estado y desarrollo de la tecnologia smart grid en colombia. diego

ESTADO Y DESARROLLO DE LA TECNOLOGIA SMART
GRID EN COLOMBIA.
DIEGO MIRANDA PEREZ
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
FACULTAD DE MINAS
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, MECÁNICA Y CONTROL
INGENIERIA ELÉCTRICA
MEDELLÍN
2008
ESTADO Y DESARROLLO DE LA TECNOLOGIA SMART
GRID EN COLOMBIA.
DIEGO MIRANDA PEREZ
TRABAJO DIRIGIDO DE GRADO
DIRECTOR
INGENIERO GUILLERMO MESA BETANCUR
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
FACULTAD DE MINAS
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, MECÁNICA Y CONTROL
INGENIERIA ELÉCTRICA
MEDELLÍN
2008
2
Este trabajo esta dedicado a mi madre y esposa por su apoyo incondicional, ya
que gracias a su acompañamiento y afecto me ayudan a superar todos los
obstáculos que día a día se presentan.
3
AGRADECIMIENTOS
Todos los agradecimientos de este trabajo se los doy al profesor Guillermo Mesa
Betancur, Director del trabajo, al haberme brindado la oportunidad de ampliar
mis conocimientos y estar siempre dispuesto a atender las dudas y sugerencias
a las que hubo lugar.
4
CONTENIDO
Pag
INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 8
1.
SMART GRID EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION ............................................................. 9
1.1 ACTIVIDADES DE INVESTIGACION ACTUAL
1.1.1 EPRI INTELLEGRID.............................................................................................. 10
1.1.2 EPRI AUTOMATIZACION AVANZADA DE LA DISTRIBUCION (ADA). .............. 10
1.1.3 MODERN GRID INITIATIVE.................................................................................. 10
1.1.4 GRIDWISE............................................................................................................. 11
1.1.5 ADVANCED GRID APPLICATIONS CONSORTIUM (GRIDAPPs).. .................... 11
1.1.6 GridWorks.............................................................................................................. 11
1.1.7 Visión de la Distribución 2010 (DV2010).............................................................. 11
1.2 IMPACTO DE LAS TECNOLOGÍAS EN EL DISEÑO DE REDES
1.2.1 Infraestructura de Medición Avanzada (AMI). ....................................................... 12
1.2.2 Automatización Distribuida (DA : Distribution Automation)). ................................. 12
1.2.3 Generación Distribuida (DER Distributed Energy Resources). ................... 13
1.3
2
INTEGRACION DE UNA RED SMART GRID
15
DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION......... 15
2.1 ANALISIS EN TIEMPO REAL
2.1.1 Análisis en tiempo real de la red .......................................................................... 16
2.1.2 Estimación de Estado en Generación y Transmisión.......................................... 16
2.1.3 Estimación de Estado en distribución.................................................................. 17
2.1.4 Usos del análisis en tiempo real ............................................................................ 17
2.1.4.1 Gestión activa de un sistema de distribución dinámico............................. 17
2.1.4.2 Mejorar la planificación del sistema............................................................. 18
2.1.4.3 Proporcionar la capacidad de responder a nuevos requisitos de
Servicio
al Cliente ............................................................................................................................. 18
2.1.4.2 Mejorar la planificación del sistema............................................................. 18
2.1.5 PROYECTOS PILOTOS ....................................................................................... 19
2.1.6 Necesidades para lograr el análisis en tiempo real............................................... 19
2.1.6.1 Un Modelo de circuito Detallado.................................................................. 19
2.1.6.2 Datos desde SCADA ................................................................................... 19
2.1.6.3 Datos de Medidores inteligentes ................................................................. 21
2.1.6.3 Software rapido de utilizar ........................................................................... 21
2.2 LOCALIZACION Y DETECCION DE FALLAS
22
2.2.1 Aplicaciones de sistemas basados en el conocimiento a la localización de fallas
en redes de distribución...................................................................................................... 26
3
CONTROL DINAMICO DE FLUJO DE POTENCIAS......................................................... 26
3.1 DISPOSITIVOS FACTS 26
3.1.1 Compensador Serie Conmutado por Tiristores (TSSC)........................................ 29
3.1.2 Compensador Serie Controlado por Tiristores (TCSC)......................................... 29
5
3.1.3
3.1.4
3.1.5
3.1.6
3.1.7
3.1.8
3.1.9
3.1.10
Compensador Serie de VAR Estático (SSVC ). .................................................... 30
Compensador Serie Sincrónico Estático (SSSC).................................................. 30
Reactor serie controlado por tiristores (TCSR).. ................................................... 31
Reactor Controlado por Tiristores (TCR).. ................................................................. 33
Condensador Conmutado por Tiristores (TSC)..................................................... 34
Compensador de VAR Estático (SVC). ................................................................. 34
Compensador Estático de VAR (STATCOM)........................................................ 34
Controlador Unificado de Flujos de Potencia, UPFC.. .......................................... 35
3.2 APLICACIONES DE DISPOSITIVOS FACTS
37
3.3 MODULOS CLIC
39
3.4 INTEGRACION DE LA GENERACION DISTRIBUIDA Y METODOS DE
ALMACENAMIENTO
40
3.4.1 LA IMPORTANCIA DE LA GENERACIÓN DE ALTERNATIVAS. ........................ 41
3.4.2 IMPACTO DE LA GENERACION DISTRIBUIDA EN LAS REDES DE
DISTRIBUCION .................................................................................................................. 43
4.
CONCLUISIONES.......................................................................................................... 46
BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................ 48
6
LISTA DE FIGURAS
Pag
Figura 1. PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA
EN COLOMBIA Y OTROS PAÍSES DE REFERENCIA.............................................................. 13
FIGURA 2. CONFIGURACIÓN DE UN ESQUEMA DE UN SISTEMA TÍPICO SCADA ..................................... 20
Figura 3. Dispositivos FACTS …………………………………………………................................27
FIGURA 4. REPRESENTACIÓN CONTROLADOR SERIE. ...................................................................... 28
FIGURA 5. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO TSSC ............................................................... 29
FIGURA 6. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO TCSC .............................................................. 29
Figura 7. Arquitectura básica de dispositivo SSVC…………………………………………………30
FIGURA 8. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO SSCC . ............................................................ 31
Figura 9. a) Arquitectura básica de dispositivo TCSR o
TSSR, B) ESQUEMA DE COMPENSADOR POR ÁNGULO DE FASE.. ...................................................... 31
FIGURA 10. COMPENSADOR EN PARALELO IDEAL ........................................................................... 32
Figura 11. Variación del flujo de potencia en una línea debido a
compensación paralela ………………………………………………………………………………..33
Figura 12. a) Arquitectura básica de dispositivo TCR, b) Arquitectura
BÁSICA DE DISPOSITIVO TSC, C) DISPOSITIVO TCR DE SEIS PULSOS................................................ 34
Figura 13. Arquitectura básica de un dispositivo STATCOM
..................................................................................................................................................... 35
FIGURA 14. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO UPFC . .......................................................... 36
FIGURA 15. IMPACTO DE DISPOSITIVOS FACTS EN SISTEMAS AC ................................................... 38
Figura 16. Módulos CLIC presentes en un sistema de potencia enmallado……………………..39
FIGURA 17. CIRCUITO ESQUEMÁTICO DE UN MÓDULO CLIC . ........................................................... 40
Figura 18. La red moderna incorpora generación y distribuida y
MÉTODOS DE ALMACENAMIENTO. ................................................................................................... 41
LISTA DE TABLAS
Pag
TABLA 1. PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS MÉTODOS ANALIZADOS . ............ 25
TABLA 2. APLICACIONES DE FACTS EN ESTADO ESTABLE...................................... 37
TABLA 3. APLICACIONES DINÁMICAS DE FACTS. ................................................... 38
TABLA 4. CARACTERÍSTICAS DE TECNOLOGÍAS GD ............................................... 42
7
INTRODUCCIÓN.
En la última década la industria eléctrica
ha experimentado cambios
importantes hacia la utilización e implementación de nuevas tecnologías con el
objetivo de permitir un mejor aprovechamiento y una mayor eficiencia en la
generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica, en muchos
lugares estos cambios han culminado en la aparición de un mayor mercado
eléctrico. En este nuevo contexto, la operación de los sistemas de distribución
no depende del estado o utilidad basada en procedimientos centralizados, si no
más bien la descentralización de las decisiones de las empresas de distribución
cuyos objetivos tienen como fin maximizar sus propios beneficios. Por lo tanto
las empresas de distribución están expuestas a mayores riesgos, debido a esto
la necesidad de tomar de decisiones basadas en modelos cada vez más
confiables ha aumentado considerablemente.
Tradicionalmente los modelos actuales de generación, transmisión y
distribución son un mal ajuste a las nuevas necesidades de comportamiento
del mercado. La introducción de una nueva área de investigación como la
tecnología Smart Grid en el mercado de distribución buscando la
descentralización de las decisiones, automatización, sistematización y
monitoreo de las redes eléctricas es una opción muy interesante para la
industria eléctrica; ya que abre numerosas posibilidades para desarrollar un
mercado de la energía eléctrica con modelos adaptados al nuevo contexto
competitivo.
Este documento se centra en dar una mirada e introducción de las tecnologías
que van en búsqueda de la lograr una red Smart Grid y aplicarlas así en los
sistemas de distribución de energía eléctrica, dado que Smart Grid en su
generalidad es un tema muy incluyente. Se pretende analizar la complejidad
de las publicaciones citadas desde tres puntos de vista, como son la vigilancia
tecnológica mencionando los principales organismos y proyectos que buscan el
desarrollo de tecnologías Smart Grid , el segundo centrándose en La detección
y localización de fallas y por ultimo el control dinámico de flujo de potencias.
El objetivo de este trabajo es ayudar a identificar, clasificar y caracterizar un
poco de la confusa diversidad de enfoques que se pueden encontrar en la
literatura técnica sobre Smart Grid, y analizar la posible introducción en un
sistema de distribución. El trabajo presenta un estudio de las publicaciones
más pertinentes en relación con el desarrollo y utilización de la tecnología
Smart Grid.
8
1) SMART GRID EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Muchas modas y tendencias han abundado en la industria de la energía
eléctrica. Varias veces en una década, un concepto o una frase llama la
atención y la imaginación de las personas, ingenieros y empresas y estas
resultan en una ola de documentos, presentaciones e información difusa. A
veces, estos conceptos son validos y los mismos poco a poco tienden a
integrarse al estándar de las prácticas comerciales. Uno de estos últimos
conceptos es la idea de una red de distribución de alta tecnología y futurista.
Los sistemas de distribución sistema del pasado son radiales y de una sola
vía. Los sistemas de distribución del futuro deben ser enmallados e inteligentes
[1-2].
Son muchos los nombres que se le asignan al sistema de distribución futurista,
pero el de Smart Grid es el término preferido por los autores.
Es cierto que hay algunas tecnologías que tendrán un papel importante en los
sistemas de distribución del futuro y actuales. Esto incluye avanzados
medidores digitales, la automatización de bajo costo, los sistemas de
comunicación, y recursos energéticos distribuidos. Sin embargo, estos
proyectos tienden a utilizar una tecnología única, y no intentan crear una “red
inteligente” o “Smart Grid” integrando una variedad de tecnologías.
Muchas de las actuales actividades de investigación y desarrollo relacionadas
con Smart Grid comparten una visión común en cuanto a funcionalidad
buscando aumentar la capacidad del sistema de distribución para hacer frente
a las necesidades cambiantes de los servicios públicos y sus clientes.
Algunas de estas funcionalidades deseadas incluyen:
• Auto-recuperación.
• Alta fiabilidad y calidad de potencia
• Resistente a los ataques cibernéticos
• Admite una amplia variedad de recursos energéticos distribuidos y opciones
de almacenamiento.
• Optimiza el uso de los activos
• Minimiza las operaciones y gastos de mantenimiento
El logro de estas funciones a través de la mencionada
tecnología plantea una cuestión importante : Que el Smart
Grid impacta la forma en que los sistemas de distribución están diseñados?
Si es así, ¿cómo debería empezar a aplicarse estos cambios de manera que
ahora,y con el tiempo, los sistemas distribución existentes puedan ser
transformados en grandes redes inteligentes del futuro?
El resto de este capitulo se examina la investigación actual de actividades en
cuanto al Smart Grid en todo el mundo, y luego se analiza el potencial de
diseño relacionadas con las redes y recursos existentes en nuestro pais y la
integración de estas tecnologías a nuestras redes.
9
1.1 ACTIVIDADES DE INVESTIGACIÓN ACTUAL
Actualmente existe una gran cantidad de actividades de investigación
relacionadas con el Smart Grid. Esta sección analiza los principales proyectos
en el área de distribución (según el resumen de La NRECA
informe sobre la industria de los esfuerzos de investigación).
1.1.1 EPRI IntelliGrid. Fundada en 2001 por el EPRI, la iniciativa IntelliGrid
tiene el objetivo de crear una nueva infraestructura eléctrica de entrega de
potencia que integra los avances de la comunicaciones, informática, y
electrónica para satisfacer las las necesidades de energía del futuro. Su misión
es permitir el desarrollo, integración y aplicación de tecnologías para facilitar la
transformación de la infraestructura eléctrica para proporcionar seguridad, alta
calidad, fiabilidad. En la actualidad, la cartera IntelliGrid
se compone de cinco proyectos principales:
arquitectura IntelliGrid ; simulación y modelado rapido (FSM : fast simulation
and modeling ), comunicaciones para recursos energéticos distribuidos (DER:
communications for distributed energy resources), portal de consumidores, y
avanzados sistemas de monitoreo.
1.1.2 EPRI Automatización Avanzada de la Distribución (ADA).
El objetivo general del proyecto ADA es la creación del sistema de distribución
del futuro. El programa ADA prevé sistemas distribución altamente
automatizados con sistemas flexibles operados a través de una uitectura de
sistemas de control y comunicación. ADA ha identificado los siguientes puntos
estratégicos para el programa: la mejora de la fiabilidad y la calidad de la
energía;
reducir los costos de funcionamiento, la mejora del tiempo de restauración
luego de interrupción;
el aumento de opciones de servicio al cliente, la integración de la generación
distribuida y opciones de almacenamiento, y la integración de los clientes al
sistema.
1.1.3. Modern Grid Initiative. Iniciativa de la red moderna.
Establecido por el Departamento norteamericano de Energía(DOE) en 2005 a
través de la Oficina de Entrega de Electricidad y Fiabilidad (OE) y El
Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL) de Estados Unidos de
Norte America, este programa se centra en una red moderna como un nuevo
modelo para la transmisión de electricidad que traerá una nueva era de
prosperidad para la energía. No Se ve a la red moderna como un mosaico de
esfuerzos para poder llevar la energía a los consumidores, sino como un
sistema total que utiliza las tecnologías más innovadoras de la más útil manera.
Estas manifestaciones establecerán el valor del desarrollo de un sistema
integrado a conjunto de tecnologías y procesos que se mueven hacia la
modernización de la red, Que tendrán que abordar los principales obstáculos y
establecer escalabilidad, amplia aplicabilidad, y un camino claro a un
despliegue completo de soluciones que ofrezcan beneficios convincentes.
10
1.1.4 GridWise. GridWise es el programa que representa la visión que los
EE.UU. tienen a través del Departamento de Energía (DOE) para el logro del
sistema de energía del futuro. La misión del del programa es modernizar la
infraestructura de la red eléctrica de distribución y sus operaciones, utilizando
dos vías del flujo de electricidad y de la información.
1.1.5 Advanced Grid Applications Consortium (GridApps).
Formado por la Corporation Concurrent Technologies en 2005, y patrocinado
por el Departamento de Energía, el consorcio GridApps
aplica las tecnologías y prácticas de utilidad para la modernización de la
transmisión y distribución eléctrica. las Tecnologías aplicadas por GridApps
pueden clasificarse en tres ámbitos: la vigilancia y gestión de tecnologías T & D
(transmisión y Distribución) , nuevos dispositivos, y la integración de sistemas /
ingeniería de sistemas para mejorar el rendimiento.
1.1.6 GridWorks.
GridWorks es un nuevo programa de actividad en el Departamento de Energía
de EE.UU. Su objetivo es mejorar la fiabilidad del sistema eléctrico a través de
la modernización de componentes claves de la red: cables y conductores, de
las subestaciones y sistemas de protección, y la electrónica de potencia. El
plan incluye actividades a corto plazo para mejorar gradualmente los sistemas
de distribución de energía y acelerar su introducción en el mercado. También
incluye actividades a largo plazo a desarrollar nuevas tecnologías,herramientas
y técnicas para apoyar la modernización de la red eléctrica para las
necesidades del siglo 21. El plan aboga por la coordinación los esfuerzos en
curso entre ellos: sistemas de superconductores de alta temperatura, la
fiabilidad de tecnologías de transmisión, tecnologías de distribución eléctrica,
dispositivos de almacenamiento de energía.
1.1.7 Visión de la Distribución 2010 (DV2010).
El objetivo de DV2010 es hacer alimentadores virtualmente "a prueba de
cortes" a través de una combinación de comunicaciones de alta velocidad,
dispositivos de conmutación, controladores inteligentes, y reconfigurado
alimentadores. los conceptos de DV2010 no se aplican a todos los
alimentadores. Por el contrario, los conceptos se utilizan para crear " Distritos
Operativos Premium " atendiendo a clientes que requieren un servicio de alta
calidad y estarían dispuestos a pagar más por el.
11
1.2 IMPACTO DE LAS TECNOLOGÍAS EN EL DISEÑO DE REDES
Con todas las actividades de investigación en Smart Grid, es conveniente
investigar si las tecnologías Smart Grid tendrán algún impacto en el diseño de
sistemas de distribución. la topología de una red inteligente será similar a las
topologías de hoy? Alternativamente, la base de la topología y el diseño de una
red inteligente se vera diferente? Para responder a estas preguntas, las
implicaciones de diseño asociadas a este desarrollo serán examinadas.
1.2.1 Infraestructura de Medición Avanzada (AMI)
Una red inteligente utilizará medidores digital avanzados en toda su extensión.
Estos medidores tendrán dos vías comunicación, deben ser capaces de
conectar y desconectar servicios a distancia, registrar de formas de onda,
vigilar la tensión y la corriente. Los medidores estarán en la misma ubicación
que estan actualmente, y, por tanto, no tendrá repercusiones directas en el
futuro diseño. Sin embargo, estos medidores pondrán una gran cantidad de
datos a disposición de los centros de operación y planificación, que pueden ser
utilizados para lograr una mayor fiabilidad y mejor utilización de los activos
(líneas, Transformadores). Quizás el mayor cambio que tendrán estos
avanzados medidores es permitir lecturas en tiempo real, esto permitiría que se
pudieran igualar los patrones de distribución de carga en el sistema, por medio
de una respuesta a la demanda de estos medidores inteligentes.
1.2.2 Automatización Distribuida (DA : Distribution Automation)
la distribución de la Automatización (DA) se refiere a la supervisión, control y
funciones de comunicación situado en el alimentador. Desde una perspectiva
del diseño, los aspectos más importantes de este concepto se encuentran en
las áreas de protección y de conmutación (a menudo integradas en el mismo
dispositivo). Estos dispositivos pueden interrumpir la corriente de falla, vigilar
las corrientes y voltajes, comunicarse uno con un otro, y automáticamente
reconfigurar el sistema para restaurar el servicio a los clientes y lograr otros
objetivos.
La capacidad de rapidez y flexibilidad reconfigurar una red de alimentadores es
un componente clave de Smart Grid. Esta capacidad, habilitada por DA,
también (1) requiere la distribución de los componentes que tienen la
capacidad suficiente para aceptar la transferencia, y (2) requiere que del
sistema de protección para poder aislar correctamente una falla en la topología
reconfigurada. Ambas cuestiones tienen un impacto enorme en el diseño del
sistema . Actualmente, la mayoría de los sistemas de distribución están
diseñados sobre la base de un gran Alimentador principal con tres fases y
luego se ramifican en fases monofásicas laterales.
Una red Smart Grid no sólo tratar de conectar a los clientes de las
subestaciones al más bajo costo posible si no que esta alimentación puede ser
rápida y flexiblemente reconfigurada. Por lo tanto, los futuros sistemas de
distribución serán diseñados más como una red integrada de líneas de
distribución, la cual se conecta a múltiples subestaciones. Diseñar, por lo
tanto, pasa de un enfoque en los alimentadores de la red para lograr un
sistema interconectado de alimentadores.
Tradicionalmente los sistemas de distribución actuales coordinan los
12
dispositivos de protección, en una red Smart Grid, la topología es flexible y de
este supuesto nace un problema de diseño par alas protecciones. Desde una
perspectiva del diseño, la topología del sistema y las protecciones del sistema
tendrán que ser planificadas junto con la correcta coordinación de las
protecciónes para una variedad de configuraciones posibles.
1.2.3 Generación Distribuida (DER Distributed Energy Resources)
Los Recursos de energía distribuidos (DER) o Generación distribuida son
pequeñas fuentes de generación y / o de almacenamiento que están
conectados a la red de distribución. Por los bajos niveles de penetración como
se verifica en la figura 1 (alrededor del 3.3 % de la demanda máxima para
Colombia) en comparación con otros países Europeos, DER no tienen un gran
efecto sobre el diseño del sistema, siempre que tengan una protección
adecuada en el punto de interconexión.
Una red de Smart Grid tiene el potencial de tener grandes y flexibles fuentes de
DER. En este caso, el sistema de distribución comienza a parecerse a un
pequeño sistema de transmisión y las necesidades de diseño a considerar
tienen cuestiones similares tales como la corriente de falla y el aumento de
carga.
Figura 1. Porcentaje De participación De la Generación Distribuida en Colombia
y otros países de referencia
13
1.3 INTEGRACION DE UNA RED SMART GRID
Consideremos la posibilidad de un sistema de distribución generalizado con
AMI, DA, y altos niveles de Generación Distribuida. Como se mencionó en la
sección anterior, cada una de estas tecnologías tiene ciertas implicaciones para
el diseño del sistema. Sin embargo, una verdadera red inteligente no trata a
estas tecnologías por separado. Por el contrario, una red inteligente integra las
funciones de AMI, DA, y DER (generación Distribuida) de modo que el total de
los beneficios son mayores que la suma de cada parte.
Entonces cabe la pregunta, ¿cuál será el sistema de diseño de un sistema de
distribución cuando se mira como puede sacar el máximo provecho de AMI,
DA, y DER?.
Esta red probablemente será operada radialmente con respecto al sistema de
transmisión, pero no radialmente con respecto a DER. por lo tanto, Las
Protecciones sobre esta columna vertebral, , tienen que ser "inteligentes", es
decir, la configuración de la protección de puede adaptarse a los cambios de
topología a fin de garantizar una coordinación adecuada.
Actualmente, los sistemas de distribución están diseñados para entregar
energía a los clientes dentro de ciertos limites de tensión sin sobrecargar el
equipo. En una red Smart Grid, estos criterios se dan por sentados. Los
lineamientos en las cuestiones de diseño para una red Inteligente serán
entonces el costo, la confiabilidad, la flexibilidad de la generación, y la elección
de los usuarios.
14
2) DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
Una visión de la red moderna debería incluir dentro de sus características las
cualidades de auto recuperación, confiabilidad y seguridad para garantizar
cierta calidad en el servicio. Para lograr estas cualidades una de las cosas más
importantes es la detección y localización de fallas en el sistema de
distribución. Por consiguiente, una red Smart Grid debe estar conformada por
dispositivos y métodos que ayuden a la detección y localización temprana de
fallas, para esto se analizara la importancia del Análisis en tiempo Real y la
utilización de nuevas técnicas como las redes Neuronales para la detección de
fallas.
2.1 ANALISIS EN TIEMPO REAL
Para el sector eléctrico es cada vez más necesario controlar y analizar mejor
los sistemas de distribución, y para una red Smart Grid esta es una de las
principales prioridades. la Planificación y el funcionamiento de las redes cada
vez es mas complejo. El Análisis en tiempo real está siendo visto como
necesario para lograr la eficiencia operativa y una aceptable la calidad del
servicio. Estos se logra con la combinación de circuitos computarizados de
análisis de medidas en tiempo real de los parámetros de la red (voltaje y
corriente en la red) y las salidas (consumo del cliente). Con los instrumentos
analíticos, opciones de visualización, y sistemas de control, el análisis en
tiempo real permitirá que los operadores de la red gestionen de forma activa la
red para lograr una mejor eficiencia operativa y para anticipar y evitar
interrupciones del servicio y otros problemas de funcionamiento. La mayoría de
las herramientas necesarias para el análisis en tiempo real ya están
disponibles. Equipo de análisis del flujo de carga han sido utilizado por
empresas de servicios públicos de transporte y distribución por décadas para
simular y analizar la tensión, corriente, y el flujo de potencia real y reactiva del
sistema para la planificación y las operaciones. SCADA(Supervisory Control
and Data Acquisition) ha llegado a ser de uso casi universal de las empresas
de transporte y distribución y hace posible el seguimiento y control en línea de
los generadores, las líneas de transmisión, subestaciones, líneas de
distribución, y de equipos y dispositivos. Los medidores Inteligentes, en la
última década, se han convertido en una importante y ampliamente herramienta
utilizada no sólo para la lectura de medidas residenciales y comerciales, sino
también para la adquisición de datos sobre el sistema de distribución. Los
Desafíos para el análisis en tiempo real y la gestión activa de la red incluyen la
consecución del pleno despliegue de SCADA , contadores inteligentes, la
obtención del ancho de banda necesario y velocidad de las comunicaciones de
datos, la integración de datos provenientes de distintas partes de la red y
distintos de hardware y software, el perfeccionamiento de los métodos
computacionales, y aprender a utilizar el resultados para la planificación y
operación de la red, logrando la transformación del diseño de la red de
distribución para aprovechar al máximo el control. En este capitulo se propone:
• Analizar por qué el análisis en tiempo real es necesario y útil;
15
• Definir lo que el análisis en tiempo real es;
• Describir cómo el análisis en tiempo real se pueda hacer para trabajar en las
líneas de distribución, y
2.1.1. DEFINICIÓN DE ANÁLISIS EN TIEMPO REAL
Este es un nuevo término, en búsqueda de un nuevo enfoque de las
operaciones de la red de distribución eléctrica. Que requiere el análisis en
tiempo real y busca la gestión activa de la red.
2.1.1.1 Análisis en tiempo real de la red
EL análisis en tiempo real de la red es la combinación de circuitos informáticos
modelando y analizando los consumos en tiempo real de los consumos de los
clientes y los datos de la fuente de alimentación para determinar las tensiones
y corrientes en todos los elementos (líneas, equipos, dispositivos) en la red. El
Análisis se hace de manera continua para determinar en tiempo real de las
características de la red.
El análisis es el medio para un fin - la gestión activa de la red.
Los datos en tiempo real y los resultados de cálculo se utilizan para facilitar el
despacho de la generación, cambios de línea, el control en línea de equipos y
dispositivos, y el control de la cargadle cliente para alcanzar las metas
operacionales. El Análisis en tiempo real proporciona dos importantes
resultados:
• Calculo del presente y futuro a muy corto plazo los valores de voltaje y
corriente para los elementos de red que no son medidos y controlados en
tiempo real, y
• Informa y muestra los datos medidos y calculados en formatos y en las
plataformas, que puede ser entendido y utilizado por los operadores de
sistemas, analistas para gestionar de forma activa la red.
2.1.1.2 Estimación de Estado en Generación y Transmisión
la estimación del estado transmisión y generación (G & T) es ampliamente
utilizado por los centros de control, no sólo para calcular en tiempo real la
condición de la generación y transmisión en la red, sino también para estimar
la condición de la red en el futuro inmediato. La capacidad de extrapolar con
exactitud el estado actual para el futuro inmediato, junto con el diseño de un
sistema adecuado de controles, permite la gestión proactiva de los elementos
controlables para lograr las metas operacionales como la economía, la
eficiencia, la confiabilidad, el impacto medioambiental, etc
Si bien el análisis de redes por G & T tiene su propio conjunto de
complicaciones y dificultades, tiene una ventaja significativa sobre el control de
los sistemas de distribución. El G & T, tiene un número limitado de grupos de
generadores, líneas de transmisión, equipos y dispositivos, hasta el cual es
técnica y económicamente viable para medir y comunicar a un ordenador
central todos los datos necesarios para todos los nodos y elementos
importantes en el sistema de G & T.
16
2.1.1.3 Estimación de Estado en distribución
El análisis en tiempo real para distribución es un requerimiento para la
estimación de estado en distribución, o el proceso de predecir las condiciones
en el futuro cercano del sistema de distribución. Debido al enorme número de
nodos y elementos de cualquier sistema de distribución (por ejemplo, cientos o
miles de veces más que para G & T), es técnicamente imposible obtener de
manera continua el modelo de la red de distribución en tiempo real. Incluso si
estos modelos fueran técnicamente viables, sería prohibitivamente costoso.
2.1.1.4 Usos del análisis en tiempo real
2.1.1.4.1 Gestión activa de un sistema de distribución dinámico
Los Sistemas de distribución eléctricos son dinámicos, es decir, las condiciones
de la red de distribución cambian continuamente en función de una serie de
factores. la demanda de energía y el consumo de lamisca varía continuamente
con el tiempo, a veces con grandes y frecuentes cambios en la magnitud.
Algunos cambios son poco frecuentes y previsibles, como los derivados de las
acciones de los empleados de servicios públicos (de conmutación para la
construcción y el mantenimiento, la conexión de nuevos clientes, y la
desconexión de los clientes existentes). Otros más frecuentes y menos
previsibles son el resultado de los cambios automáticos de regulación de
voltaje, la compensación reactiva, etc.
Si bien los sistemas de distribución eléctricos son dinámicos, sin supervisión,
análisis y control basado en el análisis en tiempo real, el sistema debe ser
planificado, construido y operado como si fueran sistemas estáticos. La
Planificación, construcción y operación debe basarse en la probabilidad de
predecir las condiciones y situaciones de contingencia que a su vez se basa en
la topología de la red conocida y condiciones de carga.
El Análisis en tiempo real permitirá que los ingenieros y los operadores pasen
de las operaciones de cambio estático, basado en predecir los escenarios, a la
vigilancia activa y el control de la red de distribución. Este cambio permitirá la
toma de decisiones y el control de equipos y dispositivos basados en la
información completa del sistema tal como existe en ese mismo momento, o
incluso poco antes, así como a la condición de del sistema en un tiempo muy
corto en el futuro.
El conocimiento de la realidad y las características del sistema eléctrico en
tiempo real, junto con la historia del pasado inmediato y las predicciones de las
condiciones de un futuro inmediato, permite que la posibilidad para cambiar el
flujo de potencio a otras líneas, cambiar los taps en transformadores, controlar
la gestión de cargas, el despacho de generación distribuida, y hacer otras
modificaciones del sistema para lograr las metas operacionales relacionados
con la economía, la eficiencia, la fiabilidad, de impacto medioambiental, servicio
al cliente, seguridad, y seguridad.
17
2.1.1.4.2 Mejorar la planificación del sistema
La capacidad para determinar y documentar la carga del sistema y las
condiciones de voltaje casi continuamente proporcionará sustancialmente
mejores datos para utilizar en la planificación del crecimiento del sistema. La
planificación del sistema ya no se limita a la previsión del futuro sobre la base
de las condiciones de un puñado de escenarios históricos de carga.
Aún más importante, el análisis en tiempo real y la gestión activa de de la red
configurará una utilidad para planificar el futuro con más precisión y flexibilidad,
En lugar de utilizar métodos redundantes y el exceso de capacidad, los
operadores serán capaz de planificar con mucha más precisión y flexibilidad.
La capacidad de observar el rendimiento real de cada área del sistema
permitiría revisar periódicamente el sistema de planificación en busca de
mejorar, retrasar o acelerar según sea necesario.
2.1.1.4.3 Proporcionar la capacidad de responder a nuevos requisitos de
Servicio al Cliente
Durante décadas, ha habido pocos cambios en los criterios básicos para la
planificación y el funcionamiento del sistema de distribución. La carga del
sistema, ha cambiado en densidad y magnitud, la capacidad de los equipos y
la la eficiencia de los mismos, pero los fundamentos de la planificación y las
operaciones del sistema siguen siendo los mismos.
En los últimos años, una variedad de requerimientos de los clientes han surgido
afectando dramáticamente la planificación y el funcionamiento de la red
eléctrica. Estas cuestiones incluyen:
• Control y calidad de la Potencia (armónicos, flicker, interrupciones
momentáneas, regulación de voltaje, la conexión a tierra, etc);
• confiabilidad del Servicio (cero interrupción del servicio);
• flexibilidad del Servicio;
• Las ofertas de energías renovables (que proporciona opciones a los clientes
a comprar una parte o la totalidad de sus necesidades de energía "verde");
• instalaciones de generación distribuida (solar, eólica, pilas de combustible, los
motores convencionales o CT) instalados por los clientes en funcion de la
economía, la fiabilidad, o de impacto ambiental;
• La generación distribuida instalada en las instalaciones del cliente (en lugar
de T & D de construcción, para reducir las pérdidas, para regular la tensión,
aumentar la fiabilidad, para tomar ventaja de los combustibles renovables, etc),
y
• Opciones almacenamiento Distribuidos utilizados por los clientes (vehículos
eléctricos híbridos, tecnología avanzada de pilas, UPS).
Si bien no es una certeza de que cualquiera de estos temas tendrán un impacto
grande en los sistemas de distribución, es probable que estos y otros cambios
se produzcan con más frecuencia y con mayor impacto acumulativo. El Análisis
en tiempo real es la única forma completa y manejable que permitirá dar cabida
a esos nuevos requerimientos y tomar ventaja de ellos mismos.
18
2.1.5 PROYECTOS PILOTOS
Smart GRid no se concibe totalmente formado y listo para funcionar. Como ha
sido el caso con cada nueva tecnología, cada nueva estrategia, cada nueva
orden de cosas, habrá una curva de aprendizaje. Las empresas de distribución
y transmisión no pueden avanzar a lo largo de la curva de aprendizaje hasta
empezar a utilizar el análisis en tiempo real y la gestión activa de la red.
Los desarrolladores de T & D para análisis de circuitos estan empezando a
trabajar con los principales proveedores de SCADA y AMR en proyectos piloto
sobre el tema. Milsoft Solutions esta en un proceso de planificación de un
proyecto piloto con Cannon Technologies AMR en Kentucky. Este proyecto
piloto incluirá la tecnología existente que más cerca esta de completar el
análisis en tiempo real. Uno de los importantes resultados de los proyectos
piloto establece un punto de partida para el número mínimo de medidores en
línea con SCADA.
Conocer más acerca de estos temas sera cada vez mas crucial para que las
empresas de servicios públicos puedan planificar y ejecutar el despliegue de
análisis en tiempo real en todo el sistema.
2.1.6. Necesidades para lograr el análisis en tiempo real
El análisis tiempo real en distribución no es posible hoy en día. La cosa más
cercana es el análisis automatizado de corte de gestión basado en un detallado
circuito eléctrico de modo que se adapta a los aportes de datos de SCADA y
AMR. En búsqueda de pasar de la gestión activa de la red solo durante eventos
de contingencia a la continua gestión activa la de la red, se necesitan varias
cosas:
2.1.6.1 Un Modelo de circuito Detallado:
Equipos de análisis del flujo de carga han sido utilizado por empresas de
servicios públicos de transporte y distribución por décadas para simular y
analizar la tensión, corriente, y el flujo de potencia real y reactiva del sistema
para la planificación y operaciones de la red. Precisar y detallar un modelo de
circuito es la base del análisis en tiempo real, mientras que algunas variables
necesarias son medidas para lograr la precisión en tiempo real. Parte del reto
de análisis en tiempo real será el desarrollo de algoritmos que puedan
establecer un nivel aceptable de exactitud sin conocer la impedancia de los
principales transformadores a los lugares de medición.
2.1.6.2 Datos desde SCADA
SCADA
Es una aplicación de software especialmente diseñada para funcionar sobre
ordenadores (computadores) en el control de producción, proporcionando
comunicación con los dispositivos de campo (controladores autónomos) y
controlando el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador.
También provee de toda la información que se genera en el proceso productivo
a diversos usuarios, tanto del mismo nivel como de otros usuarios supervisores
19
dentro de la empresa (supervisión, control calidad, control de producción,
almacenamiento de datos, etc.).
Comprende todas aquellas soluciones de aplicación para referirse a la captura
de información de un proceso o planta, no necesariamente industrial, para que,
con esta información, sea posible realizar una serie de análisis o estudios con
los que se pueden obtener valiosos indicadores que permitan una
retroalimentación sobre un operador o sobre el propio proceso, tales como:
•
Indicadores sin retroalimentación inherente (no afectan al proceso, sólo
al operador):
o Estado actual del proceso. Valores instantáneos;
o Desviación o deriva del proceso. Evolución histórica y acumulada;
•
Indicadores con retroalimentación inherente (afectan al proceso,
después al operador):
o Generación de alarmas;
o HMI Human Machine Interface (Interfaces hombre-máquina);
o Toma de decisiones:
Mediante operatoria humana;
Automática (mediante la utilización de sistemas basados
en el conocimiento o sistemas expertos).
Figura 2. Configuración de un Esquema de un sistema típico Scada
Este esquema es un ejemplo de la aplicación del sistema SCADA en áreas
industriales. Éstas áreas pueden ser:
•
•
Monitorear procesos químicos, físicos o de transporte en sistemas de
suministro de agua, para controlar la generación y distribución de
energía eléctrica, de gas o en oleoductos y otros procesos de
distribución.
Gestión de la producción (facilita la programación de la fabricación).
20
•
•
•
•
Mantenimiento (proporciona magnitudes de interés tales para evaluar y
determinar modos de fallo, índices de Fiabilidad, entre otros).
Control de Calidad (proporciona de manera automatizada los datos
necesarios para calcular índices de estabilidad de la producción ,
tolerancias, índice de piezas, etc.)
Administración (actualmente pueden enlazarse estos datos del SCADA
con un servidor ERP (Enterprise Resource Planning o sistema de
planificación de recursos empresariales), e integrarse como un módulo
más).
Tratamiento histórico de información (mediante su incorporación en
bases de datos).
El Análisis en tiempo real requiere datos medidos en las fuentes (generadores /
líneas de transmisión / subestaciones y barras) de potencia y energía.
Afortunadamente, SCADA ha sido de uso casi universal en las empresas de
servicios públicos y de transporte y distribución de todos los tamaños. Esto
hace posible el seguimiento y control de los generadores, las líneas de
transmisión, subestaciones, líneas de distribución, en línea de equipos y
dispositivos( 5 ). EL Análisis en tiempo real requiere la informacion de las
subestaciones (u otro punto de la fuente) y cada línea de distribución:
• status de encendido / apagado o cambiar el estado actual del dispositivo ;
• corriente para cada fase;
• factor de potencia de cada fase;
• voltaje de cada fase.
En la medida en que se dispone de datos de SCADA para algunos elementos o
nodos de la red de distribución, estos pueden ser incorporados en el análisis en
tiempo real para mejorar la utilidad y precisión de los resultados.
Los sistemas SCADA en la mayoría de los sistemas de distribución pueden
proporcionar lecturas por lo menos cada 15 minutos inclusive con mucha más
frecuencia, tan a menudo como cada pocos segundos.
2.1.6.3 Datos de Medidores inteligentes
El Análisis en tiempo real requiere datos medidos en la carga (clientes) de
potencia y energía.los medidores “Inteligentes”, en la última década, se han
convertido en una importante herramienta ampliamente utilizada en paises
desarrollados no sólo para la lectura residencial y comercial, sino también para
la captura de datos sobre el sistema de distribución. Desafortunadamente, en
nuestro país es escasa o nula la utilización de este tipo de medidores.
Uno de los mayores desafíos para el análisis en tiempo real es obtener la
información necesaria. La mayoría de las empresas de servicios públicos no
disponen de AMR (Automatic meter reading : medidores con lectura
automática) plenamente desplegados, e incluso si lo hacen, la mayoría de los
sistemas AMR simplemente no tienen el ancho de banda o la velocidad para
hacer esta información este disponible en tiempo real. La mayoría sólo será
capaz de proporcionar los datos almacenados durante un período determinado,
21
como la anterior de 24 horas, a pocos minutos a unas pocas horas después del
final de ese período.
2.1.6.4 Un software Rápido y fácil utilizar
Nuevos enfoques para el modelado de circuitos y un software para el análisis
será necesario para ofrecer una rapidez de cálculo apropiada paa lograr el
Analisis en tiempo real.
El Análisis en tiempo real también requerirá nuevas formas de presentación de
datos, visualización, análisis y condiciones del sistema de distribución para
lograr la gestión adecuada y de esta manera se pueda tomar ventaja de los
resultados .
Se deben resolver un par de problemas de software enormes. La primera es la
necesidad de integrar datos de diferentes proveedores de sistemas SCADA y
AMR, y de diversos protocolos de telecomunicaciones. El otro reto es el
desarrollo del software necesario para aceptar casi continuamente grandes
cantidades de datos desde múltiples fuentes en tiempo real (5).
(5) Real Time Distribution Analysis for Electric Utilities
2.2 LOCALIZACION Y DETECCION DE FALLAS
En esta parte del capítulo, inicialmente se presentan de manera generalizada
los métodos que aprovechan todo tipo de información que se pueda obtener
del sistema, que en este documento se denomina genéricamente como
“descriptores”. Se presenta por tanto un estado del arte de los MCBC
(métodos basados en el conocimiento) que se pueden adaptar al problema de
la localización de fallas. Finalmente se omiten los métodos que estiman la
impedancia desde el punto de medida, a partir de los valores eficaces de prefalta y falta del fundamental de tensión y corriente y los parámetros de la red;
denominados como Métodos Basados en el Modelo (MBM) ya que estos son
metodos que fundamentalmente se reduce al calculo. Por ultimo se realizar un
análisis comparativo de los mismos mediante una tabla. .
2.2.1 Aplicaciones de sistemas basados en el conocimiento a la
localización de fallas en redes de distribución
En este capitulo se presenta una síntesis de algunos de los trabajos más
relevantes donde se aplican metodologías propias del campo de la inteligencia
artificial. Esta Sección tiene como intención, dar una mirada al estado del arte
acerca aplicaciones e implementaciones realizadas en el área de localización
de faltas.
Un sistema basado en el conocimiento para localizar interrupciones del
servicio usando datos comprensibles de las llamadas de los clientes, sistemas
automáticos de medida remotos y sistemas de control supervisado y
adquisición de datos (SCADA), se presenta en [3]. Este algoritmo utiliza la
capacidad de lectura bajo demanda del sistema de medida, el cual permite al
centro de control comunicarse remotamente con los controles del medidor. El
algoritmo propuesto tiene dos partes importantes, el procedimiento de
22
escalamiento de la interrupción y el de solicitud de información a los medidores
(metter polling). El escalamiento involucra la búsqueda de la región de acuerdo
con la información comprensiva de la interrupción. El procedimiento de solicitud
de información a los medidores incluye el diseño del esquema de solicitud de
información y la confirmación de la localización de la interrupción de acuerdo
con los resultados del análisis de la información recibida. El algoritmo fue
diseñado para trabajar adecuadamente durante una o varias situaciones de
interrupción del servicio.
En [4] se propone una estructura de red Bayesiana en base al conocimiento
experto y a los datos históricos para el diagnóstico de faltas en alimentadores
de distribución. Esta red imita la relación causal entre el equipo bajo falta y las
observaciones durante las interrupciones del servicio del alimentador, tales
como distribución regional de las llamadas de reporte de problema de los
clientes, observaciones anormales de los alimentadores expresadas en las
llamadas, y los eventos
climáticos en la región en la que se encuentra la línea. El sistema desarrollado
fue usado para simular varios escenarios de falta del alimentador y para
entrenar equipos de mantenimiento e inspección de alimentadores. El
cuestionario desarrollado puede ser rápidamente adaptado para asegurar les
fortalezas de las reglas de inferencia en otras redes bayesianas.
En [5], se presenta una propuesta de optimización basado en algoritmos
inmunes (IA based), para la estimación de la sección bajo falta en un sistema
de distribución. A través de la teoría de evolución inmunológica, un anticuerpo
que más se asemeje al antígeno correspondiente seconvierte en la solución.
Para la aplicación de este método al problema de estimación, cada sección del
modelo del sistema de potencia puede ser considerada como un “anticuerpo”.
En [6], la aplicación de las redes neuronales de función de base radial (RBF),
se utiliza para la clasificación y localización de faltas en líneas de transmisión.
Las muestras instantáneas de tensión y corriente, se utilizan como entradas de
una red neuronal artificial. Para la clasificación de la falta, únicamente las
muestras de falta y prefalta de la corriente son suficientes, para la localización
de requieren las muestras de prefalta y falta de ambos, tensión y corriente de
las tres fases. Para validar la propuesta, se realizaron estudios de simulación
en dos modelos de sistema de potencia, uno de ellos es una línea de
transmisión alimentada por un solo terminal, mientras que el otro es una línea
alimentada por ambos terminales. El modelo fue sometido a diferentes tipos
de faltas a condiciones de operación diferentes para las variaciones en la
localización de la falta, ángulo de inserción de la misma y resistencia de falta.
Los equipos de mantenimiento usualmente identifican las faltas utilizando las
llamadas de los clientes quienes reportan problemas, observaciones
anormales en los alimentadores que han sido reportados en las llamadas.
Usualmente cada falta es registrada en una tabla que incluye la hora, la fecha,
la dirección, el equipo faltado, las causas o accidentes, entre los más
importantes. Estas bases de datos acumulan una gran cantidad de información
durante años. El estudio propuesto en [7] está orientado al uso de la “rough set
23
theory” (herramienta matemática para manipular conjuntos de información vaga
o incompleta), como una herramienta de minería de datos para obtener
patrones y reglas útiles para el diagnóstico del equipo en falta y su
localización. En particular, los datos históricos de alimentadores de distribución
de sistemas reales de Taiwán Power Company fueron usados para la
validación de la metodología propuesta.
En [8], se presenta una propuesta para el diagnóstico de las faltas en redes de
distribución, mediante el uso de conocimiento heurístico de los operadores del
centro de control y de la información obtenida de las bases de datos de la red y
los sistemas SCADA. Sin embargo, la naturaleza de este conocimiento
heurístico es inexacta e incierta. También, la información obtenida del sistema
de control remoto contiene in certezas y puede ser incorrecto, conflictivo o
inadecuado. Este artículo propone un método basado en la teoría de conjuntos
difusos para tratar la in certeza involucrada en el proceso de localización de
faltas en las redes de distribución.
En [9] se propone un sistema experto basado en reglas, para localizar las
faltas en un sistema de distribución. Un conjunto de reglas heurísticas son
compiladas a partir de la experiencia de los operadores y se encuentran
embebidas en la base de reglas. Para localizar faltas en sistemas de
distribución, un mecanismo de inferencia se desarrollado para que
desempeñe razonamientos deductivos en las reglas de la base de
conocimiento. El mecanismo de inferencia comprende tres partes
principales:
Un método dinámico de búsqueda, aproximación de “backtracking”(algoritmo
usado por lenguajes de programación lógica tales como Prolog para encontrar
los posibles caminos para alcanzar una meta ) y la operación de intersección
de conjuntos.
Un algoritmo para basado en las señales de corriente medidas en la
subestación de distribución, el conocimiento de los elementos de protección y
las redes ANFIS se presenta en [10].
Como resultado se muestra que este método permite localizar la zona bajo
falta pro el uso de patrones de corriente mediante la elaboración de reglas “if –
then” y el uso del modulo neuronal. En esta aplicación se utilizan las
características asociadas a las variaciones de la señal de corriente, como
resultado de la operación de los dispositivos de protección del circuito tales
como reconectadotes, seccionadores y fusibles. Esto es lo que se denomina
como “firma” del sistema”.
Cada uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas. Entre las más
importantes están el requerimiento de gran cantidad y diversidad de fuentes de
información tal como llamadas de clientes, mediciones del sistema SCADA y
condiciones climáticas entre otros, como se plantea en [3] [4] [5] [7]. Otros
sistemas plantean el uso del conocimiento experto de los operadores para
desarrollar sistemas basados en reglas [8] [9]. Un método muy interesante,
que utiliza solo las medidas de tensión y de corriente, y que muestra su
efectividad para localizar faltas en redes de transmisión es el que se presenta
24
en [6]. Un método aplicado a las redes de distribución se presenta en [10], el
cual a pesar de usar solo información de los patrones de corrientes registrados
bajo condiciones de falta, está limitado a sistemas pequeños y la determinación
de una zona en falta, que debe ser muy grande para satisfacer las condiciones
de precisión del método.
En la tabla.1 se presentan algunas de las principales características de los
métodos analizados
Método
Aplicación
[3]
Distribución
[4]
Datos históricos de faltas,
llamadas de
clientes,conocimiento de
Distribución los expertos
[5]
Distribución
Activación de elementos de
protección, estado de
interruptores de la
subestación
[6]
Transmisión corriente en la subestación
Parámetros del circuito,
Medidas de V e
I,Condiciones climáticas,
Distribución posible causa de la falta
Parámetros y topología del
sistema, Medidas de
tensión y corriente,
Información de SCADA
((Corriente da falta,
activación de detectores de
falta, condiciones
climáticas), Información
de activación de
Distribución protecciones.
Parámetros y topología de
la red, histórico de
Región en falla y llamadas
de los clientes.
Distribución
Información requerida
Llamadas de clientes,
medidas del sistema e
información remita del
sistema SCADA.
Medidas de tensión y
[7]
[8]
Técnica
Utilizada
Informacion de salida
sistemas
expertos
region o equipo en falta
Redes
bayesianas
Equipo en falta
Algoritmos
inmunes
Alimentadores,equipos
en falla
Redes
Tipo de falla y distancia
Neuranales RBF de falla
“Rougth set
theory”
Equipo en falta
Teoría
de conjuntos
difusos
.
Distancia de falta
Sistema basado
en reglas
Region en falla
Sistema basado
en reglas
[10]
Distribución Medidas de corriente.
Region en falla
Tabla 1. Principales características de los métodos analizados
[9]
25
3) CONTROL DINÁMICO DE FLUJO DE POTENCIAS
El control dinámico del flujo de potencias, propone métodos “inteligentes”, que
asociados al proceso de sistematización y apoyados por la automatización
insertada en la red, puedan modificar estados de la misma y permitir flujos de
corriente preferenciales a zonas explícitas de la red. Además de mantener la
calidad de la energía en niveles adecuados.
Obtener información en tiempo real mediante sensores de voltaje, corriente,
fase, entre otros. Con el fin de conocer el flujo de potencia en el sistema
eléctrico y mediante tecnologías SSSC (por sus siglas del inglés,
Synchronous Series Static Compesator) y UPFC (por sus siglas del inglés,
Unified Power Flow Compensator) poder ejecutar acciones para redireccionar dicho flujo optimizando el desempeño de las líneas en condiciones
de contingencia, normales y/o sobrecarga. Teniendo en cuenta que ampliar los
márgenes de confiabilidad y preservar la seguridad del sistema es la misión
primordial de una empresa de distribución de energía eléctrica. Los sistemas
más antiguos son de estructura radial, principalmente porque que proporcionan
una buena relación costo beneficio y son plenamente controlables. Sin
embargo, los sistemas radiales son poco confiables, ya que una falla puede
resultar en un corte de energía para todos los usuarios que pertenecen a él,
comprometiendo gravemente la confiabilidad del sistema.
Un enfoque más sencillo para mejorar la confiabilidad de los sistemas de
distribución se basa en el uso de redes enmalladas altamente interconectadas.
Esas redes se han utilizado en alta densidad en las zonas urbanas durante
muchos años por la alta confiabilidad alcanzada, pero algunas líneas son
subutilizadas y se presenta falta de flexibilidad en virtud de contingencias o de
las condiciones de crecimiento de la carga. Con la utilización de nuevas
técnicas se puede lograr que estas redes sean más controlables y maximizar
la capacidad de la red en virtud de diversas contingencias y condiciones de
crecimiento de la carga, una de estas técnicas se basa en el uso de módulos
de control de flujo de potencias conocidos como módulos CLIC (por sus siglas
del inglés, Current Limiting Conductor) [11].
3.1 DISPOSITIVOS FACTS
Como un resultado del crecimiento de los sistemas y de la desregulación,
Surgieron problemáticas que han causado serias perturbaciones en los
sistemas, que generan requerimientos adicionales para el control de flujo de
carga y para suplir con confiabilidad todo el sistema, por ende estimulando el
desarrollo de equipos de control para SEP’s, a diseñar esquemas de
protección del sistema contra inestabilidad de voltaje, inestabilidad angular,
inestabilidad de frecuencia, con el fin de incrementar propiedades de
amortiguamiento o para otros propósitos específicos como evitar la apertura de
líneas en cascada. Existen diferentes dispositivos de control utilizados para
26
garantizar la operación estable de los sistemas eléctricos de potencia. Los
controles convencionales utilizados para estos efectos hacen uso de teorías
avanzadas de control que actúan sobre variables críticas de las máquinas
generadoras y que permiten, bajo ciertas condiciones, incrementar los límites
de estabilidad y por tanto, controlar el amortiguamiento de las oscilaciones que
puedan aparecer en el sistema. Sin embargo, este tipo de controladores que
actúan sobre la máquina síncrona, por sí solos no permiten realizar manejo de
la congestión del SEP, y con el incremento en el suministro de energía a
grandes distancias se podrían tener condiciones severas en la transmisión,
bajo las cuales estos controles convencionales pueden, en algunos casos, no
suministrar amortiguamiento suficiente ante la presencia de oscilaciones tipo
inter- área [6].
Las innovaciones en tecnología de semiconductores han permitido la
construcción de nuevos y poderosos tiristores como los tiristores de apagado
de puerta, GTOs (Gate Turn off Thyristors) y como los transistores bipolares de
puerta aislada, IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor). El desarrollo basado
en esos dispositivos semiconductores primero estableció la tecnología de
transmisión DC a alto voltaje HVDC, como una alternativa para la transmisión
AC a largas distancias [6], y ésta tecnología, a su vez, estableció la base para
el desarrollo de los sistemas de transmisión flexible en AC, FACTS, equipos
que pueden ser usados para resolver los problemas en sistemas de
transmisión AC mencionados en los numerales anteriores.
Los controladores FACTS son el resultado de una combinación de equipos
Convencionales de compensación, tecnología de punta en electrónica de
potencia y de microelectrónica. Estos aspectos sumados al uso de los avances
en el área de las comunicaciones, hacen de los dispositivos FACTS equipos
que contribuyen a una operación óptima de un SEP.
Así, los FACTS pueden ser definidos como aquellos sistemas de transmisión
en corriente alterna basados en electrónica de potencia, y en otros
controladores estáticos, cuyo fin es aumentar la controlabilidad e incrementar la
capacidad de transferencia de potencia de un SEP [8].
Figura 3. Dispositivos FACTS
27
Controladores en serie
El controlador serie puede ser una impedancia variable, como un
condensador, un reactor, o un convertidor estático con frecuencias
Fundamental, subsincrona y armónicas. En principio, todos los
controladores serie inyectan un voltaje en serie con la línea ya que una
impedancia variable en serie, multiplicada por el flujo de corriente,
representa un voltaje serie inyectado a la línea. Mientras que el voltaje esté
en cuadratura con la corriente de línea, el controlador serie solo consume o
inyecta potencia reactiva. Cualquier otra combinación de fase involucrará
también el manejo de potencia activa. Así, el efecto fundamental de este tipo
de equipos es controlar la corriente en la línea de transmisión.
Figura 4. Representación Controlador Serie
Controlador serie ideal
Un controlador serie ideal puede representarse como una fuente de voltaje
conectada en la mitad de la línea de transmisión como se indica en la figura 4,
y el voltaje serie inyectado, Vf, puede reemplazarse por una impedancia
reactiva, si éste está en cuadratura con la corriente como se indica en la
figura 4. La corriente bajo esta condición será :
De esta expresión observamos que la impedancia total equivalente de la
línea de transmisión se modifica sumando o restando la impedancia de
compensación a la impedancia de la línea. El factor a es el grado de
compensación serie. El valor absoluto de a varía entre 0 y 1, y su signo es
positivo para compensación capacitiva y negativo para compensación
inductiva.
la ecuación de transferencia de potencia activa en la línea de transmisión la
podemos expresar de la siguiente manera:
28
Y la potencia reactiva suministrada por el controlador quedará definida por:
Los dispositivos FACTS para compensación serie son los siguientes [12,
13,14]:
3.1.1 Compensador Serie Conmutado por Tiristores (TSSC):
Este dispositivo es una reactancia capacitiva que consiste en un arreglo de
bancos de
condensadores en serie con la línea y en paralelo con un interruptor
formado por tiristores para lograr una variación escalonada de la reactancia.
El grado de compensación varía sólo entre valores discretos. En este caso la
capacitancia equivalente se controla con el número de interruptores cerrados
(Figura 5).
Figura 5 Arquitectura básica de dispositivo TSSC
3.1. 2 Compensador Serie Controlado por Tiristores (TCSC):
Este controlador es, en esencia, un condensador en serie con la línea y en
paralelo con un reactor controlado por un arreglo de tiristores. Controlando el
ángulo de encendido del tiristor se puede modificar la impedancia efectiva del
reactor en paralelo. De esta forma, con el TCSC puede obtenerse un rango
continuo de variación para el grado de compensación (Figura 6).
Figura 6Arquitectura básica de dispositivo TCSC
29
3.1. 3 Compensador Serie de VAR Estático (SSVC):
Consiste en un arreglo de compensadores en serie con la línea (TSSC, TCSC),
manejados por un controlador con una estrategia de control específica,
típicamente mantener un flujo determinado de potencia activa por una línea
(Figura.7). El sistema de control requiere datos de corriente y de voltaje que se
obtienen de transformadores de medida que se indican en la figura 7 como TC
y TP.
Figura 7 Arquitectura básica de dispositivo SSVC
3.1. 4 Compensador Serie Sincrónico Estático (SSSC):
Es uno de los controladores FACTS más importantes. Este permite la
inyección de un voltaje serie en cuadratura con la corriente de línea e
independientemente de esta. Su propósito es aumentar o disminuir la caída de
voltaje reactiva de la línea y controlar así la potencia transferida.
Este equipo puede incluir dispositivos de almacenamiento o absorción de
energía para mejorar el desempeño dinámico del sistema de potencia por
medio de la compensación adicional de potencia activa temporal,
incrementando o disminuyendo temporalmente la caída de voltaje resistiva de
la línea. Y puede estar basado en convertidores de voltaje o de corriente
pero su conexión estando en serie con la línea. Los voltajes inyectados serán
relativamente pequeños comparados con el voltaje de la línea y el aislamiento
a tierra deberá de ser bastante elevado.
Este compensador, a diferencia de otros equipos serie, no utiliza dispositivos
de conmutación para controlar la circulación de corriente del elemento de
compensación (condensador, bobina). La inyección de voltaje en cuadratura
se obtiene con un condensador en corriente continua, conectado a la línea de
transmisión a través de un conversor de fuente de voltaje (VSC) y un
transformador serie. El grado de compensación se controla modificando el
voltaje de salida del VSC, pudiendo incluso invertirse la fase, obteniéndose
así compensación inductiva. El SSSC puede entregar un voltaje de salida
independiente de la corriente de línea, por lo tanto su impedancia es
esencialmente cero en la frecuencia fundamental [5], (Figura 8). El sistema
30
de control requiere muestreos de corriente y de voltaje que se obtienen de
transformadores de medida que se indican en la figura 8 como TC y TP.
Figura 8 Arquitectura básica de dispositivo SSSC
3.1. 5 Reactor serie controlado por tiristores (TCSR):
Es básicamente un compensador de reactancia inductiva que se conforma de
un reactor en serie con la línea y en paralelo a un reactor controlado por
tiristores. Este dispositivo logra una variación continua de la reactancia
inductiva. Hay una versión conocida como TSSR, que corresponde a un reactor
serie conmutado por tiristores que solo permite una variación discreta de la
reactancia inductiva.
Figura 9 a) Arquitectura básica de dispositivo TCSR o
TSSR, b) Esquema de compensador por ángulo de fase
31
Controladores en paralelo
Los controladores en paralelo son dispositivos que mediante la inyección de
corriente reactiva, permiten controlar el voltaje en un nodo, independientemente
de las líneas conectadas a este, (a diferencia de un controlador serie, que en
algunos casos podría requerir controladores independientes para cada línea,
sobre todo en el supuesto fallo de una de las
líneas).
Así, el principio de operación de un controlador paralelo consiste en suministrar
potencia reactiva a la línea, buscando aumentar la transferencia de potencia
activa por ella mediante una mejora en su factor de potencia, y manteniendo a
la vez los niveles de voltaje dentro de los rangos de seguridad bajo condiciones
de carga extremas.
Figura 10 Compensador en paralelo ideal
las potencias activa y reactiva en el nodo S estarían dadas por la siguiente
ecuación, y su representación gráfica corresponde a la figura 11.
32
Figura 11 Variación del flujo de potencia en una línea debido a
compensación paralela
Los dispositivos FACTS diseñados para realizar compensación en paralelo,
más relevantes, son [5, 8,10]:
3.1. 6 Reactor Controlado por Tiristores (TCR):
Es un reactor en serie con un arreglo bidireccional de tiristores, conectado en
paralelo al sistema y cuya reactancia es variada de manera continua mediante
el control del ángulo de disparo de los tiristores del arreglo. De esta manera se
logra un control de la corriente de compensación. La arquitectura básica de un
dispositivo TCR se presenta en la figura 12 a. En un sistema de potencia se
utilizan dispositivos TCR trifásicos que utilizan filtros y otros arreglos de
cancelación de armónicos para prevenir que las corrientes armónicas
generadas por los suicheos de los tiristores alcancen el
lado de alta tensión de la red [13].
En la figura 12 c se muestra un TCR conectado en delta a un sistema de
potencia trifásico. Esta topología es conocida como TCR de seis pulsos.
33
Figura 12 a) Arquitectura básica de dispositivo TCR, b) Arquitectura
básica de dispositivo TSC, c) Dispositivo TCR de seis pulsos
3.1. 7 Condensador Conmutado por Tiristores (TSC):
Consiste en un condensador en serie con una inductancia. Éstos a su vez
están en serie con un arreglo bidireccional de tiristores (figura 12 b). El
capacitor es de capacidad fija y la inductancia es para limitar sobrecorrientes.
Controlando el ciclo de trabajo del tiristor se puede variar la corriente de
compensación inyectada en la línea.
3.1. 8 Compensador de VAR Estático (SVC): En su forma simple, el SVC
consiste de un TCR en paralelo con banco de capacitores. Puede contar, en
lugar de un TCR con un TSC de manera que permite realizar compensación
capacitiva o inductiva. Desde el punto de vista operacional, el SVC se comporta
como una reactancia variable conectada en paralelo, la cual genera o absorbe
potencia reactiva con el objeto de regular la magnitud del voltaje en el punto de
conexión a la red AC. Son usados ampliamente para proveer de manera rápida
potencia reactiva, dar soporte en la regulación del voltaje, controlar
sobrevoltajes ante la salida de carga, mejorar la estabilidad de los sistemas
de AC y dar amortiguamiento ante las oscilaciones de potencia. Los
compensadores operan coordinados por un sistema de control, y tienen
velocidad de respuesta casi instantánea.
3.1. 9 Compensador Estático de VAR (STATCOM):
Es un controlador que proporciona una corriente capacitiva o inductiva que
puede ser controlada independientemente del voltaje del sistema de CA. Es
uno de los controladores FACTS más importantes y no utiliza dispositivos de
conmutación directamente sino que está basado en un conversor estático de
fuente de voltaje (VSC). La inyección de corriente se obtiene con un
condensador en corriente continua, conectado a la línea de transmisión
mediante el VSC y un transformador en paralelo. La salida de voltaje es
34
controlada de manera que se puede mantener la corriente requerida. EL
voltaje del condensador se ajusta automáticamente para que sirva de fuente
de corriente directa al inversor que forma al STATCOM.
El STATCOM puede proporcionar compensación capacitiva o inductiva,
según sea la necesidad, controlando la magnitud relativa entre el voltaje de
línea y el voltaje de salida del inversor. Este compensador se comporta
esencialmente como un compensador sincrónico, permitiendo un control
continuo de la potencia reactiva, y ofreciendo una mayor velocidad de
respuesta, mayor estabilidad y mejor manejo de perturbaciones dinámicas
que un SVC. En la figura 13 se muestra una representación esquemática de
un STATCOM.
Figura 13 Arquitectura básica de un dispositivo STATCOM
Compensadores combinados
Aunque son varios los dispositivos FACTS que se encuentran bajo
investigación y que combinan las ventajas de los dispositivos serie y paralelo
buscando mejores prestaciones técnicas y financieras en su aplicación en un
SEP, en este trabajo mencionaremos el más relevante.
3.1.10 Controlador Unificado de Flujos de Potencia, UPFC:
El concepto de controlador unificado de flujo de potencia fue introducido en la
literatura mundial en 1991 por Gyugyi, y fue concebido para el control en
tiempo real y la compensación dinámica de los sistemas de transmisión AC
mediante el suministro de la flexibilidad multifuncional requerida para el
control de un sistema de potencia moderno. El UPFC es capaz de controlar
simultánea o selectivamente todos los parámetros, que afectan el flujo de
potencia en una línea de transmisión.
Adicionalmente, el dispositivo es capaz de controlar de manera
independiente la potencia activa y la potencia reactiva, a diferencia de los
35
dispositivos serie o paralelo, en los que el control de potencia activa es
asociado con un cambio similar en potencia reactiva, es decir, en estos
dispositivos simples incrementar el flujo de potencia activa también
involucra un incremento de la potencia reactiva en la línea.
Los dispositivos FACTS serie ó paralelo pueden realizar algún tipo de
compensación que modifica el flujo de potencia de una línea. Sin embargo,
cada uno presenta ciertas limitaciones en cuanto a la generación de reactivos
y el intercambio de potencia activa con la línea. En los equipos basados en
tiristores y válvulas convencionales, estas capacidades se encuentran
separadas. Los equipos son, o bien generadores de reactivos como el SVC y
el TCSC, incapaces de intercambiar potencia activa con el sistema, o
reguladores como el TCPAR, que pueden intercambiar potencia activa pero
no pueden generar reactivos.
En cambio, los equipos basados en convertidores de fuente de voltaje, VSC,
como el STATCOM y el SSSC, tienen la capacidad inherente de intercambiar
potencia activa y reactiva con el sistema. Estos equipos generan o absorben
automáticamente la potencia reactiva requerida y, por lo tanto, pueden
realizar compensación de reactivos sin necesidad de condensadores o
reactores en corriente alterna. Sin embargo, la potencia activa intercambiada
con el sistema debe ser suministrada por ellos o absorbida desde ellos .
Básicamente, el UPFC puede representarse como una combinación de un
STATCOM y un SSSC unidos mediante un enlace en corriente continua,
permitiendo de este modo el libre flujo de potencia activa entre ambos
dispositivos.
Figura 14 Arquitectura básica de dispositivo UPFC
La arquitectura básica del UPFC, que se muestra en la figura 14, está
constituida por dos convertidores AC/DC, basados en equipos VSC
(convertidores de fuente de voltaje), con un enlace DC común (condensador
en corriente continua), y unidos al sistema mediante transformadores de
acoplamiento, uno en paralelo con la línea de transmisión y el otro en serie
con ella. El condensador en el acoplamiento provee soporte de voltaje DC
para la operación de los conversores y funciona como elemento de
almacenamiento de energía. La potencia activa fluye entre los terminales AC
36
serie y paralelo del UPFC a través del enlace común en DC. La potencia
reactiva es generada o absorbida localmente por los conversores del UPFC,
Independientemente entre si, por lo que la potencia reactiva no fluye a
través del enlace DC.
3.2 APLICACIONES DE DISPOSITIVOS FACTS
En los numerales anteriores se ha mostrado que los dispositivos FACTS
pueden alterar uno o más parámetros del SEP para tener algún grado de
control sobre el sistema.
En las tablas 2 y 3 se presenta un resumen sacado de la referencia [15],
donde se muestran algunas aplicaciones de controladores FACTS. En la tabla
2 se muestran aplicaciones bajo condiciones de estado estable, en temas como
límites de tensión y límites térmicos de líneas de transmisión. En la tabla 3 se
muestran aplicaciones de tipo dinámico y se discriminan los sistemas como
sistemas de tipo A, aquellos que tienen generación remota y líneas radiales,
como sistemas tipo B, aquellos que tienen áreas interconectadas, como
sistemas tipo C, aquellas redes altamente enmalladas, y como sistemas tipo D,
aquellas redes débilmente enmalladas.
Tabla 2 Aplicaciones de FACTS en estado estable
37
Tabla 3 Aplicaciones dinámicas de FACTS
Se han realizado numerosos estudios relativos al uso de equipos FACTS, tanto
en régimen permanente como en aplicaciones dinámicas, para resolver los
Problemas en los sistemas de potencia.
Entre los estudios más relevantes están los de factibilidad deaplicación de
controladores FACTS realizados por varios grupos de trabajo en CIGRE e
IEEE, quienes han analizado las capacidades y el impacto de los principales
controladores FACTS. En la figura 15 se muestran de manera resumida estos
resultados. En esta figura, son evidentes las ventajas del dispositivo UPFC
sobre los otros indicados.
Figura 15 Impacto de dispositivos FACTS en sistemas AC
38
3.3 Módulos CLIC
Son dispositivos de la familia de impedancia distribuida, han sido propuestos
como una manera de variar la impedancia que existe en las líneas de
distribución o transmisión, idealmente es acortar la línea de transmisión. Los
módulos CLIC se abrazan a las líneas flotando mecánica y eléctricamente,
como se presenta en la figura 16. Estos módulos están compuestos por un
transformador de corriente de una sola fase (TC), con un relé normalmente
cerrado que omite la impedancia del transformador, la relación de
transformación del TC se escoge para reducir la corriente del relé bajo
condiciones nominales y de falla a un valor razonable. Un circuito de control es
parasitariamente energizado por la línea y supervisa la corriente actual de la
misma. Cuando la corriente en la línea llegue a un umbral predeterminado, el
relé se abre reflejando la reactancia inductiva (XM) en serie con la impedancia
de la línea, como se presenta en la figura 17. En una línea se pueden utilizar
múltiples módulos CLIC, cada módulo individual es sintonizado a umbrales
ligeramente diferentes unos de otros, en la línea se aumentan gradualmente
tanto los niveles de corriente como el de impedancia; si la corriente en otras
líneas todavía no ha alcanzado este umbral, entonces el aumento de la
impedancia fuerza al flujo de corriente hacia otras líneas que tienen una menor
impedancia, por lo que se re-direcciona el flujo de potencias.
Figura 16. Módulos CLIC presentes en un sistema de potencia enmallado
39
Línea de Potencia
Transformador
Suministro
de Potencia
Control
Figura 17. Circuito esquemático de un módulo CLIC
La implementación de los módulos CLIC es simple, debido a que utiliza
materiales fácilmente disponibles y de bajo costo. Además, el control es
puramente local sobre la base de los parámetros medidos (corriente de línea),
aunque las comunicaciones pueden ser usadas para aumentar el rendimiento
de los dispositivos. Se puede ver que el mayor impacto del uso de los módulos
CLIC sería sobre la capacidad del sistema y la mejor utilización y
aprovechamiento de los componentes del sistema de potencia. Por ejemplo, la
corriente de una línea que aumenta a un valor predefinido por encima del
umbral como resultado de un aumento de carga o de una contingencia,
también su impedancia aumenta causando la redistribución de las corrientes a
las líneas en las que la impedancia se mantiene sin cambios, es decir, las
líneas que no están viendo el mismo aumento de carga o la contingencia. Esta
es una redistribución natural que no requiere ninguna coordinación o adopción
de medidas de control, o cualquier tipo de comunicaciones.
3.4 INTEGRACION DE LA GENERACION DISTRIBUIDA Y METODOS DE
ALMACENAMIENTO
Los sistemas modernos de distribución deberán incluir dentro de sus principales
características la integración y conexión de la generación distribuida de energía y
metodos de almacenamiento de energía. Todas las economías dependen demasiado en
general, de las instalaciones de generación centralizadas y no tienen los suficientes los
recursos energéticos distribuidos.
Una red moderna debe tener en cuenta no sólo las grandes plantas de generacion
centralizadas, sino también la creciente gama de recursos de energía distribuida (DER).
Hoy en día, la conexión a la red de generación distribuida es sólo el 3% de nuestro total.
En el futuro, los recursos de Generación distribuida aumentarán rápidamente. Estos
recursos son diversos y generalizados, e incluyen energias renovables, y
almacenamiento de energía. (Ver Figura 18)
40
Figura 18. La red moderna incorpora generación y distribuida y metodos de
almacenamiento
Existen barreras para acoger a una gran variedad de generación. Quizás el
mayor obstáculo es el lento desarrollo de las nuevas funciones que tendría que
tener un sistema de distribución avanzado. Los costos son otra gran barrera
generando a los consumidores poca motivación para invertir, limitando el
despliegue de la industria eléctrica en sí mismo.
La integración de múltiples alternativas de generación da una importante gama
de beneficios. El resultado será una red más confiable, segura, eficiente, y más
amigable para el entorno.
REQUERIMIENTOS
Acomodar una variedad de opciones de generación exige una serie de nuevas
funciones o la mejora de la red. En esta sección se analiza la importancia de la
generación alternativas y la mayoría de las funciones esenciales necesarias
para aplicar las alternativas.
3.4.1 LA IMPORTANCIA DE LA GENERACIÓN DE ALTERNATIVAS
Es crucial que Colombia pase de su actual generación centralizada y dar
cabida a una variedad y amplia opciones de generación, a menudo agrupados
como
recursos de energía distribuidos (DER). Las principales opciones son:
• La generación distribuida (DG) - pequeñas, y con plantas muy dispersas
• Las energías renovables - eólica, solar, biomasa, etc
• Almacenamiento de energía - en esencia, "pilas" gigantes y "condensadores"
• Respuesta de la Demanda (DR) - una disminución de la demanda en lugar de
aumento de la oferta en respuesta a los picos de carga,
41
Las energías renovables como la eólica y la solar puede ser distribuidas o
centralizadas, aislado como una solo turbinas eólicas, o centralizado como
gigantes parques eólicos, en Colombia el mas grande de este tipo es el parque
Jepírachi está conformado por 15 aerogeneradores Nordex N60/250 – 1.3 MW
cada uno, para un total de 19,5 MW de capacidad instalada Los
aerogeneradores están interconectados entre sí por una red subterránea a una
tensión de 13,8 kV, la cual conduce la energía hacia la subestación eléctrica
localizada en el centro del perímetro sur del área ocupada por el parque. Dicha
subestación dispone de un transformador que eleva el voltaje a una tensión de
110 kV, y es el punto de partida de la línea de 800 m de longitud, con la que se
conecta el parque a la torre 20 de la línea Cuestecitas - Puerto Bolívar, de
propiedad de Carbones del Cerrejón, que suministra la energía para el puerto.
El sistema de energía del Siglo 21 tendrá una variada cartera de opciones de
generación, la tabla 4 muestra las principales características de las tecnologías
DER para aplicaciones en el mercado.
Tabla 4. Características de Tecnologías GD
42
3.4.2 IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN
LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
Flujos de potencia
Los sistemas de distribución actuales reciben la energía en las subestaciones
primarias (transformadores de Alta Tension) y la distribuyen a los
consumidores. Por tanto, los flujos de potencia activa (P), y reactiva (Q), han
sido siempre desde los niveles de alta tensión (AT) hacia los de baja tensión
(BT). Sin embargo, con la introducción de Generación Distribuida en el sistema
de distribución, pueden aparecer flujos de potencia inversos, y la red pasar de
ser un sistema pasivo alimentando cargas, a un sistema activo donde los flujos
de potencia y tensiones, son determinados por generación y cargas [12]. En los
casos en que la potencia generada por la Generación Distribuida es mayor que
la consumida por las cargas conectadas, la potencia sobrante es transferida a
través de las subestaciones primarias a la red de transporte de AT.
Esta posibilidad de flujos de potencia inversos, puede presentar algún
problema en los transformadores donde se realiza la operación de control
automático de la relación de transformación (“tap”), para regular la tensión en el
lado de BT de los transformadores.
Pérdidas de potencia
La Generación Distribuida también, tendrá impacto en las pérdidas de potencia
en la red. Un emplazamiento adecuado de la Generación Distribuida puede
contribuir a La reducción de las pérdidas del sistema, mientras que un
emplazamiento inadecuado puede incrementar dichas pérdidas . Un adecuado
emplazamiento, puede también incluso mejorar la capacidad de transmisión de
potencia del sistema y reducir la carga
de los equipos. Los bancos de condensadores reducen perdidas al igual que la
Generación
Distribuida, la única diferencia es que la GD afecta a los flujos de potencia
activa y reactiva mientras que los bancos de condensadores solo afectan al
flujo de potencia reactiva.
Variación de los niveles de Tensión
En un sistema eléctrico de potencia (SEP) donde la reactancia (X) es más
significante que la resistencia (R), la variación de la tensión depende
fundamentalmente de los flujos de potencia reactiva. Para una red de
transporte de 275 kV los valores típicos de la relación X/R están entre 5 y 10.
Sin embargo en una red de distribución de13kV, los valores de esta relación
son menores que 1 . Como consecuencia, en la red de distribución las
variaciones de tensión son debidas además de a los flujos de
potencia reactiva, a los de potencia activa.
La operación de un GD tenderá a elevar el nivel local de tensión en la red a la
cual esta conectado, especialmente si el generador se conecta a un circuito de
tensión regulada. Esto puede provocar conflictos con el criterio de que en
43
sistemas entre 1 Kv y 132 kV, los niveles de variación de tensión deben
mantenerse dentro de ±6% de la tensión nominal.
Para sistemas entre 50 V y 1 kV, las variaciones entre el ±10% de la tensión
nominal son permitidas .
Para redes donde X>>R, la tensión del nudo se incrementa en la misma
magnitud que se incrementa la potencia reactiva del mismo nudo. Si una carga
adyacente absorbe la salida de un GD, entonces el impacto sobre la tensión de
la red de distribución es favorable. Sin embargo, si es necesario transmitir la
potencia a través de la red las variaciones de tensión pueden llagar a ser
excesivas . Operando el GD a un factor de potencia inductivo, en el cual
absorbe potencia reactiva, tiende a reducir la elevación de la tensión. Sin
embargo, las perdidas en la red se incrementan. Las perdidas se reducen
considerablemente, cuanto mas cerca este la generación de la carga. Por otra
parte, la reducción en las pérdidas y le mejora en la variación de la tensión
pueden ser mejoradas si el generador produce potencia reactiva.
Para conseguir esto el generador debe operar a un factor de potencia
capacitivo.
El arranque de un GD puede causar saltos bruscos de los niveles de tensión en
la red de distribución. Estos saltos bruscos son causados por las corrientes de
arranque, las cuales aparecen cuando los transformadores o los generadores
de inducción son energizados [4]. Los generadores síncronos no inducen
corrientes de arranque altas por ellos mismos, pero sus transformadores,
pueden hacerlo cuando son energizados.Saltos bruscos de tensión pueden
ocurrir cuando un generador es desconectado bruscamente de la red debido a
un fallo u otra ocurrencia.
Contribución al Nivel de Fallos
El nivel de fallos de la red de distribución puede cambiar con el tiempo, sobre
todo a causa de cambios en la configuración de la red, por tanto, no resulta
muy útil dar un único valor al nivel de fallo en un punto de la red. Debe
significarse que el nivel de fallo de hoy puede ser diferente del nivel de fallo de
la semana próxima. De aquí, que se especifiquen, niveles máximo y mínimo de
fallo para un punto particular de la red. El actual nivel de fallo puede variar
dentro de un rango especificado. Cambios en la red, tales como conexión de
nuevos generadores o cargas, pueden dar lugar a incrementos en los niveles
de fallos. Los equipos de protección existentes, los cuales han sido
seleccionados para unos valores de fallo determinados,
tienen tolerancias en el rango del nivel de fallo. El nivel de tolerancia tiene un
valor máximo que se define como nivel de fallo de diseño. El nivel de fallo de
diseño en una red de distribución algunas veces puede llegar a ser un factor
que limita la conexión de nuevos generadores o cargas.
La adición de un GD en una red de distribución tiene el efecto de incrementar
los niveles de fallo en puntos de la red cercano al punto de conexión. La
adición, cambiara la relación X/R ratio del sistema visto desde el punto de fallo
[12]. El incremento del nivel de fallo en el punto de conexión debido a la
presencia del generador, se define como contribución al fallo del generador
[15]. De aquí, que si el nivel de fallo de la red en ese punto es ya cercano al
44
nivel de fallo de diseño del sistema, la contribución del GD puede hacer que el
nivel de fallo sobrepase el limite definido por el nivel de fallo de diseño.
Aunque el GD puede inyectar una corriente significante en el instante del fallo
su contribución permanente puede ser baja, conduciendo a dificultades en el
funcionamiento fiable de los sistemas de protección contra sobre intensidades,
retardados en el tiempo. Aunque muchos GD son conectados directamente a la
red, otros muchos son conectados a través de transformadores, y en el caso de
fallos a tierra, conexiones sin tierra, Y y delta , pueden dar lugar a altas
tensiones sobre los equipos En general, la contribución de los generadores
síncronos al nivel de fallo es alta, la de los generadores de inducción es baja y
la de los generadores de corriente en DC acoplados al sistema a través de
equipos electrónicos, es muy baja.
45
4. CONCLUSIONES
•
Hace veinte años, muchos sistemas de distribución no se asemejan a
los sistemas de distribución de hoy. Estos sistemas han avanzado de
medición, capacidad de comunicaciones, amplia automatización,
generación distribuida permitiendo mediante el uso integrado de estas
tecnologías, sin embargo para lograr llegar a la visión de una red “Smart
Grid” estas redes deben ser capaz de auto recuperarse, operar con un
flujo de energía multi-direccional, aumentar el uso de los activos, operar
con menores costos, y ofrecer a los clientes una variedad de opciones
de servicio.
•
Si una red Smart Grid se diseñara desde cero, este diseño sería
complicado, pero manejable, sin embargo modificar un sistema
existente en una red “Smart Grid” llevara décadas y una inversión en
investigación e infraestructura considerablemente Alta.
•
Teniendo en cuenta la anterior situación, la única manera viable de
lograr una Red “smart Grid” es desarrollar una visión para el
diseño definitivo, y a continuación, tomar decisiones a corto plazo
que de forma gradual permitan la transformación de los sistemas de
distribución existentes
•
En Colombia ya se realizo un estudio donde se evaluaba la pertinencia
de la introducción de nuevas Tecnologías en especifico los FACts como
parte de la “Mejoramiento de la red de Transmisión Nacional con la
utilización de Nuevas Tecnologías” realizado por la UPME que arroja los
siguientes resultados: - La zona de la Costa Atlántica tiende a disminuir
las importaciones en el tiempo debido al aumento de la generación
térmica requerida para el suministro de la demanda en todo el País.
Desde el punto de vista económico no es viable instalar equipos FACTS
en esta área ya que no se utilizará toda la capacidad de importación del
área en un futuro.- La zona de Bogotá presenta un aumento de sus
importaciones en el tiempo, con lo cual se obtienen altos beneficios al
aumentar su capacidad de importación. La instalación de un SVC no
mejora sensiblemente la capacidad de importación del área.- La zona
del Sur-Occidente utiliza con alta frecuencia la capacidad de
importación, particularmente con la entrada en operación del refuerzo a
la interconexión Colombia – Ecuador que aumentará a 500 MW la
capacidad de exportación de Colombia. La instalación de equipos
FACTS en el Sur-occidente es altamente atractiva ya que adicional al
aumento de la capacidad de exportación a Ecuador, no se tienen
previstos proyectos de generación adicionales en el área. Los resultados
del mencionado estudio abren la posibilidad de la transición hacia una
46
red mas moderna en Colombia. (fuente: Plan de expansión de la
Transmisión. UPME, Colombia)
•
Las nuevas técnicas para el control dinámico de flujo de potencia como
Los módulos CLIC son una interesante herramienta cuya aplicación es
muy factible en Colombia por tratarse de una técnica cuya
implementación no requiere la inversión de grandes capitales, sin
embargo tiene la restricción de ser útil solo en redes altamente
Interconectadas.
•
La introducción de fuentes de generación distribuidas en especifico
fuentes renovables como el parque eólico Jepirachi y su interconexión a
un línea de transmisión son un gran laboratorio y brindan la experiencia
y trasferencia tecnológica necesaria para permitir la interconexión
masiva de este tipo de generación a nuestro sistema de transmisión y
distribución Nacional permitiendo así acercarse un poco mas a la visión
de una red “Smart Grid”.
•
La integración de las tecnologías de generación distribuida en los
sistemas de distribución actuales implica grandes problemas para los
sistemas de protecciones eléctricas y El desarrollo de metodologías y
dispositivos para lograr eficientemente este paso es al parecer precario
y nuevo en el medio además añade un elemento de operación y
mantenimiento que en los sistemas de suministro de electricidad
tradicionales no se tiene.
•
Al parecer no hay una red comercial especializada en Smart Grid en
Colombia y toda la investigación y desarrollo en este tema se centra en
los EEUU y algunos países de Europa.
•
El desarrollo de metodologías y dispositivos para la localización de fallas
es al parecer precario y los estudiados en este trabajo son
experimentales o poco probados.
•
Lograr el análisis en tiempo real esta lejos de ser alcanzado, ya que
existen ciertas barreras para las cuales todavía no se ve ha visto un
desarrollo de dispositivos o medios que permiten superar las mismas, a
parte de que requiere un ancho de banda bastante amplio lo que exigiría
una inversión amplia en comunicaciones o la utilización masiva y
combinación de las existentes como redes WAN , LAN, redes GSM y
3G.
47
9. BIBLIOGRAFIA
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