REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA ESCUELA DE...

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: [email protected]

Valbuena Carlos: [email protected]

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: [email protected]

Valbuena Carlos: [email protected]

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 4.11 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


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


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


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


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


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


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


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.

DERECHOS RESERVADOS


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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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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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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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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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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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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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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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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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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40

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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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

DERECHOS RESERVADOS


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.

DERECHOS RESERVADOS


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.

DERECHOS RESERVADOS


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

DERECHOS RESERVADOS


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.

DERECHOS RESERVADOS


62

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.

DERECHOS RESERVADOS


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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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.

DERECHOS RESERVADOS


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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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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67

• 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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68

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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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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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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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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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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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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74

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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75

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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76

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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78

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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79

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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81

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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83

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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84

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

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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).

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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


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


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


89

Tabla 2.1 Mapa de Variables (Continuación)

OBJETIVOS

ESPECIFICOS

VARIABLE

DIMENSIONES

INDICADORES

TÉCNICAS DE


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


90


OBJETIVOS

ESPECIFICOS

VARIABLE

DIMENSIONES

INDICADORES

TÉCNICAS DE


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


91


OBJETIVOS

ESPECIFICOS

VARIABLE

DIMENSIONES

INDICADORES

TÉCNICAS DE


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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

DERECHOS RESERVADOS


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.

DERECHOS RESERVADOS

[Escribir texto]

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS

DERECHOS RESERVADOS

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.

DERECHOS RESERVADOS


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

DERECHOS RESERVADOS


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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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.

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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.

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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


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

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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.

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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

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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

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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

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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.

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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.

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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.

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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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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

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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

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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.

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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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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.

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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

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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.

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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

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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.

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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.

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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:

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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:

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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

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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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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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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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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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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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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

DERECHOS RESERVADOS


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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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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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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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

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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


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


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.

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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).

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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


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.

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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


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


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.

DERECHOS RESERVADOS


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


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


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.

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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,

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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


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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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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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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192

Figura 4.37 Esquemas de Protección para ENELVEN Fuente: Bracho-Valbuena 2009

DERECHOS RESERVADOS


193

Figura 4.38 Equipos de Supervisión ubicados en el SEN


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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

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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

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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

200

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DERECHOS RESERVADOS

204

ANEXO

CUESTIONARIO DE PREGUNTAS REALIZADAS AL PERSONAL DE

ENELVEN ENTREVISTADO

DERECHOS RESERVADOS

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• ¿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?

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