardware de un PMU Fuente: NOVOSEL y MADANI, Año 2007
Figura 2.8 Concentrador de datos fasoriales Fuente: ABB
• Red de área extendida (WAN) Se refiere a la extensión del sistema de transmisión que necesita ser monitoreado
para tomar control de su comportamiento. Es equivalente al Internet WAN pero
con seguridad adicional.
• Base de datos y registro de datos en tiempo real Se refiere a los procesos de colectar y archivar la data, con el propósito de poder
realizar la supervisión y control en tiempo real, permitiendo de esta manera su
debido análisis post disturbio.
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50
Estos dispositivos se diseñan para la operación conectada, conjuntamente con
una variedad de otros dispositivos y juegos de herramientas para la supervisión en
tiempo real, generación de la alarma, muestreo y análisis de datos.
2.3.6.1 REQUISITOS PARA LA SUPERVISIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL DEL ÁREA EXTENDIDA
• Duración del tiempo
Un evento típico que atente contra la estabilidad puede ocurrir en cualquier
instante a partir de 1 a 60 segundos o más. Una duración de registro mínima de 30
segundos se debe utilizar para los registradores configurados solamente con
capacidad de grabación de eventos. Se deben utilizar registradores con capacidad
continua de grabación.
• Grabación del Pre-disturbio
Los registradores de disturbios se deben equipar para registrar un mínimo de 10
segundos de información del pre-disturbio.
• Ambiente de redes (Networking) La mayoría de los acontecimientos de estabilidad, implican un área extensa,
además implican oscilaciones en el control de interacciones entre los usuarios
vecinos y las regiones operacionales geográficas. Esto dicta la necesidad de
dispositivos múltiples de grabación en las localizaciones estratégicas.
• Sincronización de tiempo
De proporcionar datos significativos, todos los registradores en el área o la región
de interés deben estar debidamente sincronizados en la misma hora
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
51
correlacionada. El uso de relojes sincronizados mediante el Sistema de
Posicionamiento Global (GPS) es obligatorio.
• Registro del acontecimiento
La grabación continua debe ser proporcionada. En caso de que esto no se haga,
los registradores deben ser equipados para accionar en anormalidades del
sistema tales como: exceso/defecto para desviaciones de la frecuencia, disparos
de líneas, perturbaciones severas en el voltaje, y cualquier cambio repentino en el
flujo de energía para instalaciones críticas. Asimismo, también debe ser
proporcionada la opción de accionamiento manual.
• Recuperación de datos
En el caso de un disturbio regional, los datos de todos los registradores deben ser
recuperados y correlacionados sistemáticamente. Es recomendado un sistema
central de archivo para la recuperación de datos.
2.3.6.2 APLICACIONES PARA LA SUPERVISIÓN Y CONTROL EN SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA
Las nuevas tecnologías emergentes para la supervisión, el control y la protección
en tiempo real del área extendida han sido dirigidas principalmente en las tres
direcciones siguientes:
• El monitorear, controlar y proteger el sistema de transmisión contra la
propagación de los disturbios y de sus consecuencias negativas, resultando así en
interrupciones prolongadas del suministro eléctrico. La mayoría de las áreas de
control de la red funciona según los criterios N-1 (una contingencia, pérdida de
una máquina). Sin embargo, haciendo frente a nuevos ambientes basados en el
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52
mercado operacional y tomando en cuenta que pudiese resultar que la generación
del sistema se encuentre bajo ciertas condiciones para las cuales no se ha
designado, estas áreas de control son forzadas a utilizar, analizar y monitorear,
criterios basados riesgo N-0 (sin contingencias), para aceptar el riesgo más alto y
reforzar su supervisión, protección y control del área extendida.
• Aumentar la capacidad de la transmisión, principalmente entre diversas
empresas de electricidad.
• Mejorar la utilización de activos de la transmisión refinando el planeamiento, la
operación, el control, los procesos de la protección y diferentes modelos. Durante
los últimos veinte años la investigación, el desarrollo y el uso de la tecnología
fasorial en sistemas eléctricos, han demostrado que esta tecnología puede resultar
muy eficaz logrando los objetivos antedichos, respondiendo de tal manera a los
desafíos operacionales para la protección del área extendida mediante tres sub-
sistemas:
• Supervisión y análisis del área extendida en tiempo real.
• Coordinación, Adaptación y Control del área extendida en tiempo real.
• Protección adaptativa del área extendida en tiempo real.
La misma investigación ha demostrado que los sistemas emergentes del área
extendida deben ser ejecutados con un mínimo de requisitos tales como: equipos,
programas apropiados, arquitecturas de las comunicaciones de datos, funciones
detalladas del tratamiento de señales, y uso específico para las operaciones en
tiempo real, por ejemplo:
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53
- Supervisión del área extendida para la confiabilidad regional y coordinación
de herramientas para los despachadores.
- El estudio y la diagnosis de la transmisión para la operación por los
Ingenieros.
- Datos fasoriales continuos y grabadores de disturbio para el análisis post
mortem.
- Esquemas de área extendida.
- Coordinación y adaptación del control y la protección en tiempo real de
acuerdo con medidas fasoriales sincronizadas.
- La Figura 2.9 explica el nuevo sistema de supervisión, control y protección
emergente en tiempo real del área extendida, (RT-WAMCP) donde el nuevo
nivel jerárquico se encuentra enmarcado dentro del control y de la
operación del sistema eléctrico actual.
Debe ser notado que la capa operacional emergente 4 no es un reemplazo para
los sistemas actuales de SCADA y sistema de gestión de energía (EMS), sino que
representa el complemento requerido por la nueva área extendida.
Los Niveles 1, 2 y 3 de la figura 2.9 corresponden con tipos de sistemas de
supervisión y de control, que trabajan independientemente la mayor parte del
tiempo. El nivel 1 está constituido por el control local y la protección en las
subestaciones y las centrales eléctricas. La protección en este nivel 1 actúa
localmente para proteger el equipo individual pero sin ninguna coordinación en
línea con el otro equipo de la protección. Los niveles 1 y 2, SCADA y el EMS,
corresponden al control de red y los sistemas de gestión usando una vista estática
de la energía sistema. Incluso si controlan y manejan con cierto nivel de
coordinación, no pueden tomar ningún tipo de acciones de control de la dinámica.
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54
El nivel 4 muestra algunos de los usos principales factibles para cada una de las
tres áreas principales de la utilización:
• Supervisión y análisis
Monitoreo del equilibrio entre la generación y la carga del área extendida en
tiempo real, monitoreo de la frecuencia, sistema de monitoreo dinámico de la red
en tiempo real (RTDMS).
• Control en tiempo real Acción de remedio para el área extendida, control de emergencia de la frecuencia,
oscilación de amortiguamiento.
• Protección Adaptativa
Protección adecuada coordinada, ajustes dinámicos para la protección local
utilizando fasores.
Figura 2.9 Sistema de Monitoreo, Control y Protección de Área Extendida en Tiempo Real Fuente: CERTS
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55
Arquitectura en Capas Se presenta a continuación una demostración de la arquitectura genérica para un
sistema de RT-WAMCP. Cuatro arquitecturas en capas como la que está
demostrada en la figura 2.10, se están combinando como las más convenientes
para la supervisión, el control y la protección del área extendida.
• Capa 1, PMUs y DFRs están situados en las subestaciones con el propósito de
medir valores de voltaje, la corriente y la frecuencia. El proceso básico de la
medida fasorial deriva de secuencia positiva, fasores de la frecuencia fundamental
del voltaje y formas de onda actuales.
• Capa 2, concentrador de datos fasoriales (PDC). Dicho concentrador recoge
datos de muchas fuentes incluyendo PMUs y otros PDCs y los concentra en un
sólo sistema de medición. Transfiere el conjunto de datos completo o los
subconjuntos de datos seleccionados vía el almacenador intermediario de datos
de usuarios.
• Capa 3, describe el almacenador intermediario de datos registrados y los
servicios. Esta capa incluye el sistema de servicios requeridos para los datos de
abastecimiento para los diversos usuarios. Los servicios principales son:
capacidad para suministrar los datos en el formato apropiado requerido para los
usuarios, ejecución rápida para dejar el tiempo suficiente del período de muestreo.
También proporciona la administración de sistemas supervisando todos los datos
de entrada para la determinación y la sincronización.
• Capa 4, incluye tres áreas: Supervisión y análisis en tiempo real, control en
tiempo real y protección adaptativa del área extendida.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
56
Figura 2.10 Arquitectura del sistema de monitoreo, control y protección en tiempo real del
área extendida Fuente: CERTS (Consortium for Electricity Reliability Solutions)
A continuación se presentan los principales requisitos para la descripción funcional
de los datos fasoriales y sus aplicaciones. Dichos requisitos serán descritos para
cada una de las tres áreas de aplicación principal correspondientes a los sistemas
de supervisión y control del área extendida en tiempo real:
2.3.6.2.1 SUPERVISIÓN Y ANÁLISIS DEL ÁREA EXTENDIDA EN TIEMPO REAL Supervisión y funcionamiento para respuesta de frecuencia Los siguientes son los requisitos funcionales para la supervisión y análisis de la
interconexión del área extendida en cuanto a la respuesta de frecuencia:
• Transmitir automáticamente los datos de la frecuencia de un mínimo de tres
diversas localizaciones en interconexión.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
57
• Sincronizar los intervalos de muestreo de la frecuencia, la información del grupo
fecha/hora y cualquier otra hora información requerida (calibración a la hora
estándar).
• Recoger y archivar los datos de la frecuencia a una resolución de por lo menos
+/- 0.001 Hz (un mHz).
• Los datos de frecuencia archivados estarán en una resolución accesible, con un
tiempo mínimo de por lo menos una vez por segundo y la resolución no será
menos que la frecuencia especificada asociada al transductor.
• Mantener los datos en línea de la frecuencia del archivo para un mínimo de cinco
(5) años.
• Incluir reportes de la producción y base de datos que ofrecen informes periódicos
estándar, además de correspondientes acontecimientos basados en dichos datos
archivados.
• Proporcionar las herramientas para la redacción de preguntas e informes de la
base de datos, logrando de esta manera generar informes gráficos.
• Permitir que solamente los usuarios autorizados vean y pregunten el contenido
de la base de datos de la frecuencia.
En la supervisión para la respuesta de frecuencia, el objetivo es supervisar y
seguir la frecuencia local y de la interconexión, así como cambios en la frecuencia
que se puede trazar para precisar desequilibrios de la generación-carga dentro de
la interconexión. Las mediciones locales de la frecuencia se pueden utilizar para
determinar coherencia del sistema y su tensión dinámica bajo condiciones de
funcionamiento normales.
Supervisión de la diferencia del ángulo de fase Diferencias del ángulo entre las regiones, el objetivo es exhibir diferencias del
ángulo de fase a través de diversos puntos con respecto a sus umbrales de
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
58
alarma. Dicho procedimiento tiene el propósito de determinar la tensión estática a
través del sistema y su proximidad a la inestabilidad.
Supervisión relativa de la diferencia del ángulo Supervisión relativa de la magnitud y del ángulo del voltaje, el objetivo con esta
aplicación es proveer a los despachadores las imágenes dinámicas del ángulo y
magnitud del voltaje, así como la capacidad de supervisarlas con respecto a
umbrales de alarma.
Supervisión del flujo de la trayectoria crítica El objetivo aquí es exhibir dinámicamente el verdadero flujo de energía de las
líneas a través de las trayectorias identificadas en el sistema eléctrico de la región,
logrando un monitoreo fundamental para verificar su supervisión con respecto a
umbrales predefinidos.
2.3.6.2.2 COORDINACIÓN, ADAPTACIÓN Y CONTROL DEL ÁREA EXTENDIDA EN TIEMPO REAL Inestabilidad angular Existen diversos planteamientos en línea propuestos para tomar acciones.
Algunos de ellos usaron como acción de control la desconexión del generador
afectado.
Inestabilidad de la frecuencia
Existen diversos algoritmos para supervisar el estado de las centrales eléctricas (si
están conectados o desconectados como consecuencia de una contingencia), y en
caso de una contingencia, predice rápidamente la frecuencia final después de un
periodo transitorio cuando ocurre un disturbio.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
59
Si la frecuencia prevista se desvía demasiado de su valor nominal, medidas
apropiadas se toman para restaurar la frecuencia. Estas acciones pueden
considerar la actual situación de la red, y se coordinan (es decir solamente la
cantidad necesaria de carga se bota en las localizaciones convenientes) para ser
ejecutadas tan pronto como se identifique la situación peligrosa y lograr el
procesamiento de los datos de entrada necesarios.
Inestabilidad del voltaje Quizás este corresponda al campo más explorado y conveniente, puesto que el
fenómeno de la inestabilidad del voltaje se puede solucionar de manera local
solamente bajo un determinado límite.
Oscilación de potencia La supervisión en línea del comportamiento en la oscilación de potencia se utiliza
para el accionamiento de los estabilizadores del sistema eléctrico (en línea) y así
alcanzar el mejor funcionamiento que reaccionaba a las condiciones reales en la
red. Aunque la ventaja cualitativa sea obvia, su cuantificación es muy difícil. Sin
embargo, se puede resaltar como ejemplo que la instalación del regulador de
amortiguamiento en la línea HVDC que conectaba la parte sur de Suecia y
Finlandia, ha ayudado a aumentar la transferencia a través de la red entre estos
dos países en 400 MW.
Grado termal en línea de las líneas de transmisión Han sido propuestas diversas soluciones. Algunas de ellas usan solamente
cantidades eléctricas medibles; otras utilizan datos del tiempo y de la medida
actual, para detectar sobrecargas en la transmisión de energía.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
60
Mejoras de la capacidad de la transmisión Diversos acercamientos se han propuesto en esta segunda categoría para el uso
de la tecnología fasorial. De acuerdo con el potencial identificado se propone para
aplicar el paquete de la plataforma de la tecnología en tres pasos:
El paso 1, abarca los PMU junto con el software necesario de la comunicación y
de la supervisión. La capacidad de transferencia adicional resulta directamente de
la valoración exacta del margen de reserva. Esto se refiere como uso del lazo
abierto.
En el paso 2, las cantidades eléctricas monitoreadas pueden ser directamente
incorporadas a los controladores de la red. Esto se define como uso del lazo
cerrado.
El paso 3 abarca todas las características del paso 1 y los nuevos reguladores de
la red del paso 2. Además están instalados o la filosofía operacional se cambia a
una operación riesgo basada, que es asegurada por los usuarios. Por lo tanto este
paso abarca tanto el control como la protección.
2.3.6.2.3 PROTECCIÓN ADAPTATIVA DEL ÁREA EXTENDIDA EN TIEMPO REAL El uso de la protección adaptativa del área extendida puede tener un impacto
significativo en la reducción de los disturbios. La investigación sobre esta área
sugiere que la protección adaptativa extendida progrese en dos formas:
prevención y respuesta. En prevención, se refiere a que las características del
sistema de protección se alteran a tiempo con el stress del sistema. En cuanto a la
respuesta, se busca que el sistema de protección reaccione a una emergencia
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
61
tomando acciones de control para restringir el impacto de una operación por falla
de la protección.
Mejoras en el proceso de estimación del estado La valoración de estado juega un papel fundamental en la supervisión y el control
en tiempo real de los sistemas eléctricos. Proporciona datos estimados para
aplicaciones de seguridad y de la optimización en el análisis de red, así como a
despachadores del sistema eléctrico.
La medición incluye normalmente flujo activo y reactivo de la magnitud, inyección
activa y reactiva, además de medidas de magnitud en amperios. La medición
fasorial ya alcanzó actualmente un nivel de precisión que hizo de la telemetría
fasorial una fuente valiosa de los datos de medición.
El uso de las medidas fasoriales en la valoración de estado, incluyendo el análisis
de su impacto y ventaja en algoritmos de solución, análisis de la observancia y la
incorrecta identificación de datos, ha sido continuamente investigado. Actualmente
ya existen países con despachadores valorando el estado operacional de la red
usando dichas medidas.
2.3.6.3 REQUERIMIENTOS DE DATA FASORIAL Supervisión y análisis de área extendida en tiempo real Tres niveles de registros se han identificado en los sistemas de RT-WAMCP para
el análisis en línea y la supervisión de disturbios: el registro continuo a corto plazo
para datos de 20 ms por 4-24 horas, el registro continuo de largo plazo para datos
de 100 ms por 1-30 días, y registro de eventos en milisegundos para datos
seleccionados por 1-5 años.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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El Archivador debe tener en cualquier momento como mínimo los
almacenamientos de datos circulares siguientes en su memoria volátil:
• Los 30 segundos más recientes de las desviaciones de frecuencia y de los
componentes fundamentales de Fourier en 60 Hz de los voltajes de secuencia
positiva, negativa y cero, correspondientes a los fasores actuales.
• Lo más reciente de 10 minutos para medio segundo, en promedio de 2 Hz.
La adquisición para el almacenador intermediario de datos muestreado, así como
la puesta al día del resto de almacenadores intermediarios, se realiza en línea
continuamente.
El período de muestreo requerido para cada cantidad es de 100 ms y la gama de
frecuencia de interés para los transitorios del sistema eléctrico es a partir 0 a 2,5
Hz (los estudios de simulación realizados por usuarios utilizando programas del
valor propio han indicado que los modos electromecánicos de interés no exceden
2,5 Hz). El archivador debe registrar por lo menos 10 segundos antes de accionar
y tener una longitud de registro de más de 30 segundos. Los disturbios sucesivos
se pueden recoger totalmente usando la misma longitud de registro.
Cada disturbio debe accionar la acumulación de un almacenador intermediario del
disturbio. El sistema debe almacenar datos durante cada disturbio como mínimo:
• Los datos muestreados instantáneos de las formas de onda.
• El componente fundamental de los valores AC y la desviación de frecuencia en
60 Hz.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
63
• La cantidad de los datos antes y durante un disturbio debe ser programable.
El Archivador debe llevar a cabo aproximadamente 100 almacenadores
intermediarios del disturbio con 64 ciclos de datos. Los más viejos datos del
disturbio deben ser sobrescritos, incluso, si no son recuperados ya por la
computadora central.
Supervisión estadística de requisitos de almacenadores
Cuando no hay disturbios, el archivador debe computar los registros
continuamente y los parámetros estadísticos de la calidad de los datos tales como:
el medio y covariación fasorial del voltaje, fasor actual y de la desviación de
frecuencia durante varios minutos.
Las aplicaciones de la supervisión deben poder recuperar estas estadísticas para
su propia funcionalidad.
Requisitos de la retención de los datos
Los dispositivos de memoria masiva con eficacia no prohíben datos con
significativos tiempos de retención antes de ser sobrescritos en los dispositivos del
monitor para la grabación continua.
Los monitores dinámicos se deben fijar para un mínimo de retención de diez días
naturales en cuanto a expedientes continuos, y un mínimo de dos meses de
retención de acontecimientos discontinuos. Los acontecimientos registrados
durante pruebas del sistema serán conservados por un mínimo de 2 meses y
hasta por un año.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
64
Acciones para control de Área Extendida en tiempo real Se pueden agrupar dentro de las acciones para control de área extendida dos
especificaciones como: Requisitos de los criterios de disparo y precisión de las
medidas sincronizadas para el control. Además para la coordinación del control
los tiempos para comunicaciones.
Requisitos de los criterios de disparo Hay cuatro factores básicos implicados en la detección del inicio de un
acontecimiento dinámico.
Son:
• Magnitud: Es una propiedad que poseen todos los cuerpos, fenómenos y
relaciones entre ellos, que permite que puedan ser medidos y dicha medida,
representada en la cantidad, puede ser expresada mediante números sobre la
base de una comparación con otro cuerpo o fenómeno que se toma como patrón.
• Persistencia: Acción de preservar la información de un objeto de forma
permanente (guardar), pero a su vez también se refiere a poder recuperar la
información del mismo (leer) para que pueda ser nuevamente utilizada.
• Contenido de frecuencia: Se refiere a los datos almacenados de forma
repetitiva con los que se detecta el inicio de un evento.
• Contexto: Son las circunstancias bajo las cuales un dispositivo está siendo
utilizado.
Un disparador simple del disturbio puede examinar apenas magnitud y
persistencia; es útil pensar en el factor del contexto ajustando ciertos umbrales a
la condición de sistema, tales como tensión de la red o el estado operacional de
los recursos de sistema dominante.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
65
Una lista parcial de umbrales a través de los cuales los acontecimientos puedan
ser detectados, y quizás ser reconocidos, incluye el siguiente:
• Oscilaciones de potencia en la línea.
• Cambio o índice de cambio, en voltaje de barras o frecuencia.
• Oscilaciones continuas, quizás conjuntamente con un cierto acontecimiento.
• Aumento grande en el nivel de ruidos del sistema.
• Aumento de la actividad de sistema en alguna banda de frecuencia crítica.
• Correlación inusual u organización entre las fluctuaciones en dos señales
dadas.
• Preselección de instante de tiempo.
• Las magnitudes que cruzan un valor anterior, pueden cambiar por lo tanto
se genera un aumento/disminución/cambio.
• Sensibilidades de parámetros.
El accionar de la colección de datos implica el detectar de disturbios críticos del
sistema eléctrico. Un disparador inicial podía estar detectando las desviaciones de
frecuencia del sistema mayores de 60,05 Hz o menos de 59,95 Hz. El accionar
cuando el índice de la frecuencia de cambio es mayor de 0,05 Hz/s podría también
ser utilizado. Otros acontecimientos del disparador incluyen pérdidas de
estabilidad importantes, y disparos de carga industrial.
También un disparador manual debe ser ejecutado. Otras características y
requisitos para accionar son:
• El disparador debe iniciar la grabación cuando ciertos fenómenos se detectan.
Los fenómenos de interés son oscilaciones persistentes en la gama de 0,25 a 1,0
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
66
Hz y de tal magnitud de causar desviaciones significativas del flujo de potencia en
el sistema de transmisión.
• El tiempo del pre-disparador y de grabación del post-disparador debe ser
suficiente para capturar el principio y el final de la oscilación. Si la condición del
disparador se detecta otra vez mientras que la grabación está en curso, la
grabación debe continuar hasta la magnitud de los decrementos de la oscilación a
un nivel que cumpla no más las condiciones del disparador.
• Los expedientes de la oscilación deben estar disponibles para las aplicaciones
de supervisión. El usuario debe poder modificar los ajustes del disparador en
cuanto a las oscilaciones por medio de archivos de configuración.
Precisión de las medidas sincronizadas para el control La supervisión y control adaptativa del área extendida para la estabilidad que
predice o para el control de las exactitudes de las oscilaciones de una décima de
grado y las exactitudes de un grado serán en algunos casos adecuados.
Tiempos para Comunicaciones La protección del área extendida depende de la velocidad con la cual el sistema
de RT-WAMCP puede identificar y analiza la emergencia, así como la velocidad
con la cual la acción de control remediadora puede ser efectuada. Se ha
investigado que el proceso adaptativo total implica las seis actividades siguientes
con las estimaciones correspondientes del tiempo de la comunicación
demostradas para cada uno:
• Tiempo de procesamiento del sensor - 5 ms
• Tiempo de transmisión de la información - 10 ms
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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• Procesamiento de mensaje entrante - 10 ms
• Tiempo de cálculo para la decisión - 100 ms
• Transmisión de la señal de control - 10 ms
• Tiempo de funcionamiento del dispositivo local - 50 ms
Tiempo total- 180 ms
Una arquitectura de tres capas se ha propuesto para el hardware jerárquico de la
protección en el área extendida. El nivel más bajo de la protección local ocurre en
el nivel de relés.
La capa media a nivel de la subestación contiene muchos dispositivos electrónicos
inteligentes (IED) que realizan la protección para los pequeños sistemas
regionales.
En el tercer nivel más alto, cada subestación se interconecta con las
subestaciones vecinas para la protección y el control del área extendida.
2.3.7 SISTEMA DE COMUNICACIÓN El sistema de comunicación, es parte de la infraestructura que se utiliza para
realizar la conexión entre los PMUs y los PDCs (locales y del sistema), es decir,
distribuir y manejar la información fasorial del sistema. Tiene como base de
comunicación alguno o varios de los protocolos existentes como por ejemplo:
TCP/IP/UDP, Ethernet, etc.
En los WAPS la comunicación es un elemento indispensable, un buen sistema de
comunicación es prerrequisito fundamental antes de tomar cualquier acción de
control o protección.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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Los sistemas de comunicación utilizados en los WAPS pueden ser del tipo
cableado (líneas telefónicas, fibra óptica, PLC) o del tipo inalámbrico (microondas,
GPS). Cada una de estas opciones tiene sus ventajas y desventajas, las cuales
tienen que ser analizadas por las compañías al momento de decidir cuál de estas
tecnologías se adapta mejor a los requerimientos de su sistema WAPS.
2.3.8 SISTEMA DE POSICIONAMIENTO GLOBAL (GPS)
El GPS o el sistema de posicionamiento global es un sistema de navegación
altamente sofisticado desarrollado por el Departamento de Defensa de Estados
Unidos. Este sistema utiliza tecnología basada en los satélites con los receptores y
relojes de alta exactitud para determinar la posición de un objeto.
Elementos principales en la sincronización mediante GPS Un GPS consta de una constelación de satélites, que se mueven en órbita
alrededor de la tierra dos veces al día, transmitiendo a tiempo la información
exacta de la posición (latitud, longitud y altitud). Un sistema completo de 21
satélites y de 3 repuestos se ilustra en la figura 2.11.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
69
Figura 2.11 Constelación de 24 satélites de alta altitud Fuente: Applications of GPS in power engineering
Las empresas eléctricas tienen requisitos fundamentales para que la hora y la
frecuencia permitan la transmisión y la distribución eficiente de energía. Los
últimos acontecimientos que involucraron interrupciones prolongadas del servicio
eléctrico han demostrado a las empresas eléctricas la necesidad de la
sincronización de tiempo mejorada a través de la transmisión de energía, además,
el análisis de dichas interrupciones han llevado a muchas compañías a instalar los
dispositivos GPS para lograr la sincronización de tiempo en centrales eléctricas y
subestaciones.
El GPS suministra un pulso que mide el tiempo del común-acceso el cual es
exacto en el plazo de 1 microsegundo en cualquier localización en la tierra. Un
error de 1 microsegundo traduce a 0.021° para un sistema de 60 Hz y 0.018° para
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
70
los 50 Hz, lo cual es ciertamente más exacto que cualquier otro uso (ver figura
2.12).
Figura 2.12 Aplicación de GPS en sistemas de potencia Fuente: Applications of GPS in power engineering
Sincronización en tiempo real mediante GPS Sincronizando los procesos del muestreo para diversas señales que pueden llegar
a ser centenares de kilómetros es posible visualizar sus fasores en el mismo
diagrama fasorial (ver figura 2.13).
Figura 2.13 Tiempo de referencia absoluto a través del sistema de potencia Fuente: Applications of GPS in power engineering
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
71
Cada uno de estos nexos, también acepta diferentes protocolos de comunicación
los cuales deben ser escogidos según las necesidades del sistema.
Es indispensable que el sistema de relevadores (protección) y el de comunicación
sean independientes y que estén sometidos en el menor grado posible a los
mismos tipos de fallas. Lo más importante es que el sistema esté diseñado de
manera tal que tenga la capacidad de detectar y tolerar dichas fallas. El sistema
de comunicación debe estar enfocado a actuar de forma rápida, robusta y
confiable, para lograr esto es indispensable considerar la topología y el tipo de red
de comunicación, los protocolos y los datos a ser enviados.
Los factores más importantes a tomar en cuenta en la comunicación son rapidez
(que depende de la cantidad de datos fasoriales a ser enviados y el número de
mensajes por segundo), confiabilidad (incluye tanto la tasa de error, como las
fallas de los componentes), y el retraso (tiempo que transcurre entre la ocurrencia
de un evento y la ejecución de una acción) que es un punto crítico en las
aplicaciones de control, ya que representa el factor dominante al determinar el
desempeño general de un lazo de control. Si se controlan estos factores, la
comunicación permitirá el óptimo funcionamiento del WAPS.
2.3.9 DESCRIPCIÓN DE AVANCES A NIVEL MUNDIAL EN CUANTO A RT-WAMCP
América del Norte Estados Unidos de América y Canadá Un monitor comercial para tomar medidas sincronizadas bajo la forma de fasores
se desarrolló a partir de un esfuerzo en investigación, financiado por el Ministerio
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
72
de Energía (DOE) de los Estados Unidos de América, en los mediados de los años
ochenta. La primera versión digital fue desarrollada en el tecnológico de Virginia.
Más adelante, Macrodyne diseñó y construyó una unidad comercial alrededor del
concepto original desarrollado en el tecnológico de Virginia. Estos monitores
iniciales podían filtrar y convertir las variaciones del voltaje, corriente, y la
frecuencia del sistema eléctrico y hasta un índice de la muestra de equipo en
tiempo real de 2,88 kHz o de 48 muestras por ciclo.
Además en tiempo real se podía medir o calcular la potencia activa y reactiva
basada en el voltaje y la corriente actual. Dos proyectos importantes demostraron
la utilización de las medidas sincronizadas GPS del sistema eléctrico. En 1992, el
Instituto de Investigación de la Energía (EPRI) proyectó utilizar una unidad de
medición fasorial disponible en el mercado llamada PMU para recoger las medidas
GPS-sincronizadas y así analizar problemas del sistema eléctrico. En 1995, la
administración de la energía de Bonneville (BPA) y la administración occidental de
la energía del área (WAPA) bajo patrocinio de la DOE y de EPRI pusieron en
marcha el proyecto de las medidas del área extendida (WAMS).
Los WAMS con GPS sincronizaron medidas sobre una gran área de sus redes de
energía y demostró el establecimiento de una red de los sistemas de medida GPS
basados en BPA y WAPA. Las medidas en tiempo real fueron tomadas durante las
desintegraciones y los apagones del sistema eléctrico del 2 de julio y 10 de agosto
que ocurrieron en la interconexión occidental de los E.E.U.U. durante 1996. Unos
años después las mediciones fasoriales fueron utilizadas para el análisis post-
disturbio ocurrido en agosto del 2003.
Desde entonces las mediciones fasoriales han sido utilizadas para el
monitoreo/análisis, control y protección de área extendida en tiempo real. Así
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
73
como también para la prevención del sistema de un colapso general, tomando
acciones para que no ocurra mediante un monitoreo dinámico del sistema de
potencia en tiempo real. Existen 112 PMUs y 12 PDCs instalados en la
interconexión del Oeste de Estados Unidos, en cambio en el Este existen 69
PMUs y 5 PDCs. En el Oeste intercambiando data vía línea telefónica y en el Este
mediante una VPN (Red privada virtual) (ver figura 2.14, 2.15 y 2.16).
En Canadá (ver figura 2.15), La compañía HYDRO QUÉBEC ha concretado en su
sistema de potencia la colocación de 8 PMUs de Macrodyne en sus subestaciones
de forma exitosa. Estos PMUs están sincronizados vía GPS, los PMUs utilizan
línea telefónica para su comunicación a 19200 bits/s asíncrono. Es la red de
comunicación privada más larga en Norteamérica. Los PMUs son IEEE Std
PC37.118 compatibles.
Figura 2.14 North American Electric Reliability Corporation (NERC) Fuente: NASPI
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Figura 2.15 55 PMUs integrados a través de 13 organizaciones mediante conexión VPN Fuente: NASPI
Figura 2.16 PMUs conectados, instalados y agregándose en la red de potencia de
Norteamérica Fuente: NASPI
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América Central México La Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha ejecutado varios esquemas de
protección de área extendida para reducir al mínimo cambios de la frecuencia, los
voltajes del sistema y evitar disturbios o contingencias severas múltiples. Algunos
de estos esquemas pueden utilizar diferencia del ángulo del sincrofasor como una
señal dominante para aumentar márgenes de estabilidad permisibles de energía.
América del Sur
Brasil Los estudios para el uso de PMUs en Brasil fueron iniciados por el Grupo para la
Coordinación de la Operación Interconectada (GCOI), en el principio de los años
noventa.
Las dificultades presentadas por la economía brasileña durante esa década,
además de la reestructuración del sector de energía eléctrica retrasaron el
proyecto hasta 1999.
Una gran interrupción del servicio eléctrico ocurrió en marzo de 1999 y restableció
el interés en el uso de PMUs, principalmente para el análisis de funcionamiento
dinámico durante disturbios.
Por todo esto se realizó un proyecto junto a la empresa Medfasee encargada del
desarrollo de prototipos para sistema de medición sincronizada de fasores, para
generar una evolución en materia de herramientas para monitoreo y control.
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El proyecto contó con la participación de diferentes socios o compañías de apoyo:
- REASON Tecnología (Una compañía fabricante Brasilera de DFR).
- Universidad de Santa Catarina Federal.
- FINEP (Agencia del financiamiento de la investigación del Gobierno).
Durante la implementación de dicho proyecto se ha realizado un Sistema
experimental en el sur de Brasil con la instalación de 3 PMU (Porto Alegre,
Florianópolis y Curitiba) y un PDC para la recolección de datos localizado en
Florianópolis. (Ver figura 2.17).
Figura 2.17 Proyecto MedFassee Fuente: ONS
Años más tarde de la exitosa implementación de estos PMUs en el sur de Brasil,
el ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) decidió la posible instalación de
más PMUs en su sistema de transmisión en el año 2006 (ver figura 2.18).
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Figura 2.18 Localización para la instalación de PMUs Fuente: ONS 2006
Europa Francia
El sistema francés FED (“l´électricité de la France") tiene esquemas de la
protección para evitar situaciones del derrumbamiento o para limitar su efecto
cuando ocurren. El desarrollo de un esquema coordinado de la protección fue
realizado, basado en la comparación centralizada de los ángulos del voltaje del
sistema, obtenidos de los PMUs.
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Suiza Durante el verano de 2004, se puso en funcionamiento el primer sistema WAM
disponible comercialmente en Europa en la compañía ETRANS para la red de
transmisión de Suiza, esta instalación junto con la realizada en Croacia, fueron
utilizadas para la supervisión de la frecuencia en las dos zonas y del proceso de
resincronización en octubre de 2004 (véase figura 2.20); por la UCTE (Union for
the Coordination of Transmission of Electricity, véase figura 2.19). ETRANS amplió
luego su sistema WAM, incluyendo las aplicaciones de monitoreo de diferencia de
ángulos de fase de voltaje y de temperatura de líneas.
Figura 2.19 UCTE Fuente: Swissgrid
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Figura 2.20 Resincronización en UCTE Fuente: Swissgrid
Se debe resaltar la implementación del plan piloto del WAMS que se realizó en
Suiza, el cual estaba enfocado a monitorear la condición del sistema en tiempo
real con respecto a la estabilidad de voltaje, a través de la instalación de cuatro
PMUs a lo largo del principal corredor de transmisión del sistema (véase figura
2.21). El intervalo de tiempo estimado de comunicación entre las PMUs y el PDC
central fue de 100 ms. (tiempo real).
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Figura 2.21 WAMS con PMUs instalados en Suiza Fuente: Swissgrid
Escandinavia Hay un gran potencial para los usos de la medición fasorial en Escandinavia,
principalmente debido a la transmisión de energía interurbana y a las posibilidades
limitadas de la extensión de la capacidad de la transmisión. El control basado en
medidas fasoriales, se puede utilizar como alternativa a las líneas de transmisión
adicionales, para aumentar la capacidad de la transmisión de energía. Los países
escandinavos que constituyen Nordel han pasado a un proceso de desregulación.
Aunque todavía no esté concluido, este proceso ha forzado a decidir sobre los
puntos estratégicos que afectan a la operación futura del sistema eléctrico.
Durante el año 2000, un estudio fue realizado con la ayuda de Lunds Universitet,
para verificar la aplicabilidad de las tecnologías empleadas por los WAMS para la
confiabilidad de la supervisión de los sistemas nórdicos. Este documento contiene
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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mucha información sobre los WAMS incluyendo su origen, la constitución, usos y
el grado de desarrollo actual. De acuerdo con este estudio, fue recomendada la
introducción de la tecnología divulgada en el proyecto de los WAMS en el sistema
de Nordel.
Tres años después de su publicación, hay informes sobre la instalación de pocos
PMUs en subestaciones en Dinamarca e Islandia, usada para las pruebas,
realizadas por la empresa ABB junto con los operadores de la red de esos países.
En Dinamarca las medidas fasoriales se han considerado para las mejoras de los
modelos del sistema, así como el desarrollo de las herramientas de análisis para
la supervisión de la operación.
Islandia El operador del sistema de transmisión LANDSNET determinó la necesaria
implementación de WAMS para el arreglo y mejoramiento de la estabilidad del
sistema de potencia en general, monitoreo en tiempo real de la estabilidad del
sistema y su operación, análisis de disturbios, entre otros.
El WAMS fue instalado específicamente para la dirección y manejo del anillo de
132 kV. Actualmente se encuentran 7 PMUs instalados en el sistema y existe un
Centro de Data en el cuarto de control de LANDSNET en la capital del país
Reykjavik (ver figura 2.22). Dichas unidades se interconectan entre sí con el centro
de data (PDC), formando la red de área extendida (WAN) (ver figura 2.23).
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Figura 2.22 PMUs instalados en anillo de 132 kV
Fuente: Landsnet
Figura 2.23 WAN de Islandia
Fuente: Landsnet
Italia Los datos fasoriales se han utilizado para el análisis y las evaluaciones del post
disturbio de los apagones incluyendo su apagón del agosto de 2003. El sistema de
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los WAMS del área extendida se ha especificado y será desarrollado en un futuro
próximo para la supervisión en tiempo real y la protección preventiva.
Asia
China En China se conoce que 40 PMUs fueron instalados en las centrales eléctricas y
subestaciones de ECG (ver figura 2.24). Luego se buscó elevar la cantidad de
PMUs instalados a 150, localizados a lo largo de cuatro provincias que formaran
parte del sistema de WAMAP de ECG.
Figura 2.24 40 PMUs instalados en las centrales eléctricas y subestaciones de
de ECG Fuente: ECG
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La mayoría de ellos para la supervisión y validación del modelo dinámico de la red.
La investigación en GPS junto con la medición sincronizada fasorial (SPM) y su
uso, se inicio en los sistemas eléctricos en China a partir de 1994. Hasta 2002
había más de cuatro sistemas con SPM en operación y muchos sistemas similares
están en desarrollo. Después de que varios sistemas de medida fasorial han sido
instalados en redes chinas, los investigadores en China han puesto más énfasis
en cómo hacer uso de la información de la medición fasorial para mejorar la
seguridad y la confiabilidad de sistema.
Corea La meta fundamental de Corea para los datos sincronizados fasoriales ha sido
supervisar la dinámica del sistema y construir una base de datos para validar los
modelos de la simulación. En el centro de control nacional de Corea, se
supervisan las condiciones del sistema con un índice de muestreo de 10 veces por
segundo.
Cuando ocurre un disturbio importante, después de dieciocho minutos del
disturbio, y por dos minutos antes de él, se almacenan los datos para el análisis
post mortem. Las señales instantáneas se almacenan para un segundo en
condiciones normales y por 15 segundos en cualquier condición para el análisis
post mortem, tal como validar las operaciones del sistema de protección y de los
modelos transitorios electromagnéticos. TSA y VSA herramientas online están
también en desarrollo.
Japón La estructura longitudinal del sistema eléctrico de Japón produce varios tipos de
oscilaciones del sistema, haciendo el uso de tecnologías de la medición fasorial
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
85
conveniente para la supervisión en tiempo real del área extendida para detectar
condiciones de operación anormal.
La investigación está siendo hecha para desarrollar un sistema de vigilancia global
en línea dinámico del sistema eléctrico usando PMUs. El sistema es caracterizado
por una instalación más barata de las unidades fasoriales en el nivel doméstico de
100V.
2.4 GLOSARIO Automatización: Conjunto de especificaciones técnicas utilizadas para unificar el
desarrollo de hardware o de software. (Enciclopedia Encarta Microsoft 2002).
Capacidad Eléctrica: Relación constante entre la carga eléctrica que recibe un
conductor y el potencial que adquiere. (Enciclopedia Encarta Microsoft 2002).
Contingencia: Condiciones de trabajo de la red eléctrica fuera de los rangos
nominales. (Enciclopedia Encarta Microsoft 2002).
Disparo: Es la apertura automática de un dispositivo por funcionamiento de la
protección, para desconectar una parte del equipo. (Moreno y Casanova 2001).
Energizar: Significa que el equipo adquiera potencial eléctrico. (Moreno y
Casanova 2001).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
86
Falla: Es un daño permanente o temporal en cualquier parte del equipo que altera
sus condiciones nominales de operación y que generalmente causan un disturbio. (Moreno y Casanova 2001).
Fasor: Se refiere al equivalente complejo de una simple cantidad de onda
senoidal tal que el módulo complejo de dicha onda viene dado por la magnitud y el
ángulo en forma polar. (IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems).
Impacto: Término que define el efecto que produce una determinada acción sobre
cualquier sistema. Los efectos pueden ser positivos o negativos y se pueden
clasificar en efectos: sociales, económicos, tecnológicos-culturales y ecológicos.
(Enciclopedia Encarta Microsoft 2002).
Inestabilidad: Alteración constante o frecuente de las condiciones y
características de un fenómeno. (es.thefreedictionary.com).
Protocolo: Es el conjunto de reglas que especifican el intercambio de datos u
órdenes durante la comunicación entre las entidades que forman parte de una red.
(Wikipedia).
Sincrofasor: Se refiere a los distintos fasores que son calculados mediante
muestreo utilizando alguna señal de tiempo standard como referencia. (IEEE
Standard for Synchrophasors for Power Systems).
Sincronismo: Se refiere al estado en el cual los sistemas de corriente alterna se
encuentran operando combinadamente bajo la misma frecuencia, y el ángulo de
fase entre los voltajes de dichos sistemas se mantienen constantes, o en un valor
promedio de estabilidad. (IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
87
Seguro de fase: Es el estado de sincronización entre dos señales AC las cuales
permanecen a la misma frecuencia y ángulo de fase constante. Este término es
típicamente aplicado a circuitos sincronizados con un variable oscilante con una
señal independiente. (IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems).
Transitorio: Fenómeno que se manifiesta durante el tiempo de transición entre un
estado de funcionamiento a otro. (Moreno y Casanova 2001).
2.5 OPERACIONALIZACIÓN DE LA VARIABLE a) Definición nominal: Sistema de Protección de Área Extendida.
b) Definición conceptual: Los Sistemas de Protección de Área Extendida, son
aquellos esquemas que limitan la severidad de las perturbaciones a través de su
temprano reconocimiento, así como de la proposición y ejecución de acciones
coordinadas de estabilización.
c) Definición operacional: El sistema de protección de área extendida tiene
como función la de proteger al sistema de potencia de forma rápida y precisa (en
tiempo real), mediante un monitoreo, control y protección realizando las acciones
necesarias ante una contingencia o falla que se presente en el sistema. d) Mapa de variables: La tabla que se muestra a continuación (Tabla 2.1),
describe la operacionalización de la variable bajo estudio, con las dimensiones,
indicadores, técnicas de recolección de datos, fases, fundamentados ya en la
teoría antes expuesta.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
88
Tabla 2.1 Mapa de Variables
OBJETIVOS
ESPECIFICOS
VARIABLE
DIMENSIONES
INDICADORES
TÉCNICAS DE
RECOLECCIÓN DE DATOS
FASE
Identificar las soluciones técnicas
aplicadas en sistemas de potencia débiles.
SISTEMAS
DE
PROTECCIÓN
DE
ÁREA
EXTENDIDA
Soluciones técnicas
actuales aplicadas en
sistemas de potencia
débiles.
- Esquemas de
protección con relés
rápidos y precisos.
- Esquemas de bote de
carga (Load Shedding).
- Separación de areas
(Out of Step –
Islanding).
- Sistemas de Protección
de Área Extendida
(Wide Area Protection
Systems).
- PMU.
- Interfaz Hombre-
Máquina.
- SCADA.
- EMS.
- PDC CENTRAL.
- PDC LOCAL.
- ETHERNET
- LAN/WAN.
- GPS.
Observación
Documental
Observación Indirecta
Fase 1
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
89
Tabla 2.1 Mapa de Variables (Continuación)
OBJETIVOS
ESPECIFICOS
VARIABLE
DIMENSIONES
INDICADORES
TÉCNICAS DE
RECOLECCIÓN DE DATOS
FASE
Analizar las soluciones
tecnológicas de sistemas de
protección de área extendida
implantadas en diversos sistemas de
potencia.
SISTEMAS
DE
PROTECCIÓN
DE
ÁREA
EXTENDIDA
Las soluciones tecnológicas de
sistemas de protección de área extendida
implantadas en diversos sistemas de
potencia.
- Demanda.
- Niveles de tensión.
- Causas de
implementación de
WAPS. - Topología de la red.
- Puntos de
generación,
distancias entre la
generación y la
carga.
Observación
Documental
Observación
Indirecta
Entrevista Estructurada
Fase 2
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
90
Tabla 2.1 Mapa de Variables (Continuación)
OBJETIVOS
ESPECIFICOS
VARIABLE
DIMENSIONES
INDICADORES
TÉCNICAS DE
RECOLECCIÓN DE DATOS
FASE
Identificar la
aplicación de WAPS en el SEN.
SISTEMAS
DE
PROTECCIÓN
DE
ÁREA
EXTENDIDA
La aplicación de WAPS en el SEN.
- Ubicación.
- Tecnología
utilizada. (PMU,
Relés,
comunicación, etc.)
- Compatibilidad.
- Sincronización.
Entrevista
Estructurada
Observación
Indirecta
Fase 3
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
91
Tabla 2.1 Mapa de Variables (Continuación)
OBJETIVOS
ESPECIFICOS
VARIABLE
DIMENSIONES
INDICADORES
TÉCNICAS DE
RECOLECCIÓN DE DATOS
FASE
Evaluar los WAPS aplicables al sistema
de transmisión de ENELVEN, para
reducir el impacto que producen las
perturbaciones que ocurren en el SIN.
SISTEMAS
DE
PROTECCIÓN
DE
ÁREA
EXTENDIDA
Los WAPS aplicables
al sistema de
transmisión de
ENELVEN, para reducir
el impacto que
producen las
perturbaciones que
ocurren en el SIN.
La solución debe ser
integral con el resto del
SEN.
- Análisis de
debilidades en los
distintos sistemas
de potencia a
nivel mundial.
- Análisis de
debilidades en
sistema de
potencia
venezolano.
- Evaluar la solución más aplicable al sistema de
transmisión de ENELVEN.
Observación
Documental
Observación
Indirecta
Entrevista Estructurada
Fase 4
Fuente: Bracho-Valbuena 2009
DERECHOS RESERVADOS
[Escribir texto]
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
93
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO
En el marco metodológico se detallan todos aquellos criterios y características que
definen la investigación realizada; se propone definir el tipo y diseño de
investigación empleado, la población y muestra estudiada, así como las técnicas
utilizadas para la recolección de datos que enmarcan las diferentes fases de la
investigación. Todos estos fundamentos han sido basados en las distintas
apreciaciones de varios autores para la metodología de una investigación, por ello
es de gran importancia la correcta apreciación de todas estas características, ya
que dicha información indica la mejor estrategia y procedimientos a incurrir en el
período de investigación.
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
Según Hernández, Fernández y Baptista (2006, pág.102), la investigación de tipo
descriptiva tiene como propósito “especificar las propiedades, las características y
los perfiles de personas, grupos, comunidades, procesos, objetos o cualquier otro
fenómeno que se someta a un análisis. Además establece que en los estudios
descriptivos se miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o componentes
del fenómeno a investigar; estos estudios son útiles para mostrar los diferentes
ángulos de un fenómeno, situación o proceso”.
Por otra parte, Carlos Méndez (1995, pág.126), establece que el estudio
descriptivo “identifica características del universo de investigación, señala formas
de conducta y actitudes del universo investigado, establece comportamientos
concretos y descubre y comprueba la asociación entre variables de investigación.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
94
De acuerdo con los objetivos planteados, el investigador señala el tipo de
descripción que se propone realizar”.
Entonces, en virtud de lo anteriormente establecido por los autores, se considera
este trabajo de investigación como descriptivo, dado que formará parte de dicha
investigación la recolección de información técnica y ciertas especificaciones de
equipos tales como: Relés numéricos de alta precisión, Unidades de Medición
Fasorial (PMU) y Unidades de Recopilación de Datos Fasoriales (PDC), los cuales
son utilizados en la etapa de medición para aquellas lecturas en tiempo real que
se encargan de monitorear y controlar ciertas condiciones de operación como
voltaje, corriente, frecuencia, temperatura en líneas, ángulos entre barras, entre
otras. Estas variables son capturadas por dichas protecciones de área extendida.
Por otra parte, también se necesita describir aquellas acciones de control y
protección que se están implementando a nivel mundial donde se utiliza este tipo
de sistemas de protección para área extendida. Estos cuentan con niveles de
monitoreo precisos, en búsqueda de preservar la estabilidad del sistema utilizando
herramientas automáticas o líneas de defensa tales como botes de carga o
separación de áreas.
Todo estas especificaciones y soluciones técnicas se identifican a lo largo de la
presente investigación y es por esto que se considera como descriptiva, de
manera que al realizar una descripción de estas nuevas tendencias tecnológicas,
se sometan a un análisis para determinar aquellas posibles soluciones que ayuden
a mantener la estabilidad del Sistema de Potencia de la empresa ENELVEN en
situaciones de contingencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
95
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
Es preciso señalar que “el término diseño se refiere al plano o estrategia
concebida para obtener la información que se desea. El diseño señala al
investigador lo que debe hacer para alcanzar sus objetivos de estudio y para
contestar las interrogantes de conocimiento que se ha planteado” Hernández,
Fernández y Baptista, (2003 Pág. 184).
Entonces tomando en cuenta que el diseño engloba la estrategia concebida para
concretar la investigación es preciso argumentar que, Muñoz Razo (1990, pág. 93)
al definir la investigación documental hace énfasis acerca de que “en este tipo de
trabajos la recopilación de información y el análisis de los resultados tienen un
grado de carácter documental muy alto (80 a 90 por ciento), apoyando lo
encontrado con muy poca investigación de campo”.
Por todo esto y según lo anteriormente planteado, se determina que la presente
investigación especial de grado se enmarca bajo un diseño documental. Se
considera que la información que se obtendrá para realizar una correcta
evaluación de los Sistemas de Protección de Área Extendida, surge de la misma
realidad del problema ya que está compuesta bajo la investigación documentada
entre diferentes empresas a nivel mundial, enfocándose en las diferentes
soluciones tecnológicas que se encuentran implementadas actualmente; además
se propuso indagar en la posible aplicación de alguna de estas estrategias de
protección para implementarlo en los diferentes puntos claves de la Red de
Transmisión dentro de la empresa ENELVEN.
A lo largo del proceso de investigación es necesario ubicar ciertos equipos y/o
dispositivos propios de la empresa ENELVEN distribuidos en diferentes
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
96
subestaciones de gran importancia para la red de transmisión. Se debe resaltar
que es posible la recopilación de estos datos mediante el uso de catálogos,
manuales de especificaciones técnicas o cualquier información en la base de
datos que se encuentran registrados en las instalaciones de la empresa, por lo
tanto no es necesario dirigirse personalmente a las subestaciones para tomar
nota, sino que mediante la búsqueda desde dichas instalaciones se pueden
consignar los datos requeridos.
La presente investigación también se considera como no experimental ya que
Hernández, Fernández y Baptista (2003, pág. 267) exponen que: “En un estudio
no experimental no se constituye ninguna situación sino que se observan
situaciones ya existentes, no provocadas intencionalmente por el investigador. En
la investigación no experimental las variables independientes ya han ocurrido y no
es posible manipularlas; el investigador no tiene control directo sobre dichas
variables, ni puede influir sobre ellas porque ya sucedieron, al igual que sus
efectos”.
Estas definiciones son totalmente aplicables a la presente investigación ya que la
evaluación de los Sistemas de Protección de Área Extendida se basará en una
interpretación de una serie de características ya existentes acerca de las
soluciones tecnológicas para dichos sistemas. Y así indagar en la posible
aplicabilidad al sistema de potencia de la empresa ENELVEN.
Además se considera transeccional descriptiva debido a que Hernández,
Fernández y Baptista (1991, pág. 193) definen que: “los diseños transeccionales
descriptivos tienen como objetivo indagar la incidencia y los valores en que se
manifiesta una o más variables”.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
97
Entonces, dichas especificaciones fueron analizadas una única vez sin necesidad
de realizar una serie de experimentos, sino tomando la información y
comparándola una sola oportunidad en un análisis efectuado en el mes de Junio
de 2009, para de esta manera obtener una mejor apreciación y así determinar cual
es la mejor opción entre las diferentes tendencias que se están utilizando a nivel
mundial.
3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA “Una población está determinada por sus características definitorias, por tanto, el
conjunto de elementos que posea esta características se denomina población o
universo. Población es la totalidad del fenómeno a estudiar en donde las unidades
de población poseen una característica común, la cual se estudia y da origen a los
datos de la investigación.”(Tamayo y Tamayo 1994 pág. 114)
La población en este trabajo de grado viene representada por diferentes
soluciones técnicas a nivel mundial, las cuales corresponden a las últimas
tendencias para proteger los sistemas de potencia en virtud de evitar colapsos en
el suministro de energía eléctrica.
Dicha población posee determinadas características y avances que presenten
aquellos sistemas en los países que se encuentran implementando este tipo de
tecnología, por lo cual es necesario analizarlos y así determinar cuáles son las
soluciones más propicias para la implementación en el sistema de ENELVEN.
“La muestra descansa en el principio de que las partes representan el todo y por lo
tanto reflejan las características que definen la población de la cual fue extraída”
(Tamayo y Tamayo 2007, pág. 176). Igualmente este autor establece que (pág.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
98
176) “a partir de la población cuantificada para una investigación se determina la
muestra, cuando no es posible medir cada una de las entidades de la población;
esta muestra, se considera es representativa de la población”.
A partir de la población en estudio, ha sido necesario extraer una muestra para
realizar el análisis de dichas soluciones implementadas a nivel mundial. Se ha
concluido que las zonas geográficas con mayor fundamentación y avances en este
tipo de esquemas de protección para el área extendida han sido China, Brasil,
Islandia y Europa Central; razón por la cual son integrantes de la muestra
seleccionada.
En este sentido, es necesario resaltar que de igual forma el Sistema Eléctrico
Nacional (SEN) también forma parte importante de la muestra bajo estudio, ya que
para lograr la evaluación de alguna condición se necesita estudiar directamente el
lugar en el cual se propone aplicar, tomando en cuenta sus debilidades para
focalizar aquellos problemas comunes que existan en las zonas anteriormente
nombradas.
Por lo tanto, se pretende visualizar la solución más apropiada en al sistema de
ENELVEN que forma parte del SEN. De igual manera se buscó determinar los
puntos más estratégicos que podrían registrar mayor impacto debido a cualquier
contingencia proveniente por la Interconexión del Sistema Eléctrico Nacional, en
los cuales sería necesario mediciones en tiempo real y así tomar control de
aquellos indicios para alguna anormalidad o posible colapso del suministro de
energía eléctrica.
Tomando en cuenta el concepto de la muestra se debe considerar que existen
diferentes tipos y vienen definidas de acuerdo a las características de la
investigación, por todo esto se define que en “el muestro intencionado el
investigador selecciona los elementos que a su juicio son representativos, lo cual
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
99
exige al investigador un conocimiento previo de la población que se investiga para
poder determinar cuáles son las categorías o elementos que se pueden
considerar, como tipo representativo del fenómeno que se estudia”. (Tamayo y
Tamayo 2007, pág. 178).
Luego de interpretar lo anteriormente planteado se puede concluir que la presente
investigación se genera de una muestra intencional, ya que se analizan sólo
aquellas soluciones que fueron consideradas por ser las de más avance en cuanto
a implementación de sistemas de protección de área extendida, todo esto
expuesto por artículos técnicos calificados del IEEE, NASPI, entre otros.
De esta manera se buscó lograr una evaluación específica que arroje el
comportamiento en general de todo el Sistema de Potencia de ENELVEN. Esto se
refiere a que no se necesita analizar toda la red completa que maneja la empresa,
sino que con los conocimientos teóricos y la información técnica, se puede reducir
la muestra a una netamente intencional ya dispuesta, logrando finalizar la
evaluación y concluir la aplicabilidad de este tipo de sistemas dentro de la red de
ENELVEN.
3.4 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
La técnica es un procedimiento o grupo de procedimientos que tienen el fin de
obtener un resultado específico sin importar el campo en donde se desenvuelva la
investigación.
Las técnicas de recolección de datos que serán empleadas en la presente
investigación son la observación documental, la observación indirecta y las
entrevistas estructuradas.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
100
El instrumento se entiende como la herramienta utilizada por el investigador en la
recopilación de los datos, y la cual es seleccionada de acuerdo a las necesidades
en cada caso. Por ejemplo: cuaderno de notas, diario, fichas, encuesta,
cuestionario, etc.
3.4.1 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL
La observación puede definirse como el uso sistemático de nuestros sentidos en la
búsqueda de los datos que necesitamos para resolver un problema de
investigación. (Sabino 1995, pág. 155).
Según Tamayo y Tamayo (1993 pág. 130) la observación documental “es la que
se realiza con base en la revisión de documentos, manuales, revistas, periódicos,
actas científicas, conclusiones de simposio, y seminarios y/o cualquier tipo de
publicación considerado como fuente de información”.
En esta investigación se aplicó la observación documental para obtener datos e
información sobre los últimos adelantos tecnológicos que han experimentado a
nivel mundial los Sistemas de Protección de Área Extendida.
Esta información sobre los Sistemas de Protección de Área Extendida fue
recopilada a través de artículos técnicos, archivos PDF, Catálogos de fabricantes,
Manuales, entre otros. Gran parte de estos datos fueron encontrados en la red de
internet, así como también información suministrada por trabajadores de
ENELVEN; la cual fue archivada en un documento de Word para su posterior
aplicación. A continuación se especificaran algunos artículos técnicos y
Artículos técnicos consultados a lo largo de la investigación:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
101
- Enrique Martínez, Nicolás Juárez, Armando Guzmán, Greg Zweigle, Jean
León. Using Synchronized Phasor Angle Difference for Wide-Area
Protection and Control. Año 2006.
- SEL-3378 Synchrophasor Vector Processor. Real-Time Wide-Area Control.
Año 2008.
- SEL-3378 Synchrophasor Vector Processor. Protect and Control Your
Power System in Real Time. Año 2008.
- Marwa M. Abo El-Nasr. Global Positioning System (GPS)-Based
Synchronized Phasor Measurement. Año 2006.
- Nanjing Nari-Relays Electric Co., Ltd. Wide Area Protection System for
Stability. Año 2009.
- C. Martinez, M. Parashar, J. Dyer. PHASOR DATA REQUIREMENTS
WHITE PAPER THIRD DRAFT (Real Time Wide-Area Monitoring, Control
and Protection). CERTS/EPG Real Time Task Team. Consortium for
Electric Reliability Technology Solutions.. December 3, 2004.
- Fahd Mohamed Adly Hashiesh. Wide Area Protection System for
Maximizing Power System Stability. Cairo, Egipto. Año 2006.
- Catalogo ABB. PSGuard Wide Area Monitoring. FUNCTION
DESCRIPTION(S). Año 2007.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
102
- Walter Sattinger, Swissgrid. Wide Area Monitoring in the Middle of the
Central European System. Laufenburg, Switzerland. Año 2007.
- Tokio Electric Power Company. Islanding protection system based on
Synchronized Phasor Measurements and its operational experiences. Año
2008.
- Rui Moraes y Héctor Voskis. Synchrophasor activities in Brazil (ONS).
Brazilian National Electrical System Operator. Año 2007.
- Rui Moraes (ONS). Business Case: Justification for Brazil PMU system. Año
2006.
- Innocent Kamwa. Wide-Area Monitoring and control at Hydro-Québec (Past,
present and future). Power Grid Control. Año 2006.
- Xianping HONG. Power Grid Monitoring and Controlling. East China Power
Grid. Grid East China Electric Consulting Co. Año 2007.
- Psymetrix Limited. Oscillatory mode shape and combined EMS/WAMS data
to characterise and locate stability issues. Locating Sources of Dynamics
Problems. Año 2008.
- Nils Gústavsson, Manager System Operation. Using PMU’s in Iceland.
Landsnet. Año 2008.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
103
- Peter Griffiths y Richard Sherry. Transpower Oscillatory Stability Monitoring.
Año 2008.
- Damien THOLOMIER. The Future of Substation Automation. AREVA. Año
2008.
- Bharat Bhargava y John Minnicucci. Southern California Edison Co;
Synchronized Phasor Measurement System activities at Southern California
Edison Co. Año 2006.
- EDISON. Successful Utilization: Phasor Data in Closed Loop Control. Año
2009.
- Ken Martin –Quanta Technology. Dave Hawkins –California ISO. Bharat
Bhargava –Southern California Edison. Phasor Measurements in the
WECC. Año 2008.
- Stephen Lee, Kai Sun. Precursor Signals of Cascading Outages based on
Visualization of PMU Data. Año 2008.
- Bharat Bhargava y Armando Salazar. Synchronized Phasor Measurement
System (SPMS) for Monitoring Transmission System at SCE. Transmission
Distribution Business Unit. Southern California Edison Co. Año 2007.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
104
- Consortium for Electric Reliability Technology Solutions. Real-Time
Dynamics Monitoring System © (RTDMS).Functional specifications. Electric
Power Group. Año 2008.
3.4.2 OBSERVACIÓN INDIRECTA
Se entiende por observación indirecta cuando el observador no pertenece al grupo
y solo se hace presente con el propósito de obtener la información, en este caso
también recibe el nombre de no participante o simple. Este tipo de observación
resulta útil cuando se trata de conocer hechos o situaciones que tienen de algún
modo un cierto carácter público o no pertenecen en un sentido estricto a la esfera
de las conductas privadas. (Méndez 1995 pág. 145).
En la presente investigación se aplicó la observación indirecta ya que los Sistemas
de Protección de Área Extendida en estudio, en distintos países a nivel mundial,
así como el desarrollo de éstos en Venezuela son sistemas que ya han sido
previamente elaborados y puestos en funcionamiento por los distintos fabricantes
o empresas eléctricas; de allí que la mayor parte de los datos utilizados fueron
obtenidos por otros autores en investigaciones anteriores.
3.4.3 ENTREVISTA ESTRUCTURADA
Entrevista se trata de una conversación entre una o varias personas para un fin
determinado.
Otro procedimiento para la recolección de información es la entrevista. Esta
supone en su aplicación una población no homogénea en sus características y
una posibilidad de acceso diferente.
La entrevista se realiza con el fin de obtener información relacionada con el objeto
de estudio mediante el proceso de comunicación verbal. La entrevista será del tipo
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
105
estructurada para facilitar su desarrollo. En este sentido plantea (Muñoz Razo
1999 pág. 82) que “con este sistema se captan tanto las opiniones como los
criterios personales del encuestado y mediante ellos se profundiza en los juicios
emitidos para hacer las interpretaciones convenientes”.
Se realizó la entrevista al Ing. Edgar Lugo, en la cual se consiguió información
relevante acerca de las contingencias que han venido aconteciendo los últimos
años en la red de ENELVEN, así como las posibles causas de las mismas. De
igual manera se comentó de la necesidad de realizar algún proyecto que abarque
un estudio sobre las diferentes tendencias tecnológicas que utilicen protección de
área extendida.
Por otro parte, en la Unidad de Ingeniería de Protecciones se estableció contacto
directo con los Ingenieros Jimmy Vargas y Pablo Beltrán, para analizar los
diferentes esquemas de protección que ENELVEN utiliza actualmente. Además se
precisaron los diferentes criterios a tomar en cuenta al momento de analizar los
sistemas de protección de área extendida.
Se debe resaltar que también se realizó una entrevista al Ing. Miguel Gómez, de la
cual se obtuvo diferente información relevante con respecto a los diversos
fabricantes de empresas extranjeras, así como proyectos en esquemas de
protección de área extendida implementados actualmente.
En el Departamento de Planificación y Operación de la Energía (P.O.E.), se
estableció contacto con el Ing. Gustavo Urdaneta para revisar una presentación
técnica sobre los diferentes límites de transferencia en el SIN y los botes
permisivos de carga.
Es importante resaltar que gran parte de la información fue obtenida por la
implementación de un cuestionario de breves preguntas. Dichas preguntas se
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
106
realizan en virtud de visualizar la situación de la Empresa ENELVEN con respecto
a la problemática para luego inducir una estrategia adecuada de investigación.
Un cuestionario es un instrumento de recolección de datos que según Hernández,
Fernández y Baptista (1991, pág. 285) “consiste en un conjunto de preguntas
respecto a una o más variables a medir”.
Un cuestionario puede tener dos tipos de preguntas, abiertas o cerradas;
Hernández, Fernández y Baptista (1991, pág. 289) plantea que “las preguntas
abiertas son particularmente útiles cuando no tenemos información sobre las
posibles respuestas de las personas o cuando esta información es insuficiente.
También sirven en situaciones donde se desea profundizar una opinión o los
motivos de su comportamiento.
La elección del tipo de preguntas que contenga el cuestionario depende del grado
en que se puedan anticipar las posibles respuestas, los tiempos de que se
disponga para codificar y si se quiere una respuesta más precisa o profundizar en
alguna cuestión. Una recomendación para construir un cuestionario es que se
analice variable por variable que tipo de pregunta o preguntas pueden ser más
confiables y válidas para medir a esa variable, de acuerdo con la situación de
estudio”.
El cuestionario de preguntas abiertas utilizado en esta investigación se encuentra
en el Anexo 1.
3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN
FASE I: Identificación de las soluciones técnicas actuales aplicadas en Sistemas de Potencia débiles
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
107
Se necesitó realizar una investigación exhaustiva para determinar diferentes
soluciones actuales relacionadas con esquemas de protección confiables al
momento de tomar decisiones, y evitar la pérdida de la estabilidad en las
máquinas que maneja la Empresa.
Para llevar a cabo esta fase se manejó una extensa información documental que
exhibe el comportamiento de los sistemas de protección de nueva
implementación, en la cual están involucradas diferentes tendencias dependiendo
de la región o país en el que se encuentran en funcionamiento.
FASE II: Análisis de las soluciones tecnológicas de Sistemas de Protección de Área Extendida implantadas en diversos Sistemas de Potencia Una vez que se identificaron diferentes posibilidades de esquemas a utilizar para
monitorear y controlar el Sistema de Potencia en diferentes países, entonces
resultó necesario entender las razones principales de su implementación para
lograr comparar esas debilidades con las presente en el sistema de potencia de
ENELVEN. Siendo importante el reconocimiento de la tecnología utilizada para
dichas soluciones.
Para esto se realizó un análisis de aquellas soluciones encontradas para la
aplicación en la protección de sistemas de potencia, tomando en cuenta que se
debe profundizar en el estudio de las debilidades y características principales de
los sistemas investigados, logrando de tal forma tomar decisiones asertivas acerca
de la posible implementación de alguno de estos sistemas de protección en la red
de ENELVEN.
FASE III: Identificación de la aplicación de Sistemas de Protección de Área Extendida en el Sistema Eléctrico Nacional
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
108
Es de gran importancia la identificación de los avances en Sistemas de Protección
de Área Extendida a nivel Nacional, es decir, conocer todo lo que se está
realizando en otras empresas de energía eléctrica del país, ya que se definió
anteriormente que al momento de proponer alguna solución se debe recomendar
la aplicación de dicha solución en un conjunto que abarque el Sistema Eléctrico
Nacional completo.
Todo esto busca evitar problemas de compatibilidad que pudiesen existir entre
diferentes esquemas, además que muchos de los puntos importantes para las
mediciones en tiempo real vienen dados desde el Oriente hacia el Centro del país
y como ENELVEN se encuentra en la cola del sistema, cualquier evento se ve
reflejado directamente hacia su Red de Potencia, afectando indirectamente así su
funcionamiento continuo.
Por lo tanto fue necesario indagar ante cualquier proyecto de protección de área
extendida existente en la compañía EDELCA y lograr verificar todo este tipo de
información.
FASE IV: Evaluación de los Sistemas de Protección de Área Extendida aplicables al Sistema de Transmisión de ENELVEN
Al finalizar la recopilación y análisis de información, tanto fuera como dentro del
país, se buscó proponer una solución en base a lo anteriormente revisado.
Se resaltó que existen diferentes criterios pertinentes y confiables para tomar una
decisión acerca de la propuesta que se realizó. Se evaluaron diferentes
características importantes de los sistemas de países en los cuales se encontró la
solución adecuada para compararla directamente con las características propias
del Sistema ENELVEN, tales como la distancia entre los puntos de generación
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CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
109
más importantes, las cargas críticas y la estructura o debilidades del sistema de
transmisión en general.
De esta manera se propuso una solución aplicable a la Empresa ENELVEN para
reducir el impacto de las perturbaciones que ocurren a lo largo del Sistema
Eléctrico Nacional, para que luego se profundice la investigación y se determinen
los procedimientos a seguir para la final implementación de dichos esquemas
tecnológicos de protección.
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CAPÍTULO IV
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
111
CAPITULO IV ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
4.1 SOLUCIONES TÉCNICAS DE ÁREA EXTENDIDA APLICADAS A NIVEL MUNDIAL EN SISTEMAS DE POTENCIA DÉBILES.
Se realizó un estudio de información publicada a nivel mundial proveniente de
diferentes empresas de servicio eléctrico, fue posible determinar que existen
varios modelos de soluciones técnicas de área extendida aplicadas para sistemas
de potencia débiles. Estas empresas operan sus sistemas eléctricos mediante la
utilización de WAPS (Wide Area Protection System) en zonas geográficas como:
Norteamérica, México, Francia, Escandinavia, Islandia, Italia, Suiza, China, Corea,
Japón y Brasil.
Este proceso de revisión se enfocó en identificar los diferentes problemas que
existen en esas redes de potencia, tales como:
• Limitaciones de transferencia de carga.
• Inestabilidad de voltaje asociado a problemas de transmisión.
• Inestabilidad de frecuencia asociado a problemas en la generación.
• Inestabilidad angular.
• Distancias entre generación y cargas, o posible dependencia
absoluta de algún punto de generación en específico.
Todas estas causas dieron origen a la implementación de mecanismos de
Monitoreo para Control y Protección de redes eléctricas en tiempo real en esas
regiones.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
112
También se revisó la información emitida en Congresos en el área de Ingeniería
Eléctrica a nivel mundial, así como artículos de la IEEE, y se corroboró lo
detectado en el análisis de los artículos técnicos publicados por las empresas de
servicio eléctrico en cuanto a que las soluciones actuales para proteger al sistema
extendido de Potencia y evitar colapsos del servicio debido a perturbaciones,
están basadas en mediciones Sincrofasoriales efectuadas en tiempo real; para
luego tomar acciones de control y protección en el sistema y así preservar el
suministro de la energía eléctrica.
Dichas unidades llamadas PMU (Phasor Measurement Unit) se encuentran
instaladas a lo largo de la red de transmisión en aquellos países citados
anteriormente, para monitorear aquellas variaciones de operación que puedan
atentar contra la estabilidad de sus sistemas de potencia.
Es de resaltar que se realizó una búsqueda exhaustiva en dichas soluciones
tecnológicas en los cuales gran cantidad de artículos técnicos importantes indican
que los mayores avances en implementación de WAPS para fortalecer sus
sistemas viene dado por lo hecho en Norteamérica, China, Brasil y algunos países
de Europa como Islandia y Suiza. Esto se observa afirmado en presentaciones
como Wide Area Protection System for Maximizing Power System Stability realizado en Egipto, artículos técnicos publicados como Syncrophasors System Benefits Factsheet del NASPI (North American Syncrophasor Iniatiative), Dawn of the Grid Synchronization de IEEE Power & Energy magazine, entre otros
institutos.
Sin embargo el Sistema Estadounidense posee gran cantidad de compañías que
se manejan de forma autónoma y poseen sus propios criterios de protección por lo
cual resulta engorroso y complejo estudiar todas las características del sistema
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
113
completo y evaluar los distintos avances a nivel general, por todo esto no se
tomará en consideración para describirlo más adelante.
En este sentido, se ha determinado hacer énfasis en una cantidad reducida de
países para lograr proponer una solución adecuada entre estos y así concluir su
aplicabilidad al sistema de ENELVEN, los cuales deben concordar con lo
planteado en los congresos y artículos tecnológicos, a pesar de haber encontrado
breve información entre gran cantidad de diferentes países.
4.1.1 DESCRIPCIÓN BÁSICA DEL SISTEMA EUROPEO CENTRAL
El Sistema Europeo Central controlado por el UCTE (Union for the Coordination of
Transmission of Electricity), tiene como referencia para el año 2006 un total de 450
millones de habitantes, con una demanda máxima entre los 300 y 390 GW y un
consumo eléctrico por año de 2530 TWh de energía.
El país de Suiza dentro de este sistema Europeo Central tiene 7,3 millones de
habitantes, con una demanda máxima de 10,2 GW, consumo eléctrico por año de
62 TWh (2,5 % consumo del UCTE) y 10% de intercambio de energía con UCTE.
El Sistema de Potencia de Europa Central tiene una demanda muy alta, está
conformado por 24 países y 29 TSOs (Operadores del Sistema de Transmisión).
Tiene una operación descentralizada del sistema, su nivel de coordinación de
operación del sistema es estándar, con estricta organización en cuanto a
operación, calendario y contabilidad de la operación.
Los beneficios de mediciones con el uso de los PMUs en los WAMS suman
muchos aspectos como la planificación avanzada, cuyas ventajas más importantes
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
114
son la calibración del modelo dinámico y rapidez en mediciones de área extendida.
Durante un disturbio se generan alarmas inteligentes, se activan esquemas de
protección especiales, se realizan mediciones directas de desfase entre voltajes
en diferentes barras, intercambio rápido de información entre equipos en estado
estacionario, entre otros.
Otra aplicación muy exitosa dentro de los WAMS es la de análisis post-disturbio,
en la cual se establece un análisis calificado y cada punto de medición cuenta con
su tiempo de precisión.
Dentro de los eventos monitoreados entre Suiza y el UCTE se registran los
siguientes:
- Monitoreo dinámico en línea durante la resincronización de octubre del
2004 en UCTE (ver figura 2.20).
- Monitoreo del sistema UCTE con respecto a las oscilaciones inter-áreas.
- Análisis en Noviembre 4 del 2006 de un disturbio en el UCTE.
El UCTE sigue el monitoreo exitoso de todos los eventos de inestabilidad que se
registren en su circunscripción gracias a la implementación exitosa de PMUs en
los diferentes países dentro del mismo (ver figura 4.1).
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
115
Figura 4.1 PMUs instalados en Europa Central Fuente: Swissgrid
La tecnología WAMS tiene un sistema de información comprensivo basado en
pocas mediciones, además cuenta con un enlace entre el sistema dinámico de
monitoreo online y equipos en estado estacionario (SCADA).
Dentro de los puntos claves de un sistema WAMS se encuentran su
infraestructura de comunicación manejable, comunicación vía satélite (GPS),
computación y almacenamiento de data de forma inteligente, entre otros.
Dentro de los próximos retos en Suiza se puede mencionar el incremento del
número de funciones para el cuarto de control, además del intercambio de
información de PMUs y PDC con el UCTE.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
116
4.1.2 DESCRIPCIÓN DE IMPLEMENTACIÓN DE WAPS EN ISLANDIA
El Sistema de Transmisión de Islandia es operado por la empresa LANDSNET y
consta de redes anilladas para una mayor confiabilidad con niveles de tensión en
220 kV, 132 kV, 66 kV y 33 kV (ver figuras 4.2 y 4.4).
Figura 4.2 Sistema de Transmisión en Islandia Fuente: Landsnet
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
117
Figura 4.3 Consumo de electricidad en Islandia Fuente: Landsnet
La demanda de energía eléctrica ha venido incrementándose desde 1990 hasta el
2008, observándose de esta manera que el consumo ha pasado de 4 TWh/año a
16 TWh/año. Se debe resaltar que la mayor parte del consumo viene dado por la
industria con aproximadamente 13 TWh/año y un 3 TWh/año para zonas
residenciales, estos datos pertenecientes al año 2008 (ver figura 4.3).
Figura 4.4 Capacidad de generación en 2006 Fuente: Landsnet
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
118
Es por todo este incremento en cuanto al consumo de energía eléctrica que el
operador del sistema de transmisión ha tenido que estar a la par en cuanto a la
búsqueda de fuentes de energía y construcción de centrales eléctricas, tanto
hidráulicas como termoeléctricas.
La implementación de WAMS en Islandia se ha considerado para las mejoras de
los modelos del sistema en cuanto a estabilidad de voltaje, angular y de
frecuencia, así como el desarrollo de las herramientas de análisis para la
supervisión de la operación.
Como se observa en la figura 4.6, Blanda posee una planta hidroeléctrica con (3
unidades de generación, 150 MW), en Krafla una termoeléctrica con (2 unidades
de generación, 60 MW) y en Fljotsdalur (6 unidades de generación, 690 MW).
Actualmente hay en camino 690 MW para generación y carga.
Los puntos de generación tanto hidráulicos como térmicos han surgido y se han
desarrollado a través de los años, especialmente desde el año 2006 hasta 2008
donde se observó el incremento en cuanto a capacidad de generación instalada
de 1600 MW A 2300 MW (ver figura 4.4 y 4.5). Los principales puntos de
generación hidráulica se encuentran ubicados en Sigalda y Fljotsdalur con un 37%
y 31% respectivamente para el año 2008 (ver figura 4.5).
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
119
Figura 4.5 Capacidad de generación en 2008 Fuente: Landsnet
Figura 4.6 Configuraciones en 3 subestaciones de Islandia Fuente: Landsnet
Está altamente comprobado y aceptado que el WAMS mejora la estabilidad del
sistema de potencia ya que se prevé un colapso general gracias a la detección
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
120
oportuna de alguna falla o disturbio que ocurra, realizando las acciones necesarias
para solventar dicha falla.
Las mediciones de área extendida proveen: Seguridad durante pruebas, inmediata
retroalimentación en el desempeño del estabilizador del sistema, asentamiento a
largo plazo en cuanto al desempeño del estabilizador del sistema.
Se realizaron pruebas de inyección de reguladores de voltaje automáticos, donde
el WAMS mantiene la seguridad de la prueba, identifica resonancia en frecuencias
y detecta cuando la red necesita la inyección de AVR (controlabilidad del voltaje)
(ver figura 4.7).
Figura 4.7 Prueba de AVR en Blanda Fuente: Landsnet
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
121
Figura 4.8 Oscilación de 0,45 Hz en el anillo de 132 kV Fuente: Landsnet
En la figura 4.8, se observan las oscilaciones en fase en todas las localidades
monitoreadas. La amplitud más larga de potencia activa (P) es en Sigalda.
La flecha gris indica la máxima amplitud de oscilación en la frecuencia del sistema
y las que están en azul se definen como de amplitud relativa, se observa que
todas las flechas en las subestaciones monitoreadas están apuntando hacia arriba
esto significa que están en modo fase, es decir en fase.
Con respecto al status de amortiguamiento que se ve como en un círculo hay tres
colores establecidos: El rojo que significa “alarma”, el amarillo “alerta” y el verde
“OK”, a su vez con estos colores funciona también el triángulo que indica el estado
de diferencia angular del voltaje.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
122
Figura 4.9 Oscilación de 0,6 Hz en el anillo de 132 kV Fuente: Landsnet
En la figura 4.9 se observa que existe una oscilación predominante en el área del
Norte y el Este, hay la máxima amplitud de oscilación en la frecuencia del sistema
en Fljotsdalur. También las máquinas del anillo de 132 kV oscilan anti-fase con
respecto a la red de 220 kV. Todo esto es más significante después que una
unidad en Karahnjukar (Represa Hidroeléctrica) arrancó.
Figura 4.10 Oscilación de 1,3 Hz en el anillo de 132 kV
Fuente: Landsnet
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
123
En la figura 4.10 se observa el sistema de frecuencia de forma local en
Karahnjukar y se visualiza la oscilación de potencia más larga entre Karahnjukar y
Krafla.
Por medio del WAMS se realiza el análisis del disturbio con la data recogida
proveniente de los PMUs y se observa la pérdida de sincronismo en las máquinas.
El malfuncionamiento del controlador (AVR) se detecta con las mediciones PMU
usadas para identificar incorrecta respuesta del mismo y visualizar rápidamente
una falla en un circuito.
Se utilizan estabilizadores del sistema de potencia (PSS), que junto con
reguladores automáticos de voltaje (AVR), ubicados en los generadores síncronos
de la red pueden ampliar su rango de operación específicamente en cuanto a su
capacidad de consumo de potencia reactiva para de esta manera obtener
estabilidad de tensión y frecuencia en la red de transmisión.
El operador del sistema de transmisión utiliza para la visualización dinámica de la
red el software desarrollado por la empresa Psymetrix llamado Phasorpoint (ver
figura 2.23). Además consta con más de 13 años en la operación del WAMS así
como en el análisis dinámico y experiencia del mismo.
El WAMS instalado en Islandia a su vez tiene:
- Simulación de la red.
- Valores probados en eventos reales.
- Consistencia propia, análisis estadístico de los resultados a largo plazo.
- Pruebas del sistema de potencia.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
124
- Aumentos recientes en cuanto al planeamiento y análisis de las
aplicaciones por parte del operador del sistema de transmisión.
4.1.3 DESCRIPCIÓN DE IMPLEMENTACIÓN DE WAPS EN CHINA La industria eléctrica China tiene el más rápido crecimiento en el mundo. Se
presume que para el año 2010, la capacidad de generacion instalada total
alcanzara 862 GW, y en el año 2020 será de 1324 GW. Tomó más de 100 años
para que China consiguiera sus primeros 100 GW de capacidad de generación
instalada en 1987. Desde entonces China ha ido incrementando su capacidad de
generación instalada a través de los años, siendo ahora cercana a 862 GW (ver
figura 4.11).
Figura 4.11 Capacidad de generacion instalada en China a traves de los años Fuente: ECG
El sistema eléctrico de China es extenso y requiere un alto grado de confiabilidad,
lo cual se ha convertido en un desafío importante para los ingenieros encargados
de la red eléctrica de la parte oriental.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
125
The EAST CHINA GRID COMPANY (ECG), atiende cuatro provincias y ciudades
como Shangai, que son las regiones más desarrolladas del país. En esta región de
471400 km2 de extensión representa solamente 4,8% del total de la nación. Esto
es como un 30% de la densidad de población de la nación (ver figura 4.12).
Figura 4.12 Red de transmisión de 500 kV del este de China. Fuente: ECG
Actualmente, China tiene siete redes eléctricas interprovinciales denominadas:
China Norte (NCG), China Nordeste (NECG), China Centro (CCG), China Este
(ECG), China Noroeste (NWCG) y China Sur (SCG), además de las
correspondientes a Sichuan y Chongqing (CYG) y cuatro redes provinciales
independientes en Shandong, Xinjiang, Hainan y Tíbet, (ver figura 4.13). En casi
todas las regiones la estructura básica es de 500 kV, excepto en el noroeste,
cuyas redes son de 330 kV.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
126
Figura 4.13 Ubicación geográfica de redes eléctricas en China Fuente: ABB China
Las principales fuentes de energía se encuentran en el oeste (hidroeléctrica) y en
el norte (carbón), mientras que los principales centros de consumo están en el
este y el sur; por consiguiente, interconectar las redes regionales es un paso
natural en el desarrollo de los sistemas eléctricos de China. Los planificadores de
las redes pretenden realizar la transmisión de energía de oeste a este, el
intercambio de energía de norte y sur y la interconexión a nivel nacional.
La interconexión de las redes regionales se inició en 1989, cuando entró en
servicio una línea de enlace HVDC de 500 kV y 1200 MW que conecta la red de
China Centro con la red China Este. En 2003 entró en funcionamiento una
segunda línea de transmisión HVDC de 500 kV, que aumentó hasta 4200 MW la
capacidad de transmisión entre las regiones de China Este y China Centro. En
mayo de 2001, las redes NECG y NCG lograron la interconexión síncrona a través
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
127
de una línea de 500 kV de CA, entonces las provincias de Fujian y China Este
hicieron lo mismo en diciembre de 2001.
Análogamente, las redes eléctricas de Sichuan y Chongqing fueron
interconectadas con la de China Centro en abril de 2002, mientras China Centro y
China Norte fueron interconectadas en septiembre de 2003. En 2004 se completó
un enlace de transmisión HVDC de 3000 MW entre la central eléctrica de las Tres
Gargantas (China Centro) y Guangdong (China Sur). Actualmente se están
estudiando y planificando otras muchas interconexiones, tanto de CA como de CC.
En cuanto a la seguridad del sistema eléctrico, se han realizado estudios en los
cuales se revela que si la cantidad de energía intercambiada entre redes
regionales es grande, cualquier perturbación en las líneas de interconexión
afectará significativamente a la estabilidad de la frecuencia y a la tensión de los
sistemas eléctricos conectados. Por ejemplo, una vez que la red Sichuan y
Chongqing (llamada red ChuanYu o CYG), la red CCG y la red ECG estén
interconectadas, se transmitirán grandes cantidades de energía de CYG a ECG a
través de CCG. La línea de interconexión entre CCG y ECG, la línea Genan de
CC, transportará hasta 1200 MW de potencia. Si se interrumpen el enlace Genan
de CC mientras la red CYG está enviando energía a la red CCG a través de la
interconexión de la línea de Wanlong, la red CCG tendrá un superávit de potencia
y la frecuencia aumentará.
En 2001, el enlace CCG excedió el límite superior de 50,2 Hz. El incidente más
grave se produjo el 4 de junio de 2001: mientras la línea de Wanlong estaba
transmitiendo 550 MW a la red CCG y el enlace Genan de CC estaba enviando
1040 MW a la red ECG, una interrupción de CC llevó la frecuencia de la red CCG
hasta el valor 50,31 Hz. Para limitar estos aumentos se instaló en 2004 un equipo
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
128
de disparo de generadores en la central hidroeléctrica de Gezhouba, fuente
principal y punto de partida del enlace Genan de CC.
En cuanto a la estabilidad de la tensión, la red CCG ha sufrido problemas de baja
tensión durante la estación de las lluvias, cuando las unidades hidroeléctricas
funcionan a plena capacidad. El problema se agravó después de la interconexión
con la red CYG, debido a la gran cantidad de energía que circulaba por el sistema.
Las tensiones de muchas barras críticas de 500 kV necesitan soporte de potencia
reactiva desde los generadores situados en los centros de carga. La débil
interconexión de las redes regionales causa también oscilaciones de baja
frecuencia entre zonas. Por ejemplo, tras la interconexión de las redes NCG y
NECG se observó en ocasiones una oscilación de baja frecuencia que se
disparaba bajo condiciones especiales, cuando ciertos elementos importantes de
la red NCG dejaban de funcionar.
Problemas similares se presentaron en las redes CYG y CCG tras la
interconexión: la línea de Wanlong, que conecta las dos redes regionales, es muy
vulnerable y en ocasiones experimenta una oscilación de baja frecuencia. La
situación más crítica se produjo después de ser interconectadas las redes NECG,
NCG y CCG. De acuerdo con un informe de la compañía eléctrica estatal, las
unidades de medición fasorial (PMU) instaladas en una subestación de la red CCG
constataron una oscilación de baja frecuencia.
Aunque muchos generadores están equipados con estabilizadores del sistema
eléctrico (tras la interconexión de las redes NECG y NCG se instalaron más de 60
generadores de gran capacidad) se puede seguir observando la oscilación de baja
frecuencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
129
La estabilidad ante transitorios de las redes regionales de China también resulta
afectada por las interconexiones. Éstas modifican los límites de estabilidad
transitoria de muchas líneas de transmisión.
Por ejemplo, el límite de la línea de doble circuito de Dafang, de la red NCG, se
redujo de 1580 MW a 1450 MW. En caso de fallo de esta línea, los sistemas
eléctricos que cubren Beijing, Tianjin y Tangshan tendrán que gestionar un exceso
de potencia de hasta 1500 MW.
Esta potencia desequilibrada provocará una pérdida de sincronización entre las
redes NECG y NCG. Algunos estudios demuestran que la estabilidad transitoria de
la red NECG se deterioró tras la conexión de la misma a la red NCG. Se han
implantado soluciones provisionales para limitar la transmisión de potencia en las
líneas de enlace y para disparar líneas de enlace en casos de emergencia, con el
objeto de mantener la estabilidad transitoria de estas dos redes regionales.
A largo plazo, sin embargo, será necesario reforzar la protección en la
interconexión.
En 2004 la mayor parte de las regiones de China sufrieron importantes
interrupciones del suministro eléctrico, y respondieron mediante un aumento de las
inversiones en proyectos de generación eléctrica. Las cifras muestran que la
capacidad anual instalada en China ha aumentado desde 19,29 millones de kW.
En 2001 hasta 51 millones de kW en 2004. La capacidad total en construcción
supera los 250 millones de kW.
Pero al mismo tiempo, las inversiones destinadas a la construcción de
infraestructuras eléctricas son notablemente escasas. En los últimos años, China
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
130
invirtió más de 100000 millones de RMB anuales en el sector de transmisión y
distribución de electricidad, mucho menos que en generación de electricidad, si se
estima que el costo de construcción de un kW de capacidad es de 5000 RMB,
según el consejero superior de la Red Eléctrica Estatal de China.
Por lo general, los activos del sector de transmisión y distribución eléctricos son
mayores que los de generación. En general la relación entre ellos es de 3/2 en la
mayor parte de países desarrollados, pero en China sólo es de 1,2/1 o 2/1.
Normalmente, en el sector eléctrico un 50% de la inversión se asigna a las redes
eléctricas, pero en el pasado, China gastó menos de un 30% en este concepto.
La falta de una estructura de inversión razonable y la limitada capacidad de
transmisión fue la causa del cuello de botella en el 2006, sin embargo se equilibró
la oferta y la demanda de electricidad.
El Director General de la Red Eléctrica Estatal, reveló que la empresa invertiría
107000 millones de RMB en la construcción y mejora de sus instalaciones de
transmisión, con más de 6580 kilómetros de líneas de 330 MW que se pondrán en
servicio y un total de 8160 kilómetros de nuevas líneas de 330 kV que deberán
construirse. Esta iniciativa muestra que China ha empezado a dar importancia a
los problemas de inversión en el sector de redes eléctricas.
La primera línea AC de 1000 kV del mundo y de 653 km fue puesta en
funcionamiento desde agosto de 2006 en China. Incluye tres subestaciones y una
línea de transmisión doble con 5 millones de KVA de capacidad de energía.
Conecta la red de China del norte con la red de China central. El costo estaba
sobre 6 mil millones RMB. Por otro lado ECG se convirtió en la segunda red de
transmisión de área extendida a nivel mundial sobre los 100000 MW de US PJM
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
131
Company. ECG tuvo como demanda máxima más de 120000 MW. Antes de fin de
2006, ECG construyo líneas de transmisión de 500 kV con 15600 km, y 60
subestaciones de 500 kV con capacidad total de 95 millones de KVA.
La nueva línea de transmisión de 800 kV DC fue puesta en marcha en la red del
estado de China en mayo de 2007. Transporta la energía sobre los 2000 km y
cruza 8 provincias de Sichuan en el sudoeste de China a Shangai en China
oriental. Se proyecta para estar terminada en el año 2012. La capacidad máxima
de la transmisión es 7000 MW y cuesta sobre 18 mil millones RMB.
Antes de fin de 2010, la red del estado de China agregará líneas de transmisión de
1000 kV con 4200 kilómetros y 9 subestaciones con capacidad total en 39 millones
de KVA. Por el año 2020, China instalará la línea de transmisión de alto voltaje de
un estado a otro con capacidad de carga sobre 200 GW. Será el 15% de las
unidades instaladas totales de la nación.
En un sistema eléctrico cada vez más complejo cuya demanda de energía está
incrementándose cada día más en el mercado de China Oriental, la prevención de
la interrupción del servicio se ha convertido en una preocupación importante para
las empresas eléctricas y el gobierno.
Por lo tanto, las compañías eléctricas en China han llevado a cabo diversos
proyectos de manera conjunta para la instalación del sistema de monitoreo, control
y protección de área extendida en toda la región de China.
Constituye parte importante de la identificación de soluciones tecnológicas en
China, describir las características de un proyecto macro implementado al Este del
país. Las etapas del proyecto fueron las de monitoreo básico, análisis en tiempo
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
132
real de perturbaciones y oscilaciones, control de amortiguamiento y protección
(WAMAP).
Las compañías involucradas fueron las siguientes East China Grid Company
(ECG), East China Electric Consulting Co., Ltd. (ECEC), Nanjing Automation
Research Institute (NARI), East China Electric Information Engineering Co., Ltd.
(instalador de PMU), NARI Technology Development Co., Ltd. (NARI TECH),
China Electric Power Research Institute (EPRI), Beijing Sifang Automation Co.,
Ltd., East China Electric Power Test & Research Institute, Shanghai Jiao-Tong
University y ABB, Alston, SEL, WESCON involucrados en la prueba del sistema
WAMAP en China.
Sistema de Protección en China (WAMAP: Monitoreo, Análisis y Protección de Área Extendida).
Las ventajas al implementar dicho proyecto fueron las siguientes:
• Solución de alta tecnología para la red de energía a gran escala.
• Plataforma de adquisición de datos 3-estados.
• Diseño de base de datos dinámico.
• Análisis del sistema y toma de decisión en línea.
• Avería y simulaciones en línea.
• Mayor nivel de seguridad.
Los requisitos de un sistema de WAMAP son: - Monitorear y adquirir datos de estado estacionario, dinámico y transitorio.
- Analizar el comportamiento dinámico de un sistema eléctrico de modo que
pueda ayudar en la toma de decisiones a la hora de solventar una falla
como también influir en el control del mismo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
133
- Generar un reporte donde se analice rápidamente la falla de forma online
para la asistencia en la toma de decisiones.
- Monitorear toda la cantidad y calidad del sistema eléctrico con las funciones
de monitoreo existentes.
-
Especificaciones técnicas del sistema WAMAP: - Capacidad de procesamiento del sistema: 5000 puntos de barras y 200
casos en 3 minutos por ciclo.
- Potencia del CPU: método de procesamiento paralelo con 32 CPUs.
- Rango de muestreo del SCADA/EMS: 12500 puntos, 2 minutos por ciclo.
- Formato de la comunicación del archivo del CIM entre el sistema de ABB-
EMS y de WAMAP.
- Velocidad de transmisión del PMU: 25-100 cuadros por segundo.
- Capacidad de almacenamiento de datos en la memoria: 14 días.
- PMU standards: IEEE 1344-1995 (R2001), IEEE Std C37.118-2006.
Fases para la puesta en marcha del sistema: En la fase I, el foco principal estuvo en la construcción de la plataforma del
sistema, de la distribución de los PMUs y de la adquisición de los datos dinámicos
en tiempo real del sistema eléctrico.
La fase II, se basó en los datos dinámicos en tiempo real adquiridos, un algoritmo
se diseña para analizar el ángulo del rotor, voltaje, y la estabilidad de la frecuencia
del sistema eléctrico.
La fase III, es una evaluación en línea de la seguridad y se ejecuta el control.
En la fase I, el foco principal estuvo en la supervisión del funcionamiento dinámico
de adquisición de datos, así como el análisis y simulación de la red off-line.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
134
• Análisis de fallas en tiempo real.
• Rápido sistema de alarma inteligente basado en el análisis de avería en
la información del PMU.
• Reporte basado en la información integrada de la red de energía.
• Funciones para la supervisión de la calidad de la energía.
• Supervisión en línea de la oscilación de baja frecuencia (LFO).
• Simulación de modelación y validación del parámetro.
En la fase II:
• Integración del método de la valoración de estado (SE) con el análisis
de la data del PMU.
• Análisis de LFO.
• Análisis y Proyecciones Online para el rotor-ángulo, el voltaje, la
frecuencia, la seguridad y la estabilidad.
• Monitoreo Online para la transmisión de energía.
• Modelado y comprobación del parámetro.
En la fase III El foco principal estuvo en la puesta en práctica de las funciones de control.
• Hacer un ajuste de envío en línea usando la prevención en tiempo real y
control de estrategias. La orden se envía a los generadores relacionados
vía el sistema del AGC (Control de Generación Automática) y al equipo de
control para la seguridad.
• Controlar el ángulo (rotor) del estabilizador local en el sistema eléctrico
(PSS) para eliminar LFO (Oscilaciones de Baja frecuencia).
• Proporcionar una protección de control de área extendida.
• Proporcionar ayuda para la toma de decisión de la post-contingencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
135
El sistema WAMAP proporciona:
• Una plataforma de la gestión de datos de los Multi-Estados que consiste en
datos dinámicos de PMUs, datos constantes del EMS (Energy Management
System) y datos del estado transitorio de la reacción de los dispositivos de
protección.
• Una estrategia en línea de la prevención y una estrategia del control de
emergencia.
• Un paquete adicional como herramienta de servicio para el sistema y
supervisión de la frecuencia, del voltaje y de la evaluación de la ejecución
de una central eléctrica.
• Un análisis rápido del margen de seguridad de un sistema eléctrico.
• Una utilización eficiente de la capacidad de la transmisión y de la capacidad
de generación de un sistema eléctrico para reducir las pérdidas de las
empresas eléctricas.
La mayoría de las dificultades en cinco años del desarrollo de WAMAP se
resumen en las siguientes:
• Grandes retos en la prueba de equipamiento. Se necesitó de mucho
esfuerzo para terminar las simulaciones dinámicas, pruebas funcionales,
así como la prueba a nivel del sistema. Las mismas pruebas fueron
repetidas muchas veces.
• La edición del interfaz (software) eran a menudo un problema durante la
integración. Las ediciones están en los dispositivos de adquisición de datos
y en el registro de la distribución de datos, en la comunicación dentro del
EMS, en el dispositivo de protección, etc.
• Desafíos en la gerencia para implementar protección del área extendida, ya
que se necesitó de mucho empuje, paciencia y las órdenes apropiadas para
determinar las recompensas del proyecto a largo plazo.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
136
Progresos en la red de china de WAMAP En azul se observa la red de china del este (ECG) ya operando y altamente
probada con WAMAP. En rojo 6 sistemas en progreso. En amarillo 8 sistemas en
su etapa inicial (ver figura 4.14).
Figura 4.14 Redes electricas operando y en progreso en China Fuente: ECG
En China se ha determinado que sin una plataforma a nivel sistema de los datos y
la capacidad para analizar los datos del triple-estado, el sistema eléctrico de
potencia no es un sistema robusto.
De acuerdo con su plataforma única de la gestión de datos del Triple-Estado, el
sistema WAMAP es capaz de una supervisión y control de la red de área
extendida. Utiliza las tecnologías más avanzadas para recopilar datos de estado
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
137
estacionario, estado dinámico y del estado transitorio para proporcionar una
protección completa del sistema eléctrico.
El sistema WAMAP está siendo desarrollado actualmente por los ingenieros
electricistas de la red de China oriental, se han terminado las primeras dos fases y
ahora están en la tercera fase. El sistema podía detectar LFO.
En muchos casos, sus simuladores en línea han prevenido disturbios eléctricos del
área extendida con resultados preliminares satisfactorios. 4.1.4 DESCRIPCIÓN DE IMPLEMENTACIÓN DE WAPS EN BRASIL
Brasil es considerado el tercer país a nivel mundial con la mayor capacidad de
generación hidroeléctrica en el mundo con aproximadamente 1488 TWh/año.
Cuenta con una población de 186,4 millones de habitantes y la extensión de su
territorio corresponde aproximadamente al 48% de Suramérica.
Se ha buscado fortalecer el sistema de potencia analizando la posibilidad de
incursionar equipos para la protección de área extendida, los cuales resultan
necesarios para el monitoreo de variaciones en su red de transmisión
interconectada.
El país se encuentra dividido en 4 subsistemas interconectados entre sí,
conformando de esta forma el Sistema Interconectado Nacional (NIS) (ver figura
4.15). En agosto de 1998 fue creado el ONS (Operador Nacional del Sistema
Eléctrico) y comenzó a manejar el NIS en enero de 1999.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
138
Existe una zona geográfica ubicada al Noroeste del país que no se encuentra
interconectada ya que representa la mayor parte de la población rural y forestal,
en donde se encuentran pequeños poblados.
Cada zona del Sistema Interconectado tiene su propia particularidad la cual se
debe destacar:
- Subsistema Norte: Una zona de gran participación en el mercado
exportaciones del país (9 meses/año).
- Subsistema Noreste: Esta zona es caracterizada por un alto crecimiento
de la demanda y la mayoría de los posibles recursos hidroeléctricos ya han
sido explotados.
- Subsistema Sureste-Medioeste: Posee el mayor mercado de demanda y
la más alta capacidad de recursos hidroeléctricos.
- Subsistema Sur: Posee ciertas variaciones en afluencias para recursos
hidroeléctricos.
Figura 4.15 Sistema Interconectado Nacional de Brasil Fuente: ONS
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
139
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA (AÑO 2006)
TIPO GW/hora Porcentaje
Hidroeléctrica 382.232,88 91,8%
Termoeléctrica 20.127,99 4.8%
Nuclear 13.753,25 3,3&
Eólica 228,42 0,1%
TOTAL 416.342,54 100%
Tabla 4.1 Producción de energía en Brasil año 2006
Fuente: ONS 2006
La red de potencia en Brasil cuenta con transmisión de energía eléctrica en
niveles de tensión de 138 kV, 230 kV, 345 kV, 440 kV, 500 kV y 750 kV. Además
cuenta con transmisión HVDC en 600 kV (ver figura 4.16).
Para el año 2006 existían 166 plantas de generación por encima de 30 MW, en las
cuales se encuentran 544 máquinas de generación. A lo largo de la red se
encuentran 353 subestaciones de transmisión.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
140
Figura 4.16 Red de Transmisión en Brasil Fuente: ONS
El país posee grandes represas y reservas de agua a partir de las cuales se
genera la energía que constituye por encima del 90% todos los años (ver figura
4.17) y es importante visualizar la diferenciación en los valores registrados de
capacidad de energía mensual distribuidos en energía hidráulica almacenada,
capacidad de energía térmica y carga.
Es importante resaltar que debido a la gran importancia de represas y ríos en la
nación, la cantidad de producción de energía eléctrica depende directamente de la
cantidad, localización y períodos de precipitaciones.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
141
Figura 4.17 Capacidad de almacenamiento de energía Hidráulica del NIS Fuente: ONS 2006
En la red interconectada existe un constante intercambio de energía el cual se
encuentra enmarcado en determinados límites para la transmisión entre las 4
zonas geográficas del país, de la cual la mayoría de la generación de dicha
energía se toma de las represas principales de Tucurui e Itaipu (ver figura 4.18).
Asimismo existe un intercambio de energía con Argentina y Paraguay, además de
una línea de transmisión en 230 kV hacia Venezuela.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
142
Figura 4.18 Intercambio de Energía en la Transmisión de Brasil Fuente: ONS
En Brasil, se evidencian ciertas debilidades correspondientes al sistema de
potencia que se buscan fortalecer como la de monitoreo de perturbaciones en
cuanto a inestabilidad angular, de voltaje y frecuencia. Dichas debilidades pueden
ocasionar situaciones de riesgo en el suministro eléctrico, por lo tanto, resulta
necesario un sistema de monitoreo preciso y lograr el control oportuno de la
estabilidad en la red.
El ONS determinó que resulta necesario contar con la aplicación de monitoreo de
ángulos de fase para voltaje (VPAM) y monitoreo de oscilaciones del sistema
(SOM), como lo principal para lograr el control y protección de su sistema de
transmisión.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
143
Dentro del monitoreo de ángulos de fase del voltaje se tienen varias opciones que
buscan sugerir acciones en momentos necesarios para evitar colapso del sistema.
Entre dichas aplicaciones se encuentran:
- StressMon: Monitoreo del stress del sistema en base a los flujos de
potencia activa (ver figura 4.19).
Figura 4.19 VPAM StressMon Fuente: ONS
- SynchAssist: Aplicación para el cierre de una conexión entre dos redes
eléctricas aisladas (ver figura 4.20).
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
144
Figura 4.20 VPAM SyncAssist Fuente: ONS
- LoopAssist: Aplicación para el cierre de un interruptor en una red de
transmisión anillada (ver figura 4.21).
Figura 4.21 VPAM LoopAssist Fuente: ONS
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
145
Por otra parte, dentro del monitoreo de oscilaciones del sistema se encuentra:
- DampAlarm: Alarma de amortiguación en el sistema que indica
oscilaciones muy bruscas en la red troncal monitoreada (ver figura 4.22).
Figura 4.22 SOM DampAlarm Fuente: ONS
4.2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (SEN)
El sistema de transmisión venezolano abarca casi la totalidad del territorio
nacional. Por medio de este sistema se transmiten grandes bloques de energía
desde las plantas de generación hacia los principales centros de carga del país.
Cabe destacar que la fuente de generación más representativa se encuentra
ubicada al sureste del territorio venezolano, produciendo el 71,5% del total
generado eléctricamente en la nación. Para transportar toda esta energía al resto
de las regiones del país, se utiliza la Red Troncal de Transmisión (R.T.T.),
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
146
conformada por equipos cuyos niveles de tensión se encuentran principalmente en
el rango comprendido entre 765kV y 115kV.
Entonces básicamente se encuentra integrado por líneas de transmisión con
niveles de tensión a 765, 400, 230, 138 y 115 kV, cuyas longitudes alcanzan los
2.083 km, 3.268 km, 5.743,6 km, 4 km y 323 km respectivamente; totalizando para
el año 2008 11.421,6 km (ver figura 4.23).
Figura 4.23 Sistema de Transmisión Nacional
Fuente: CNG
En el sistema interconectado existen redes a 400 kV y 230 kV propiedad de
Cadafe, Electricidad de Caracas, Enelbar, Enelven y Enelco, cuya finalidad es
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
147
enlazar las diferentes áreas de consumo entre sí y con los centros de generación
termoeléctrica e hidroeléctrica del país.
Existen líneas de 400 kV que dan suministro al sistema oriental parte desde el
Sistema Regional de Edelca a 400 kV y llega hasta la subestación El Furrial
400/115 kV pasando por la subestación Palital 400/115 kV.
El sistema de La Electricidad de Caracas se conecta al sistema interconectado
mediante dos nexos de interconexión. Uno de estos nexos lo conforman dos
circuitos a 230 kV que parten desde la subestación Santa Teresa 400/230 kV y el
otro nexo lo representa la conexión de los transformadores 765/230 kV de la
subestación SUR.
En el sistema central se encuentran dos redes a 400 kV que no tienen
interconexión entre sí. La primera red está representada por la interconexión a 400
kV entre las subestaciones San Gerónimo - Santa Teresa - Ciudad Lozada. La
segunda red a 400 kV en el sistema central, está conformada por las
subestaciones La Horqueta, La Arenosa, Planta Centro y Yaracuy. Las dos
primeras se encuentran interconectadas mediante dos líneas de transmisión,
mientras que la subestación Planta Centro se interconecta con la subestación La
Arenosa a través de dos líneas de 400 kV y una de 230 kV. Desde la subestación
Planta Centro se extiende otra línea hasta la subestación Yaracuy 400 kV, esta
última subestación presenta un nexo adicional a 400 kV con la subestación La
Arenosa.
La exportación de energía hacia la zona occidental se realiza desde la subestación
Yaracuy 765/400/230 kV, por medio de tres líneas a 400 kV hasta la subestación
El Tablazo; una línea doble terna a 230 kV hasta la subestación el Tablazo (es de
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
148
Yaracuy a Morochas y de esta a Tablazo) y dos líneas a 230 kV desde la
subestación Yaracuy hasta las subestaciones Barquisimeto (Enelbar) y Cabudare
(CADAFE).
Para el suministro de Enelven, la red troncal atraviesa el Lago de Maracaibo
mediante tres cables a 230 kV desde la subestación El Tablazo hasta la zona
occidental del Lago, así como la existencia de dos líneas aéreas a 400 kV que
cruzan el Lago y permiten un nexo fuerte de interconexión entre la costa Oriental y
la Occidental del lago de Maracaibo.
Adicionalmente en la red occidental se encuentra otro sistema a 230 kV que tiene
como objetivo alimentar la región andina, esta acción se lleva a cabo mediante la
línea Morochas II – Buena Vista, desde Buena Vista sale una línea aislada a 400
kV operando a 230 kV hacia la subestación Uribante pasando por la subestación
El Vigia II, en Uribante se presentan adicionalmente dos líneas a 230 kV hacia la
subestación El Corozo. Además hay dos líneas de 230 kV de Yaracuy a Acarigua
II.
Existen cuatro puntos de suministro de energía eléctrica a Colombia desde el
Sistema Eléctrico Nacional, dos de ellos en los estados Apure y Táchira en 13,8 y
115 kV respectivamente, y una a 230 kV por el estado Táchira, a través de una
línea doble circuito entre las subestaciones El Corozo (Venezuela) y San Mateo
(Colombia). Al norte, por el estado Zulia, a través de una línea a 230 kV entre las
subestaciones Cuestecitas (Colombia) y Cuatricentenario (Venezuela).
Durante el año 2008 se incorporan al sistema de transmisión del SEN 472
kilómetros de línea que corresponden a la puesta en servicio de las líneas 1 y 2
del sistema a 230 kV Barbacoa II – Guanta II – Casanay incrementando la red en
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
149
322 Km, la energización de la línea N° 2 a 230 kV Calabozo- San Fernando II de
150 Km y la puesta en operación del desvío de la línea San Gerónimo- Sombrero
II a 115 kV hacia la subestación Bamarí. En cuanto al sistema de transformación
en el 2008 se incorporaron 100 MVA correspondientes al autotransformador N° 2
de 230/115 kV de la subestación San Fernando II y 72 MVA de los
transformadores N° 1 y 2 de 115/138 kV de la subestación Bamarí. Capacidad de Generación Instalada en SEN
El SEN incrementa su capacidad instalada en 2,72% con respecto al año 2007,
para alcanzar un total de 23.154 MW, que representa una variación de 614 MW
adicionales con respecto al año anterior.
La nueva generación incorporada al SEN la integran las unidades de generación
distribuida de las plantas Luisa Cáceres II y IV, Rincón, Cantarrana, La Fría I y II,
Boca de Río, Punto Fijo I y II, Puerto Ayacucho, Los Millanes, Coro III, Achaguas y
Camaguán de 15 MW cada una y las plantas Aragua de Barcelona, Temblador y
Cruz Peraza de 8 MW respectivamente.
Por otro lado entran en operación continua dos unidades de la planta TURBOVEN
y la 3ra unidad de la planta Argimiro Gabaldón, adicionando 80 MW al sistema de
generación del SEN. Por último se registra el ingreso de la 1era unidad de 150
MW en la planta Josefa Camejo en el estado Falcón y se da inicio a la instalación
del segundo ciclo combinado de Venezuela con la puesta en marcha de la primera
unidad de 150 MW de la planta Termozulia II.
En la figura 4.24 se muestra la distribución porcentual de la capacidad instalada
para el 2008, donde la participación mayoritaria en el total nacional la tiene la
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
150
empresa EDELCA con un 60,4% seguida de CADAFE, LA EDC y ENELVEN con
un 19,0%, 9,3% y 7,2% respectivamente.
Figura 4.24 Distribución porcentual de capacidad instalada de las empresas Fuente: CNG
Del total instalado en el SEN 23.154 MW, el 63% son de origen hidráulico (14.597
MW) y el restante 37% de origen térmico (8.557 MW), este último se descompone
en 13,7% de turbinas a gas (3.165 MW), 18,9% de turbinas a vapor (4.366 MW),
2,7% de ciclo combinado (620 MW) y 1,8% de motores de generación distribuida
(406 MW); En la figura 4.25 se muestra el desglose por fuente primaria de la
capacidad instalada.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
151
Figura 4.25 Capacidad instalada por fuente primaria Fuente: CNG
La participación del componente térmico en el SEN pasa de 35% en el 2007 a
37% en el 2008.
Esta variación obedece a la inclusión en el sistema de 614 MW de los cuales 234
MW corresponden a plantas termoeléctricas de tipo distribuida y los 380 MW
restantes a la instalación de la 1ra unidad del ciclo combinado Termozulia II, 1ra
unidad de la planta Josefa Camejo, 2 unidades de la planta TURBOVEN y la 3ra
unidad de la planta Argimiro Gabaldón. La tabla inferior 4.2 se presenta el detalle
de la capacidad de generación instalada del SEN por fuente primaria de
generación para el año 2008.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
152
Capacidad Instalada por Fuente Primaria - Año 2008
Tipo (kW)
Empresa Térmico
a Vapor
Térmico
a Gas
Ciclo
Combinado
Motores
Generación
Distribuida
Hidráulica Total
CADAFE 2.000.000 1.377.650 0 394.000 620.000 4.391.650
EDELCA 0 0 0 0 13.977.000 13.977.000
LA EDC 1.706.000 450.000 0 0 0 2.156.000
ENELVEN 660.000 395.300 620.000 0 0 1.675.300
ELEVAL 0 201.979 0 0 0 201.979
ENELBAR 0 250.000 0 0 0 250.000
ENELCO 0 40.000 0 0 0 40.000
SENECA 0 220.410 0 11.800 0 232.210
Sector Petrolero Oriental
0 40.000 0 0 0 40.000
TERMOBARRANCAS 0 150.000 0 0 0 150.000
TURBOVEN 0 40.000 0 0 0 40.000
SISTEMA 4.366.000 3.165.339 620.000 405.800 14.597.000 23.154.139
Tabla 4.2 Capacidad instalada por fuente primaria de empresas en kW
Fuente: CNG 2008
El total de energía neta generada durante el año 2008 en el Sistema Eléctrico
Nacional fue de 118.131,9 GWh creciendo 4,25% respecto al valor obtenido el año
anterior. Del total neto generado el componente hidráulico alcanzó 86.704,6 GWh
(73,4%), mientras que el componente térmico totalizó 31.427,2 GWh (26,6%),
registrando un valor promedio mensual de 2.618,9 GWh.
En Venezuela la generación hidráulica se encuentra ubicada en las regiones de
Guayana y Los Andes, mientras que la térmica tiene instalados sus principales
núcleos de producción en las regiones Capital, Central y Zuliana.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
153
La distribución porcentual de la generación neta del SEN según la gráfica 4.26,
visualiza la participación mayoritaria por parte de EDELCA con un 71,6%
totalizando 84.635,4 GWh, seguida por las empresas LA EDC, CADAFE y
ENELVEN con 9,2%, 7,7% y 6,1% respectivamente, mientras que las empresas
SENECA, ELEVAL, ENELBAR, ENELCO, Genevapca, Turboven, Termobarrancas
y el Sector Petrolero Oriental contribuyen con el 5,4% restante al total nacional
durante el 2008.
Figura 4.26 Distribución porcentual de la generación neta de las empresas Fuente: CNG
Intercambios de Energía en el SEN Los intercambios de energía que ocurrieron durante el año 2008 muestran los
efectos de un esquema de generación con un alto componente de energía
hidroeléctrica, favorecido por los aportes y el nivel de la cota del embalse de Guri
de la empresa EDELCA, representando para esta un incremento en su
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
154
intercambio con el resto del sistema de 7,0% con respecto al año anterior,
totalizando en el año un intercambio de 58.888,8 GWh.
Destacan los incrementos de las empresas LA EDC de 29,1% y SENECA de
23,9%, seguidas por ELEVAL, CADAFE, el Sector Petrolero Oriental y ENELCO
con 15,5%, 13,3%, 7,1% y 5,3% respectivamente.
Por su parte las empresas ENELVEN y ENELBAR registran en el año un
decrecimiento de 19,5% y 1,2% respectivamente, en comparación con el año
2007. En cuanto a los intercambios internacionales de energía en el sistema
nacional, se tiene que en el 2008 se importaron 98,0 GWh desde Colombia que
representa un incremento de 1790,8% respecto al año anterior, mientras que a
Brasil se exportaron 565,0 GWh creciendo 5,2% versus el valor del año 2007.
La figura 4.27 muestra por empresas el intercambio neto acumulado durante el
año 2008, apreciándose como la energía suministrada por EDELCA, Genevapca,
Termobarrancas, Turboven y lo importado desde Colombia suple las demandas
del resto de las empresas y exporta a la nación de Brasil.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
155
Figura 4.27 Intercambio neto en el SEN Fuente: CNG
Consumo de Energía El Sistema Eléctrico Nacional consumió durante el año 2008 un total de 117.664,9
GWh, lo que representa un incremento de 4,3% respecto al total consumido
durante el año anterior, versus el valor creciente alcanzado en el período anterior
2007/2006 de 2,1%. Adicional a ello se mantuvo un intercambio neto con las
naciones de Colombia y Brasil equivalente al 0,4% del total consumido nacional.
En el año 2008 las empresas que registran el mayor crecimiento porcentual en la
tasa de consumo de energía respecto al año anterior fueron CADAFE con 7,7% y
SENECA con 7,1%, seguidas por ENELBAR, ENELVEN, el Sector Petrolero
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
156
Oriental, ELEVAL y ENELCO con 6,0%, 5,7%, 5,6%, 5,2% y 5,0%
respectivamente. Mientras que el crecimiento más bajo del año de 3,2% se
observa en LA EDC, siendo EDELCA la única filial en mostrar un descenso en su
tasa de consumo respecto al 2007 de 1,0%.
En términos absolutos de los 4.889 GWh de energía consumidos adicionalmente
en el sistema nacional en el año, el 66% de dicho incremento se atribuye al área
servida por CADAFE.
En la figura 4.28 se muestran las magnitudes de generación propia e intercambios
de energía utilizados para satisfacer la energía consumida en cada empresa. En
ella se observa que LA EDC, SENECA, ENELVEN y ELEVAL cubrieron su
demanda de energía durante el 2008 en más de un 50% con generación propia,
mientras que las empresas ENELBAR, CADAFE, ENELCO y el Sector Petrolero
Oriental solucionaron su demanda de energía haciendo uso mayoritariamente de
la energía intercambiada a través del SEN; por su lado EDELCA generó suficiente
energía no sólo para cubrir su demanda sino también para cubrir los
requerimientos del resto de las empresas, representado con signo negativo en la
gráfica.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
157
Figura 4.28 Generación vs. Intercambio en las empresas Fuente: CNG
En cuanto a la distribución del consumo de energía del SEN (Ver figura 4.29), se
observa como las empresas CADAFE y EDELCA comparten el 60,5% del total
nacional (38,6% y 21,9% respectivamente), seguidas en orden de participación por
las empresas LA EDC y ENELVEN con 11,6% y 9,9% respectivamente, mientras
el restante 17,9% lo comparten en orden de participación, las empresas Sector
Petrolero oriental, ENELCO, Mineras e Hidrológicas, ENELBAR, ELEVAL y
SENECA.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
158
Figura 4.29 Distribución porcentual del consumo de energía de las empresas Fuente: CNG
4.3 AVANCES RELACIONADOS A PROTECCIÓN DE ÁREA EXTENDIDA EN VENEZUELA
En el año 1996 la empresa ENELVEN contrató los servicios de una empresa
alemana llamada FICHTNER, la cual realizó un estudio evaluativo al sistema de
potencia concluyéndolo en el año 1998.
En este estudio se realizaron diferentes pruebas en los principales equipos que lo
componen (generadores, protecciones, entre otros), de manera de diagnosticar las
condiciones de funcionamiento de dicha red. Al finalizar se hicieron las respectivas
conclusiones y recomendaciones entre las cuales se destacan:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
159
• Aumentar la instalación de centros de generación o en su defecto un
sistema automático de condensadores para hacer frente a los déficit de
potencia reactiva; todo esto producto de la gran dependencia que presenta
la red de potencia en relación a la interconexión con el SEN, lo cual origina
dificultades para mantener la estabilidad de las tensiones en caso de una
falla en el sistema de transmisión.
• Mejorar la confiabilidad y funcionamiento de los equipos de protección del
sistema de transmisión.
• La creación de esquemas para contrarrestar el déficit de potencia reactiva.
Por otra parte, se expuso que el sistema eléctrico de ENELVEN-ENELCO
presenta una demanda inusual de potencia reactiva, esto lleva que la caída del
voltaje ocurra en un tiempo de 2 a 3 segundos, caso contrario a los casos clásicos
de caída de las tensiones donde este fenómeno tarda unos minutos. Por esta
razón no pueden realizarse a tiempo las medidas para contrarrestar esta situación,
como lo son el bloqueo del cambiador de tomas del transformador o el incremento
de generación de MVAR entre otras.
En este sentido, dicho estudio concluyó que el sistema ENELVEN-ENELCO no
tiene suficiente reservas de potencia reactiva para contrarrestar la caída
relativamente rápida de los perfiles de tensión, llevando en algunos casos a la
pérdida total del sistema.
Entre las simulaciones realizadas por FITCHNER, se pretendía influir en el
estudio de medidas para lograr almacenar suficiente potencia reactiva durante los
primeros segundos de una caída de voltaje, en base a esto se descubrió que:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
160
• La importación de sistemas vecinos prácticamente no es posible debido a
las largas distancias de separación (CADAFE) o a conexiones débiles
(Colombia). Además de esto se agrega el hecho que los sistemas
vecinos han llevado en algunos casos a originar las caídas de tensiones
en el sistema de ENELVEN tal como se observó en el incidente de julio
de 1998.
• Métodos clásicos para mejorar los perfiles de voltaje post-falla tal como la
desconexión de reactores shunt, SVS o la activación de condensadores,
no han sido efectivos al aplicarlos en el sistema de ENELVEN, debido a
que el sistema requiere mayores niveles disponibles de potencia reactiva
para la reaceleración de los motores que componen la carga local.
Por otra parte, se determinó que el actual esquema bote de carga activa,
implementado como línea de defensa del sistema en caso de pérdidas de
potencia activa importada del SEN no es adecuado para la recuperación del
sistema en caso de caída del voltaje debido a:
• Caso contrario al déficit de MW, un déficit de MVAR en el sistema no
puede ser detectado por un simple criterio de baja frecuencia o tasa de
cambio de la frecuencia, monitoreado prácticamente en todo el sistema
de transmisión y distribución.
• El criterio de baja tensión es, en la práctica, difícil de aplicar
selectivamente. La combinación del criterio de bajo voltaje con el de la
tasa de variación de las tensiones, puede ser valiosa para iniciar
acciones locales; sin embargo, el monitoreo en cualquier combinación
de estos criterios puede predecir de manera confiable o no, un déficit de
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
161
potencia reactiva en el caso específico del sistema de ENELVEN-
ENELCO.
Debido a que el colapso del sistema se debe a un déficit de potencia reactiva, se
propuso suplementar y coordinar los ya existentes esquemas de botes de carga
activa con un esquema de bote de carga reactiva, dedicado a la restauración de
los niveles de MVAR en el sistema de ENELVEN-ENELCO. Este esquema
requerirá algoritmos que detecten la inestabilidad de las tensiones y también
algoritmos para la ejecución de acciones de bote de carga, mediante el monitoreo
en el despacho de carga de las siguientes variables:
• Magnitud y ángulo de las tensiones en las barras preseleccionadas en
el sistema de transmisión de ENELVEN, incluyendo las plantas de
generación, la comunicación con sistemas externos (CADAFE) y el
sector petrolero.
• Producción de potencia reactiva en las plantas generadoras de
ENELVEN.
• Magnitud y ángulo de voltaje en el extremo de las líneas Yaracuy.
El diseño básico presentado por FITCHNER expone que el sistema a implementar
debe cumplir las siguientes necesidades:
• Identificar a través de simulaciones de falla en todas las líneas del sistema
de transmisión bajo condiciones reales del sistema, el mínimo de barras
que van a ser monitoreadas en términos de inestabilidad de magnitudes de
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
162
voltaje e índice de caída del voltaje, con el objeto de lograr predecir casos
de inestabilidad de las tensiones.
• Definir un algoritmo que permita procesar la información recibida de campo
y definir criterios para casos de inestabilidad de voltaje; la salida del
algoritmo puede incluir dos o tres clases para definir la severidad del
disturbio. La primera se refiere a dar una alarma para indicar la presencia
de la inestabilidad del voltaje, el segundo se refiere a un nivel bajo de
severidad donde las acciones se pueden tomar directamente del SCADA y
la tercera se refiere a acciones de botes de carga necesarios a realizar en
tiempo real.
• Definir mediante simulaciones cuáles son las acciones de botes de carga
requeridas, en términos de magnitud y retardo en el tiempo, para recuperar
el sistema de una situación de inestabilidad de las tensiones sin llevarlo a
una condición de sobrevoltaje o sobrefrecuencia.
Dicho estudio corroboró que el sistema de ENELVEN presentaba ciertas
debilidades las cuales debían ser atacadas rápidamente, de esta manera era
posible evitar colapsos en el suministro de energía y lograr minimizar la cantidad
de interrupciones importantes donde se perdieran grandes bloques de carga.
En el año 1999, la cantidad de interrupciones en el SEN fue de 78 (con pérdidas
mayores a 100 MW) contabilizando 17,609 GWh de energía no servida.
Específicamente en el área occidental se registraron 6,792 GWh de la cual el
64,36% correspondía al Sistema ENELVEN y ENELCO.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
163
En base a estos indicadores de desempeño en el SEN, se determina que
ENELVEN presentó una influencia considerable, ya que se registraron valores
muy altos que arrojaban cierta debilidad en el Sistema de Potencia.
En el año 2008, se presentaron tres eventos ocurridos durante los días 29 de Abril,
01 de Septiembre y 19 de Octubre, se interrumpió gran parte del suministro de
energía eléctrica a nivel nacional. Particularmente la falla del 29 de abril, según el
Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico (CNG), ocasionó una
interrupción de carga a nivel nacional de 10.800 MW (73% de la demanda
nacional en ese momento), siendo afectados en su totalidad los estados: Distrito
Capital, Miranda, Vargas, Zulia, Carabobo, Aragua, Lara, Barinas, Táchira,
Portuguesa, Trujillo, Yaracuy, Guárico, Mérida, Cojedes, Apure y Amazonas; y
parcialmente los estados: Bolívar, Nueva Esparta, Anzoátegui y Falcón.
Por lo tanto surgió la necesidad de la empresa ENELVEN, de investigar diferentes
equipos y soluciones técnicas a nivel mundial implementadas para la supervisión
y protección del sistema eléctrico de potencia como lo resaltaba FICHTNER,
logrando de esta manera incursionar en nuevas tecnologías que aumenten la
confiabilidad del mismo.
En el año 2004, se determinó que era necesario realizar una investigación en
dicha área, con lo cual surgió un trabajo especial de investigación (tesis de grado),
el cual tenía como objetivo general “Proponer un Sistema de Protección para la
Evaluación en tiempo real de las condiciones de Estabilidad en la Red de Potencia
de la Corporación ENELVEN”. Dicho trabajo fue culminado en el 2005 donde se
determinaron una serie de aspectos a tomar en cuenta para la protección en
tiempo real del sistema de potencia en la empresa ENELVEN.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
164
Con esta investigación se logra proponer una opción para instalar una plataforma
de protección diseñada por el fabricante ABB, bajo el nombre de PSG (Power
System Guard), la cual fue resaltada como la más apropiada para la supervisión
en tiempo real de las condiciones de estabilidad en el sistema. Además se
determinó la instalación de dicha herramienta en el sistema de ENELVEN, ya que
se cuenta con las diferentes vías de comunicación necesarias para el intercambio
de información entre los equipos, desde las Subestaciones hacia los centros de
control general.
En este sentido, es necesario resaltar que la empresa ENELVEN ha sido la
pionera en Venezuela en investigar este tipo de soluciones tecnológicas para
lograr proteger el sistema de potencia completo y así tomar acciones que
mantengan la estabilidad ante cualquier perturbación local o que provenga del
SEN.
A raíz de lo anteriormente expuesto, ENELVEN ha considerado necesario
profundizar la investigación para determinar nuevas alternativas que
complementen los niveles de supervisión y control del Sistema de Potencia y así
evitar que dichos disturbios sigan afectando la continuidad del suministro eléctrico
en el país.
Por otro lado, la Empresa EDELCA, que cuenta con un Centro de Investigaciones
Aplicadas (CIAP), se encuentra actualmente trabajando con el propósito de formar
un grupo de trabajo para investigar nuevas tendencias en el área de protección.
Se pretende analizar técnica y económicamente la posible implementación de
tecnología para medición sincronizada de fasores en el sistema de potencia
nacional y así mejorar los sistemas de protecciones asociados a ciertos esquemas
para la separación de áreas.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
165
EDELCA planteó tres fases para lograr cumplir el objetivo de justificar dicho tipo
de tecnología. Dichas fases se presentan a continuación:
• Primera Fase: planificación y definición del proyecto, que incluye las
actividades de identificación de necesidades y beneficios de la tecnología,
identificación de necesidades para el intercambio tecnológico con otras
empresas y centros de investigación, planificar e iniciar el desarrollo de
capacidades y la definición de las mejoras operativas producto de la
implementación del proyecto.
• Segunda Fase: investigación y evaluación de aplicaciones para la
operación y control de Sistemas de Potencia y el desarrollo de prototipos
de aplicaciones en Tiempo Real, Estimadores de Estado y Métodos de
Continuidad, desarrollo de prototipos de Unidades de Medición
Sincronizada de Fasores.
• Tercera Fase: implementación de la Infraestructura de un Sistema de
Medición Sincronizada de Fasores, con el objetivo de iniciar las mediciones
y evaluación del comportamiento del Sistema de Potencia de EDELCA y la
evaluación de prototipos.
Durante la presente investigación se han logrado identificar ciertos avances en
dicho proyecto de la empresa EDELCA, ya que se conoce que el CIAP dispone
actualmente de dos (2) Unidades de Medición Sincrofasorial, localizadas en las
Subestaciones Guri y Yaracuy, respectivamente, ya que estas dos ubicaciones
corresponden a puntos importantes en la interconexión con el SEN.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
166
Las unidades que han adquirido (ver figura 4.30) son del fabricante Arbiter, y
corresponden al modelo 1133A Power Sentinel, las cuales poseen ciertas
características y aplicaciones que se muestran a continuación:
‐ Sincronización vía GPS.
‐ Precisión de 0,025%
‐ Monitoreo para calidad de energía: Armónicos, Flicker e interrupciones.
‐ Medición fasorial para estabilidad y análisis de flujos.
‐ Tiempo del sistema y detección para desviaciones de frecuencia.
‐ Acceso para búsqueda de registro interno de data/eventos.
‐ Análisis de señales digitales
‐ Corresponde bajo la norma IEEE C37.118 del estándar para sistemas de
medición sincrofasorial, que garantiza su compatibilidad de funcionamiento
con unidades de otros fabricantes.
Figura 4.30 Unidad de Medición Sincrofasorial. ARBITER Modelo 1133 Power Sentinel Fuente: ARBITER SYSTEMS 2009
EDELCA ha tomado registros de data en el Sistema de Potencia, pero se tiene la
dificultad de lograr configurar la puerta de enlace (Gateway) a nivel de la
transmisión de datos vía red (protocolo UDP), por lo tanto se pretende solucionar
todos los problemas de comunicación para poder recibir los datos en el Centro de
Investigaciones y lograr un intercambio de información exitoso. Además, se ha
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
167
buscado la manera de crear una interfaz para la supervisión y descarga de
información.
Los acontecimientos del año 2008 afectaron los indicadores relacionados con la
continuidad del suministro en el SEN (ver figuras 4.31, 4.32 y 4.33), por lo tanto se
debe resaltar que la situación resulta preocupante, ya que entre todas las
empresas de servicio eléctrico del país, solamente se han logrado identificar
ciertos avances para implementar una estructura de sistemas para supervisión y
protección de área extendida en ENELVEN y EDELCA.
Por todo esto, se debe concretar la participación de todas las empresas de
servicio eléctrico del país, de manera de buscar una unificación en cuanto a
criterios para la instalación de estos equipos tecnológicos a sus redes de
transmisión.
Desempeño del SEN (Año 2008) El desempeño anual de la interconexión en el SEN se determina mediante varios
indicadores los cuales se encargan de representar las interrupciones en el servicio
eléctrico, así como su grado de severidad para poder analizar dichos valores y
tomar decisiones en cuanto a dicho comportamiento durante el año.
Los indicadores principales para el análisis de desempeño en el SEN son los
siguientes:
PPI Este indicador refleja la carga promedio anual que sería interrumpida ante una
perturbación mayor en el SEN. Se obtiene de la suma de la carga asociada a
todas las interrupciones entre el número total de eventos con valores mayores a
100 MW. En la figura 4.31 se observa que durante el 2008 la carga promedio
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
168
anual interrumpida (PPI), mantiene la tendencia creciente registrada en el período
2006-2007, aumentando en el año 128% respecto al valor obtenido en el 2007,
siendo este el valor más alto registrado por el indicador en los últimos 5 años.
Figura 4.31 Carga Promedio Anual Interrumpida (PPI). Período (2004-2008) Fuente: CNG 2008
TPR Este indicador mide la duración promedio anual, debido a una interrupción del
suministro en el sistema. Se obtiene de la sumatoria del tiempo de todas las
interrupciones entre el número total de eventos con valores mayores a 100 MW.
En cuanto al indicador TPR, se observa en la figura 4.32 como para el año 2008
el indicador cambia la tendencia decreciente registrada en el período 2005-2007,
para crecer 119% respecto al valor del año anterior.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
169
Figura 4.32 Duración Promedio Anual de Interrupción (TPR). Período 2004-2008 Fuente: CNG 2008
IS (Índice de Severidad) Este indicador representa la proporción anual de carga no servida en el sistema
interconectado nacional con respecto al consumo total de energía. Se obtiene del
cálculo de la energía no servida ante perturbaciones mayores a 100 MW, entre el
consumo de energía anual del sistema. Dicho indicador podría considerarse el
más importante para determinar el desempeño del SEN durante un año.
En la figura 4.33 se aprecia la comparación desde 2004 a 2008 en cuanto al Índice
de Severidad (IS), el cual mide el porcentaje interrumpido de la energía
consumida, visualizándose como durante el año 2008 se incrementa en 289%
respecto al año anterior, siendo este valor mucho más alto que el registrado en los
últimos 5 años.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
170
Figura 4.33 Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida (IS). Período 2004-2008 Fuente: CNG 2008
Al visualizar estos indicadores resulta de gran preocupación la magnitud del
incremento en el índice de severidad, acompañado con el incremento en los
demás indicadores, lo cual sugiere urgentemente de manera implícita la necesidad
de buscar soluciones innovadoras en cuanto a la supervisión del Sistema Eléctrico
Nacional.
De esta manera se podrán tomar acciones oportunas y acertadas que reduzcan
las situaciones de riesgos en cuanto a la inestabilidad del sistema, logrando de
esta manera mejorar el desempeño de la transmisión y consumo de energía en el
país.
Problemática actual en el SEN El SEN posee una Red de Transmisión Troncal altamente cargada y la demanda
va aumentando a medida que transcurren los años. A su vez, aproximadamente
el 60% de la generación proviene del Gurí. Estas dos condiciones indican que una
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
171
perturbación que se origine a lo largo de la ruta hasta los centros de carga desde
el Gurí podría afectar a las demás empresas del país, ya que todas importan
energía desde este punto para lograr satisfacer sus respectivas demandas.
Esto representa un gran problema para ENELVEN ya que se encuentra a la cola
del SEN y por lo tanto cualquier perturbación en la interconexión podría perjudicar
la estabilidad, dependiendo del porcentaje de importación de energía en ese
instante.
En adición a esto, la empresa FITCHNER concluyó que de producirse un colapso
del suministro eléctrico debido a inestabilidad, se debe tomar en cuenta el déficit
de potencia reactiva en la generación que presenta la empresa.
Si se depende tanto de la Interconexión, es necesario implementar sistemas de
protección que engloben completamente el área extendida del SEN. No se puede
proteger solamente el sistema de ENELVEN con protecciones locales ya que no
se logra detectar oportunamente cualquier variación en la punta del sistema
(EDELCA) que perjudique la transmisión de energía, viéndose indirectamente
afectada la estabilidad del voltaje y frecuencia. Se necesita un monitoreo preciso
del sistema completo.
Así mismo, las soluciones que poseen las empresas para implementar acciones
de control están basadas en estudios de fallas (simulaciones), las cuales no son
100% sensibles, no son 100% precisas. Es decir, se proponen acciones en base a
simulaciones donde se arrojaron valores determinados, las cuales podrían resultar
imprecisas y no toman en cuenta que la red también posee un comportamiento
dinámico, en el cual los valores de todos los parámetros van cambiando
constantemente incidiendo en las condiciones de funcionamiento del sistema.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
172
Por lo tanto, resulta completamente necesario complementar estas técnicas de
simulaciones para establecer soluciones altamente precisas. Se deben
implementar herramientas que logren registrar en tiempo real aquellas variaciones
del sistema para enviar señalizaciones en situaciones de riesgo y posibles
colapsos, debido a inestabilidad por pérdida de líneas y depresión de las
tensiones.
Figura 4.34 Límites de Transmisión en el SEN Fuente: ENELVEN
Se conoce que las empresas del país operan bajo determinados límites para la
transmisión de energía, que representan los máximos valores permitidos por
zonas para el intercambio de energía en el SEN (ver figura 4.34), de tal forma que
no se perjudique la estabilidad del sistema. En base a dichos límites se generan
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
173
los permisivos botes de carga dependiendo del valor registrado de intercambio en
ese determinado momento.
Los límites de transmisión son estudiados y definidos por el CNG mediante
simulaciones de fallas, a cada empresa que pertenece al SEN se le asignan las
cuotas de cargas a desconectar en función de los límites resultantes del análisis.
Estos valores pueden variar de acuerdo a los cambios en la topología de las redes
(ingreso de generación, aumento de capacidad de transmisión, entre otras) que
conforman el SEN, por lo tanto se necesitan de actualizaciones cada cierto
período para tomar en cuenta los cambios más significativos en el sistema y
proponer nuevos valores que hagan más precisos y acertados dichos límites. Se
deben cumplir ya que para importaciones que excedan dichos valores pueden
ocasionar problemas importantes a nivel de perfiles en las tensiones del sistema y
la inestabilidad del mismo por consiguiente.
Por lo anteriormente expuesto, el límite de importación de ENELVEN viene
determinado por aquel valor de importación en el cual, no existan sobrecargas de
sus equipos, mantenga un perfil de tensiones de operación adecuado y no
presente ningún problema durante un comportamiento transitorio de la red.
Sin embargo, dichos límites son impuestos mediante simulaciones. Por lo tanto, no
es completamente seguro que si dichos valores se exceden, podría estar en riesgo
la estabilidad del sistema, por el contrario se necesitan herramientas en tiempo
real que logren monitorear el estado dinámico que la red y poder ir cambiando
constantemente los bloques de carga seleccionados de acuerdo a las condiciones
de operación presentes en dicho instante.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
174
Por todo esto, se debe resaltar que existen ciertas debilidades en Venezuela, las
cuales resultan similares en aquellas zonas geográficas a nivel mundial descritas
anteriormente. La totalidad de dichas empresas a nivel mundial concretaron que
era necesaria la instalación de un sistema de protección de área extendida
(WAPS) ya que presentaban ciertas debilidades que los hacían vulnerables al
momento de supervisar y tomar acción oportuna para proteger sus sistemas.
El WAPS sería un complemento de su sistema SCADA pero con la cual se
obtendría una visión dinámica del sistema de potencia en tiempo real y de forma
precisa.
Entonces, al analizar las causas que llevaron a muchos países a incursionar en
este tipo de tecnología, se logra visualizar determinados problemas que
igualmente existen en el SEN, haciéndolo un sistema débil también. Por lo tanto
se deben implementar soluciones similares a las que presentan dichos sistemas a
nivel mundial ya que se conoce que estas tendencias han minimizado la cantidad
de eventos que perjudican la operación continua y estabilidad del sistema.
Estas empresas a nivel mundial señalaron sus problemas en artículos técnicos
donde expresan que las principales causas de inestabilidad de la red son las de
frecuencia, magnitud y ángulo del voltaje, problemas asociados a limitada
capacidad de transmisión y principal punto de generación alejado de carga crítica
(ver tabla 4.3).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
175
Países Inestabilidad de frecuencia
Inestabilidad de voltaje
Inestabilidad angular
Lejanía entre generación y carga
Limitada capacidad de transmisión
Brasil X X X
China X X X X X
Suiza X X
Islandia X X X
Tabla 4.3 Debilidades en Sistemas de Potencia a nivel mundial
Fuente: Bracho-Valbuena 2009
Soluciones Tecnológicas a nivel mundial Después del análisis realizado a varios sistemas de transmisión a nivel mundial
donde se implantó un sistema de protección de área extendida, se destacan una
serie de soluciones las cuales involucran una arquitectura de protección y
operación del sistema en particular. Esto viene dado por equipos y/o dispositivos
de control que se encargan de tomar acciones en caso de una inestabilidad en el
sistema de potencia.
Entre ellos están el AVR (Automatic Voltage Regulator) y el PSS (Power System
Stabilizer), los cuales integrados forman un sistema de control moderno para
actuar frente a las oscilaciones de potencia y así lograr de forma rápida la
estabilización del voltaje y la frecuencia en la red de potencia. Estas son
producidas por perturbaciones en la red o por la operación cerca de los límites de
estabilidad de las redes.
Estas oscilaciones electromecánicas del rotor pueden ser amortiguadas por la in-
fluencia convenientemente modulada sobre la corriente de excitación.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
176
El objetivo del estabilizador de sistemas de potencia PSS es detectar estas osci-
laciones y generar una señal que influencie la consigna del regulador de tensión
(AVR).
En Islandia, el operador del sistema de transmisión LANDSNET, instaló AVR y
PSS en sus generadores. El sistema ha detectado de forma oportuna oscilaciones
de potencia gracias al PSS. Igualmente se conoce de la aplicación de PSS en
Hydro Quebec, Canadá y en China (ECG) la cual ha sido integrada de forma
exitosa conjuntamente con su WAPS.
Los sistemas de excitación modernos para generadores de mediana y alta
potencia son hoy en día siempre suministrados con estabilizadores del sistema de
potencia integrados. Estos equipos son parte del WAPS, que realizan labores de
protección fundamental, complementando las demás herramientas en el control
del sistema de potencia. Mediante estos dispositivos se toman acciones
rápidamente, cuando los PMUs hayan detectado de forma oportuna una falla en el
sistema de potencia.
Para Centrales de Generación existentes, donde no está planeada la sustitución
completa del sistema de excitación, hay muy buenas razones para incorporar al
regulador de tensión existente un sistema PSS.
Cada vez con mayor frecuencia los operadores de las redes eléctricas a nivel
mundial exigen de las empresas generadoras una contribución activa para mejorar
la estabilidad de la red. Además, en muchos casos puede ampliarse el rango de
operación de los generadores, especialmente en lo que se refiere a su capacidad
de consumo de potencia reactiva.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
177
Por otra parte, se ha logrado identificar que actualmente las empresas eléctricas a
nivel mundial manejan esquemas de protección basados en botes de carga y
separación de áreas en casos de una contingencia severa en sus respectivos
sistemas, los cuales son utilizados para casos extremos donde se previene un
colapso del mismo mediante estas acciones específicamente. Estos esquemas
son integrados con el WAPS, y son ejecutados manual o automáticamente con la
ayuda de aplicaciones de software específicas con las que cuenta el WAPS.
En China se implementó dentro de la red de potencia de Fujian un sistema de
protección de área extendida en línea, con la ayuda de la empresa Nanjing Nari-
Relays Electric Co. Ltd., estableciéndose acciones de protección determinadas
entre las cuales están el despeje de la falla mediante relés numéricos, botes de
carga, desconexión de generadores y separación de áreas. Todo esto para
resolver los problemas de inestabilidad en el sistema cuando se presenten.
En Brasil, el ONS tiene esquemas de bote de carga, separación de áreas,
resincronización de áreas, cierre del interruptor de una línea en una red anillada,
etc. Estos esquemas son ejecutados mediante la ayuda de aplicaciones tales
como: VPAM, SOM. Ambas descritas anteriormente
Estas aplicaciones permiten al operador del sistema eléctrico realizar de forma
segura y precisa la acción de control necesaria cuando ocurra una contingencia en
el sistema de potencia.
En Suiza, también existen esquemas de protección tales como botes de carga,
separación de áreas, resincronización de áreas, entre otros. El WAPS monitorea
mediante sus aplicaciones respectivas la magnitud y ángulo del voltaje, así como
la frecuencia de la red, para de esta forma realizar acciones de control
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
178
automáticas o manuales (ejecutadas por el operador del sistema) cuando se
ponga en peligro la estabilidad del sistema de potencia.
En general, a nivel mundial se utilizan acciones de remedio para contingencias
severas implementadas en diversos sistemas a nivel mundial las cuales formarían
parte del WAPS para evitar el colapso de la red de potencia cuando se detecte
que la estabilidad va perdiéndose, lo cual pudiese generar la interrupción del
servicio eléctrico por un tiempo determinado (ver figura 4.35).
La gama de relés calificados que corresponden a las protecciones locales
instaladas en el sistema de proteccion básico de cada empresa, se encuentran
calibrados para que las fallas pueda ser despejada rápidamente garantizando que
el sistema mantenga su estabilidad. Estos formarían parte igual del WAPS, ya que
no se pretende reemplazar dichas protecciones, sino complementarlas con
medidas de supervisión mucho más precisas que logren optimizar la manera en la
que se ejecutan dichas protecciones del sistema.
Si el desbalance entre los generadores y la carga va incrementandose, el sistema
de protección va a tomar medidas, tales como desconexión de generadores, botes
de carga, para asegurar la estabilidad.
Mientras la estabilidad del sistema de potencia se pierda durante el tiempo en que
una severa falla es despejada, el Sistema de Protección de Area Extendida,
especificamente el Área de Control va a calcular el flujo de potencia y va a generar
las estrategias de control correspondientes. Luego el despacho de control general
donde se aprecia la data registrada por los PMUs, envía la ejecución a los
dispositivos para tomar medidas y así mantener la estabilidad del sistema.
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
179
Para mantener la estabilidad del sistema se implementa una separación de áreas
con botes de carga previamente asociados para equilibrar la importación durante
contingencias extremadamente severas.
Figura 4.35 Diagrama de operación de las líneas de defensa
Fuente: Nanjing-Nari Relays Co.
4.4 PROPUESTA DE SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y PROTECCION EN TIEMPO REAL APLICABLE A LA RED DE ENELVEN Para finalizar una evaluación de Sistemas de Protección de Área Extendida
aplicables en la red de ENELVEN, fue necesario englobar las tendencias
tecnológicas implementadas a nivel mundial que ya han sido identificadas
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
180
anteriormente. Luego del análisis de dichas soluciones, se pretende proponer un
Sistema para la supervisión, control y protección del área extendida, en búsqueda
de mejorar la confiabilidad de los Sistemas instalados actualmente.
Para implementar dicho Sistema, se deben considerar tres etapas las cuales serán
descritas a continuación:
Monitoreo Del Sistema
A lo largo de la investigación se determinó que resulta necesario disponer de
equipos precisos para la supervisión dinámica de las condiciones de operación en
la red de potencia. Por lo tanto se deben instalar Unidades de Medición
Sincrofasorial que detecten oportunamente aquellas variaciones en tiempo real e
implementarlas en el sistema tomando en cuenta las siguientes consideraciones:
• Se deben adquirir como mínimo 9 Unidades de Medición Sincrofasorial para
instalarlas en puntos importantes que conforman la red de transmisión de
ENELVEN. Estas unidades deben estar localizadas en las Subestaciones
tales como el Rincón (1), Cuatricentenario (2), Tablazo (2), Punta de
Piedra (1), Arreaga (1), Urdaneta (1) y Termozulia (1). Se escogen dichas
ubicaciones ya que constituyen barras de generación e interconexión las
cuales deben ser supervisadas, además de diferentes puntos donde se
establecen los límites de importación ENELVEN, por lo tanto se necesita del
monitoreo constante para proveer información (tiempo real) de las
condiciones de transmisión en las líneas que enlazan dichas barras.
• Se necesita de monitoreo en los nexos de Interconexión, ya que resulta
importante lograr detectar cualquier perturbación proveniente del SEN que
pueda afectar las condiciones de estabilidad a lo largo del sistema. Por lo
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
181
tanto el sistema de supervisión debe englobar toda el área extendida del
SEN.
• Entonces adicionalmente, se deben instalar como mínimo 5 unidades en
diferentes barras correspondientes a la Interconexión, ubicadas
específicamente en las Subestaciones Yaracuy (1), Planta Centro (1),
Arenosa (1), San Gerónimo (1) y Gurí (1) para detectar con precisión
cualquier perturbación, obteniendo de esta forma cubrir con todas las zonas
de intercambio de energía en el SEN y lograr una visualización dinámica del
funcionamiento en todo el Sistema.
• Las unidades deben cumplir con la gama de fabricantes autorizados bajo la
norma IEEE C37.118 (Compatible PMU-Capable Devices) que corresponde
a la compatibilidad para equipos de medición sincrofasorial. De esta
manera, las unidades que cumplen con esta norma, pueden funcionar en
conjunto ya que presentan compatibilidad independientemente que sean de
diferentes fabricantes.
• Las unidades se utilizarán para la medición precisa de las tensiones,
corrientes y ángulo de las fases, resaltando que todos estos dispositivos de
medición deberán contar con facilidades para comunicación remota desde
los Centros de Control, acorde con la plataforma comunicacional de las
empresas.
• Las unidades de medición deben ser capaces de intercambiar información
registrada entre sí en tiempo real. Además deben ser capaces de
intercambiar información con el sistema SCADA, para lograr realizar una
estimación de estado dinámico en la aplicación de las funciones de control.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
182
• Las unidades deben contar con un sistema GPS integrado que permita
realizar el muestreo sincronizado de los ángulos de fases entre los todos
los dispositivos instalados en el sistema de potencia completo. Según lo
observado a nivel mundial este muestreo sincronizado debe tener una
precisión en la estampa de tiempo menor o igual a un microsegundo.
Almacenamiento de Data y Aplicaciones de Supervisión
En el sistema de supervisión existen Centros de Recolección de Data proveniente
de las unidades de medición, por lo tanto se deben tomar en consideración ciertos
aspectos para el registro de información y vías de comunicación. Adicionalmente
se deben describir las diferentes aplicaciones de control que debe poseer el
sistema para lograr supervisar todas aquellas variables que influyen en la
condición estable de la red. Por lo tanto se deben implementar las siguientes
consideraciones:
• Se debe crear un Centro General de Recolección de Data (PDC), que
maneje toda la información de las variaciones monitoreadas a lo largo del
SEN. Dicho despacho es recomendable ubicarlo en las instalaciones del
Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, ya que éste se encarga
de manejar, dictar lineamientos y controlar todas las operaciones
correspondientes a la transmisión de energía en el SEN. Por lo tanto debe
contar con herramientas programadas que utilizan algoritmos para procesar
la información obtenida, logrando así la supervisión del sistema de área
extendida y tomar acciones oportunas para controlar la estabilidad.
• Adicionalmente, los Despachos de Control de las empresas que manejan
los mayores bloques de carga en el SEN (ENELVEN, CADAFE, EDC,
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
183
EDELCA) también deben tener la posibilidad de recibir información de las
unidades de medición precisas, para poder observar condiciones locales
que puedan afectar la estabilidad de su sistema.
• Las vías de intercambio de información deben tener la posibilidad de
comunicación remota 10/100 Base Tx y 100 Base FX, para TCP/IP, UDP/IP
y protocolo de comunicación IEEE 1344 o C37.118 para formatos
sincrofasoriales.
El Sistema propuesto debe poseer una interfaz gráfica (software) donde el
operador pueda apreciar las condiciones en tiempo real que las diferentes
ubicaciones bajo monitoreo, con la finalidad de desplegar aplicaciones que
muestren el comportamiento dinámico de ciertas condiciones indicadas a
continuación:
• Monitoreo de la estabilidad de voltaje: el sistema debe proveer al
operador con suficiente información para la evaluación de los márgenes de
potencia actuales con respecto a la estabilidad de voltaje. Es decir, la
cantidad adicional de potencia activa que se puede transportar en un
corredor de transmisión sin poner en juego la estabilidad de voltaje. Dicha
aplicación, se está utilizando en países a nivel mundial para el monitoreo y
visualización de la curva PV en generadores, ya que muestra el punto
actual de carga, el punto de máxima carga y el margen de potencia, para de
esta forma darle al operador una idea rápida de la situación actual.
Adicionalmente, le muestra al operador información acerca de los fasores
de voltaje y corriente a ambos extremos de la línea, así como valores
calculados de potencia activa, reactiva y la dirección de flujo de dicha
potencia. De esta manera el operador se encuentra siempre informado con
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
184
los datos en tiempo real de la situación en la estabilidad de voltaje, como
base para tomar las decisiones correctas.
• Monitoreo de Temperatura de líneas: el sistema debe contar con
algoritmos que calculen la temperatura promedio de una línea en base a la
corriente que circula por ella. De esta manera se puede transmitir mayor
cantidad de energía (capacidad de transmisión) cargando las líneas con
valores máximos adecuados a las condiciones dinámicas de la red, sin
atentar contra la estabilidad.
• Monitoreo de Oscilaciones de Potencia: El sistema debe procesar los
fasores de entrada y detectar los diferentes modos de oscilación de
potencia. Identificar la frecuencia y la amortiguación de la oscilación de
potencia que pueda llevar a una inestabilidad angular ocasionando una
posterior caída del sistema.
• Monitoreo de Estabilidad de Frecuencia: Se debe detectar de forma
temprana desproporciones entre la potencia generada y la consumida.
Estimar el impacto de tal desbalance en la frecuencia, modelando las
respuestas de las cargas y las inercias de los generadores. Si la frecuencia
estimada no es aceptable, entonces se calcula y se proponen las acciones
a seguir para alcanzar la frecuencia deseada.
Es necesario resaltar que se deberá proveer al operador con todos los datos y
alarmas del Sistema de Supervisión, control y protección propuesto junto con el
sistema SCADA/EMS de la empresa. Además, la interfaz (software) del sistema
corresponderá a una plataforma independiente la cual permitirá el acceso de
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
185
diferentes sistemas SCADA/EMS.
Acciones de Control y Protección
Tomando en cuenta que la red se encuentra en constante supervisión de las
condiciones de operación, se deben contar con acciones de control avanzado y
protección que logren estabilizar el sistema en momentos donde se detectan
oportunamente ciertas perturbaciones mediante las aplicaciones de monitoreo
básico.
Tomando en cuenta las tendencias a nivel mundial entonces se propone disponer
de sistemas de control y protección del área extendida bajo un complemento del
sistema de protección básico que trabaja con el SCADA/EMS, con la particularidad
que las acciones de control estarán basadas en las mediciones sincrofasoriales
que se obtengan de los PMUs instalados en el sistema de potencia. De esta forma
se toman acciones de control en tiempo real ajustándose a la dinámica actual del
sistema.
Se propone la colocación de dispositivos para el control de estabilidad en la red de
potencia tales como el AVR y el PSS, los cuales corresponden a dispositivos de
control utilizados en la actualidad para actuar frente a las oscilaciones de potencia,
logrando de forma rápida la estabilización del voltaje y la frecuencia en la red de
potencia.
Por otra parte es necesario constar con un FACTS (sistema de transmisión flexible
de CA) que puede producir o consumir energía reactiva. El FACTS actúa de forma
instantánea, es eficiente en caso de colapsos del voltaje y puede contrarrestar
inestabilidad del voltaje después de la pérdida de varias líneas de transmisión.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
186
Adicionalmente se deben utilizar el AGC (control de generación automática) y LTC
(control de cambiador de tomas bajo carga), ambos son sistemas de control
conocidos.
Entonces, dichos equipos constituyen un sistema de control avanzado para
evaluar y ejecutar las acciones preventivas apropiadas, en base a la información
de las diferentes aplicaciones de monitoreo de estabilidad. Estos esquemas de
acciones preventivas optimizan el desempeño de los botes de carga y generación
en respuesta a perturbaciones del sistema y/o cambios en la topología. Por lo
tanto, se logra realizar acciones automáticas para protección del sistema y
optimización de los corredores de transmisión, además de determinar
dinámicamente el punto de ajuste de FACTS.
El sistema debe presentar advertencias y alarmas de emergencia en línea, así
como salida de generadores controlada o la equivalente reducción de inyección de
energía al sistema, entre otras.
Básicamente la solución de control debe tener tres líneas de defensas las cuales
forman parte del WAPS para evitar el colapso de la red de potencia cuando se
detecte que la estabilidad va perdiéndose. Las líneas de defensa son las
siguientes:
Despeje de Falla (Primera Línea de Defensa) La primera línea de defensa consta de todos aquellos relés de protección que se
encuentran instalados en el sistema de proteccion básico (relés diferenciales, réles
de baja frecuencia, etc) para asegurar que la falla pueda ser despejada
rápidamente. Existen productos manejables y de alta velocidad calibrados para
detectar condiciones y enviar señales de disparo a los interruptores de potencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
187
Botes de Carga, Desconexión de Generadores y Separación de áreas (Segunda y Tercera línea de defensa) El esquema propuesto es basado en PMUs para la separación de áreas por parte
del sistema de protección y así prever el colapso total del sistema. El esquema
propuesto se compone de tres módulos de funciones principales, los cuales son la
identificación de generadores (generadores actuando dentro de las áreas a
separarse), detección del estado de separación del área y la puesta en práctica
de botes de carga por baja frecuencia (UFLS). Mediante la incorporación o
desconexión de generadores coherentemente y el equilibrio de potencia activa,
los límites se fijan racionalmente.
Se analizan los fasores de voltaje y corriente por medio de los PMUs. En caso de
que el sistema sea inestable, las acciones remediadoras apropiadas tales como
separación de áreas y botes de carga se ejecutan para evitar la pérdida de
sincronismo.
Entonces, se ajusta la frecuencia y rampas de cambio a los relés dinámicamente
fijados de UFLS, que reducen al mínimo el desequilibrio de la generación-carga en
cada bahía y facilitan el proceso de restauración.
Los esquemas tradicionales incluyen detección basada en magnitud, ángulo de
voltaje, de corriente y la resistencia. Con el desarrollo del sistema de
posicionamiento mundial (GPS), las unidades de medición sincrofasorial
asociadas al desarrollo de la telecomunicación pueden transmitir las mediciones
obtenidas al centro de control de forma síncrona y a su vez ser computadas en
una referencia de tiempo común, siguiendo la dinámica del sistema directamente.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
188
Los PMUs proporcionan datos síncronos más precisos (en tiempo real) para el
control de la separación del área. La decisión para separar el área del sistema es
coordinada y exacta cuando este sucede en el sistema interconectado.
Incorporando el esquema de separación basado en la coherencia, la detección de
separación del área y accionamiento de UFLS que sean adecuados.
Este esquema reduce la complejidad del sistema eléctrico y es adecuada al
cambio de las condiciones de funcionamiento con respecto a la topología de la
red. Fenómenos dinámicos inestables pueden llevar a la división del sistema en
áreas más pequeñas.
Si no se ejecutan las acciones de control automáticas o no se realizan
intervenciones apropiadas del operador, el sistema puede ser susceptible a otras
fallas y esto lleva a la desconexión en cascada subsecuente. Los esquemas de
control para la separación se diseñan con el fin de detectar la inestabilidad y para
tomar acciones remediadoras que eviten que el sistema pierda sincronismo. Es un
esquema esencial para prevenir el colapso de energía en el área extendida,
integrado por el conjunto de protecciones convencionales pero actuando de
manera inteligente y oportuna.
Bote de carga por baja frecuencia (UFLS) Después de separar el sistema a partir de límites predeterminados, la frecuencia
de algunos subsistemas puede ser rápidamente reducida, haciendo que el
subsistema colapse. La mayoría de los esquemas de UFLS especifican primero
límites predeterminados para desconectar las cargas basadas sobre mediciones
de la frecuencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
189
El esquema adecuado que se basa en frecuencia y rampa de cambio se utiliza
para fijar los relés de UFLS dinámicamente. El bote basado en la declinación de la
frecuencia es solamente eficaz en la prevención del bote inadvertido en respuesta
a pequeños disturbios con un retraso de tiempo relativamente más largo. El bote
basado en el índice de declinación de la frecuencia puede contrarrestar el efecto
donde la rampa se utiliza como medida de escasez de la carga.
Cuando ocurre el disturbio, la frecuencia y rampa de cambio es medida en cada
barra y comparada con estos valores determinados. Si la rampa de cambio es
mayor que 1.0 Hz/s, el esquema de bote se debe basar en ella, sino, el esquema
de bote debe basarse en la declinación de la frecuencia aplicada. La carga total
que se desconecta por baja frecuencia es resuelta según el déficit máximo de la
energía.
Detección de Separación Por el análisis de la condición de separación de áreas se utiliza una aplicación
adecuada para la separación del sistema eléctrico, la cual esta basada en la
variación del voltaje del centro de la oscilación para detectar la pérdida del
sincronismo (ver figura 4.36). Por lo tanto se debe resaltar que dichas soluciones
reflejadas anteriormente pasan a ser acciones automáticas diseñadas para actuar
inteligentemente dependiendo de las condiciones monitoreadas previamente en la
etapa de supervisión.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
190
Figura 4.36 Diagrama de bloques (monitoreo/análisis, control y protección del sistema) Fuente: Bracho-Valbuena 2009
Por lo antes expuesto, se debe hacer énfasis en que los botes permisivos de
carga en la red de ENELVEN ya no se basaran en simulaciones (no 100%
precisas) para conocer cuánto se puede a botar dependiendo del intercambio con
la interconexión, si no que corresponderán a señalizaciones sugeridos por
algoritmos inteligentes provenientes de la misma plataforma de interfaz del
sistema, tomando en cuenta que los bloques de carga para desconexión van a ir
cambiando constantemente con la dinámica del sistema, lo cual corrige una
condición de bote de carga actual que podría considerarse rígido.
Por lo tanto el Sistema propuesto debe contar con señalizaciones de
recomendaciones para accionamiento de control proveniente de la interfaz gráfica
donde se encuentra monitoreado el sistema de potencia de área extendida
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
191
constantemente desde los PDC locales y el PDC central en el CNG. Mediante esta
tecnología utilizada a nivel mundial, resulta sencillo dirigir al operador, de manera
de servir de soporte para su trabajo y prevenir errores operacionales,
especialmente en emergencias. Rápidamente el operador estará en posición de
ver toda la información necesaria para tomar las acciones oportunas manuales o
automáticas.
En la figura 4.37 se muestra la estructura básica del esquema de protección de
área extendida propuesto, ejecutando ciertas líneas de defensa. Además se
observa el unifilar del SEN con la localización y consideraciones para los equipos
que se encargan de monitorear dinámicamente las condiciones operativas del
Sistema completo (ver figura 4.38).
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CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
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Figura 4.37 Esquemas de Protección para ENELVEN Fuente: Bracho-Valbuena 2009
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193
Figura 4.38 Equipos de Supervisión ubicados en el SEN
Fuente: Bracho-Valbuena 2009
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194
CONCLUSIONES
• El análisis efectuado a las redes eléctricas de Europa Central, Islandia,
Brasil y China indicó que en las mismas existen debilidades, tales como:
inestabilidad de voltaje, inestabilidad angular, inestabilidad de frecuencia,
limitada capacidad de transmisión y lejanía entre los puntos de
generación y carga; las cuales son comunes a las existentes en el SEN,
por lo tanto es conveniente basarse en las soluciones exitosas que se
encuentran implementadas en dichas zonas. Dicho análisis también
señaló que el recurso más confiable para garantizar las condiciones de
estabilidad de dichas redes, constituye la implementación de Sistemas de
Protección para Área Extendida.
• Las soluciones técnicas aplicadas en esas zonas geográficas, están
basadas en la instalación de unidades de medición sincrofasorial (PMU),
de última tecnología, encargadas de supervisar de forma precisa las
condiciones operativas de la red en tiempo real, para lograr tomar
acciones oportunas a partir de la observación continua de los cambios
dinámicos ocurridos en esos sistemas de potencia.
• De las zonas geográficas estudiadas, el sistema de potencia en China
presenta los mayores logros relacionados a la implementación de un
sistema de protección de área extendida, debido a que posee un sistema
de monitoreo, análisis y protección (WAMAP) el cual ha operado de
manera exitosa ante situaciones que atenten contra la estabilidad de su
sistema.
• Las empresas de servicio eléctrico en Venezuela que poseen mayores
investigaciones en relación a sistemas de protección de área extendida
son ENELVEN Y EDELCA. Se han hecho estudios que han resaltado las
DERECHOS RESERVADOS
195
debilidades de la red de ENELVEN y la necesidad de optimizar las
soluciones técnicas implementadas, pues las mismas están basadas en
simulaciones de fallas generando de esta manera acciones de control y
protección rígidas, que no permiten adecuarse a las condiciones
dinámicas que ocurren por cualquier cambio en el sistema de potencia.
Por su parte, EDELCA ha realizado proyectos de investigación ejecutados
en varias fases y han instalado unidades de medición sincrofasorial en las
subestaciones Gurí y Yaracuy, para realizar pruebas de registro de
información, presentando inconvenientes en el proceso de intercambio de
información desde dichas ubicaciones hacia su centro de investigaciones
aplicadas (CIAP).
• Se deben instalar PMUs en Subestaciones de ENELVEN Arreaga,
Urdaneta, Termozulia, Tablazo, Rincón, Cuatricentenario y Punta de
Piedra, ya que esas localizaciones corresponden a sitios de importante
nivel de generación o lugares donde están establecidos los límites de
importación ENELVEN. Estos puntos de monitoreo permitirán supervisar
las condiciones operativas del sistema en tiempo real para ajustar
constantemente los valores permisivos de botes de carga, sustituyendo el
criterio aplicado actualmente; tomando así decisiones precisas y
oportunas de acuerdo al comportamiento dinámico del sistema de
potencia. Estas son las zonas donde se manejan la mayor cantidad de
flujo de potencia en la red de ENELVEN, por lo tanto al monitorear dichos
flujos en tiempo real se podrán tomar acciones más precisas e
inteligentes.
• Las acciones de control y protección en el sistema propuesto, se
encargarán de complementar las protecciones convencionales (locales)
que utiliza actualmente ENELVEN y no de reemplazarlas. Éstas forman
parte del WAPS para realizar los despejes de fallas necesarios de
DERECHOS RESERVADOS
196
acuerdo con los esquemas ya normalizados. De igual manera, se
seguirán utilizando esquemas para botes de carga y separación de
áreas, solamente que los mismos ya no serán rígidos, sino que serán
obtenidos de algoritmos, los cuales deben sugerir inteligentemente la
manera exacta en la que deben actuar dichos esquemas ante las
condiciones dinámicas monitoreadas constantemente de la red. De esta
forma se lograrán implementar líneas de defensa de una manera óptima,
permitiendo estabilizar el sistema de potencia en situaciones de
contingencia y evitar oportunamente el colapso del suministro de energía.
• Para asegurar la confiabilidad, es necesario que el Sistema de Protección
de Área Extendida propuesto para ENELVEN, funcione integralmente con
las soluciones tecnológicas dispuestas en otras redes eléctricas
pertenecientes a empresas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), ya que
la interconexión de la Red de Transmisión Troncal se utiliza para
satisfacer las demandas de energía en todo el país; por lo tanto se
necesita instalar unidades que se encuentren sincronizadas en tiempo
real a lo largo del SEN, para conocer las condiciones de operación y
poder detectar oportunamente cualquier perturbación que provenga desde
la interconexión.
• El Centro de Recolección de Data (PDC), que se encarga de visualizar y
agrupar los valores registrados durante el monitoreo en tiempo real, debe
estar ubicado en las instalaciones del Centro Nacional de Gestión del
Sistema Eléctrico (CNG), dotado con las herramientas apropiadas de
funciones avanzadas para la supervisión en tiempo real, permitiendo así
el monitoreo instantáneo y el almacenamiento histórico de los principales
parámetros del sistema de potencia. La conjugación de todos estos
elementos en el CNG facilitaran la toma de decisiones oportunas y
DERECHOS RESERVADOS
197
confiables, traduciéndose esto directamente en optimización para la
seguridad y economía de la coordinación operativa del SEN.
DERECHOS RESERVADOS
198
RECOMENDACIONES A partir de la evaluación de las soluciones tecnológicas para sistemas de
protección de área extendida utilizadas por las empresas operadoras del
sistema eléctrico en China, Islandia, Brasil, Europa Central y Venezuela
se plantean las siguientes recomendaciones:
• Realizar un análisis económico para determinar la relación costo/beneficio
de la implementación del sistema de protección de área extendida
propuesto.
• Elaborar un estudio técnico para determinar puntos de muestreo
adicionales a los propuestos en esta investigación, a fin de lograr una
mayor supervisión de la red eléctrica de ENELVEN y/o en diferentes
localizaciones a lo largo del SEN.
• Se recomienda que la instalación de esta propuesta sea ejecutada por
partes, en primer lugar implementando el sistema de monitoreo, para
realizar pruebas utilizando los valores registrados por las unidades de
medición sincrofasorial y determinar la confiabilidad del intercambio en la
información con los centros recolectores de data. En segundo lugar
instalar las acciones de control y protección, las cuales se
complementaran con las actuales de la empresa ENELVEN y con las
demás del SEN.
• Se recomienda la instalación del sistema de protección de área extendida
propuesto en ENELVEN y en el SEN, por el éxito obtenido en China,
Brasil, Islandia y Europa Central, en la prevención oportuna de una falla o
contingencia severa en el sistema de potencia, tomando acciones de
control automáticas o sugiriéndole al operador las posibles soluciones
DERECHOS RESERVADOS
199
para solventarla.
• Creación de un grupo de trabajo en la empresa ENELVEN dedicado a
realizar continuamente investigaciones y recibir entrenamiento
relacionado a las últimas tendencias para implementación de sistemas de
protección de área extendida.
• Convocar reuniones periódicas en las instalaciones del Centro Nacional
de Gestión del Sistema Eléctrico, donde asistan ingenieros provenientes
de las empresas de servicio eléctrico en el país, con la finalidad de
estudiar y concretar la implementación de un sistema para la supervisión,
control y protección en el SEN.
• Se recomienda realizar una investigación que analice las soluciones
tecnológicas de sistemas de protección de área extendida en
Norteamérica, por considerar que la complejidad de su sistema de
potencia requiere un estudio exhaustivo, razón por la cual no fue objeto
de esta investigación.
DERECHOS RESERVADOS
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DERECHOS RESERVADOS
204
ANEXO
CUESTIONARIO DE PREGUNTAS REALIZADAS AL PERSONAL DE
ENELVEN ENTREVISTADO
DERECHOS RESERVADOS
205
• ¿Ocurrió en los últimos meses algún disturbio que haya ocasionado
la interrupción del servicio eléctrico en ENELVEN? Comente
brevemente.
• ¿Qué tipos de esquemas de protección se utilizan actualmente en
la empresa ENELVEN?
• ¿Actualmente existe algún proyecto para utilizar esquemas de
protección de área amplia dentro de ENELVEN? Descríbalo
brevemente.
• ¿Cuáles son los puntos estratégicos dentro de la Red de Potencia
de ENELVEN donde existe mayor necesidad de mediciones en
tiempo real, para prever un posible colapso en la continuidad del
suministro de energía?
• ¿Conoce algún avance en las demás empresas de energía
eléctrica en Venezuela, donde se estén aplicando esquemas de
protección de área extendida? Describa brevemente.
• ¿Qué tipo de criterios básicos se deben tomar en cuenta al
momento de evaluar alguna solución actual implantada en otro
país, para lograr definir la posibilidad de ser implementada en
ENELVEN a futuro?
DERECHOS RESERVADOS