potencia

4TO CONGRESO IBEROAMERICANO DE ESTUDIANTES DE INGENIERÍA ELÉCTRICA (IV CIBELEC 2010) 5TAS JORNADAS DE INGENIERÍA ELÉCTRICA (V JIELECTRIC 2010)

ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—En recientes años la importancia de la generación y transmisión de la energía eléctrica, ha motivado la implantación de nuevos métodos y técnicas que permitan optimizar el estudio y análisis de los sistemas de potencia generando gran interés en el campo de la investigación eléctrica. Estos sistemas por su naturaleza son representados por un conjunto de ecuaciones diferencial-algebráico no lineales. En estudios convencionales, debido a su complejidad se han implementado métodos que reducen el tamaño del sistema original a sistemas representados por ecuaciones diferenciales. En esta investigación se propone una metodología basada en la teoría de perturbación singular para preservar la estructura, características y la carga del sistema. La metodología es implementada en el sistema de dos áreas, 4 generadores del IEEE. La exactitud del modelo es cuantificada y comparada mediante integración numérica y un software comercial de estabilidad.

Palabras claves—Sistema de ecuaciones diferencial-algebráico, perturbación singular, modelo que preserva su estructura, modelo lineal.

I. INTRODUCCIÓN Las ecuaciones matemáticas que describen el comportamiento dinámico de un sistema eléctrico de potencia están descritas por un conjunto de ecuaciones diferenciales-algebráicas que contienen no linealidades que pueden afectar en forma importante la estabilidad de pequeña señal. El tratamiento de este problema se ha abordado fundamentalmente desde dos perspectivas diferentes. La primera y más convencional está basada en la aplicación de técnicas de análisis lineal a sistemas reducidos representados por un conjunto de ecuaciones diferenciales [1]. La segunda, se centra en la aplicación de la teoría de perturbación singular para preservar la estructura del sistema, el comportamiento de los generadores y el resto de la red de interconexión [2,3]. En esta investigación se desarrolla un procedimiento sistemático, basado en la teoría de perturbación singular y ecuaciones diferenciales-algebráicas para modelar en forma

C.E.C.L. y L.G.G. están con la Universidad Nacional Autónoma de México

UNAM, Facultad de Ingeniería, Departamento de Ingeniería Eléctrica, México D.F., E-mail: [email protected], [email protected]

I. M. y C.J.T. están con la Universidad Autónoma del Estado de México,

Departamento de Ingeniería Industrial, Estado de México, E-mail: [email protected], [email protected]

explícita efectos de los generadores, parámetros de la red y características específicas de la red de transmisión como cargas en el modelo matemático de un sistema que preserva su estructura. La técnica propuesta puede ser aplicada a cualquier fenómeno físico que sea representado por un sistema diferencial algebráico. A continuación se propone un modelo matemático general del sistema de potencia donde los efectos no lineales se aproximan mediante una serie truncada de primer orden del campo vectorial original. A partir de este modelo se proponen algoritmos para la determinación de soluciones analíticas en el tiempo de las variables que interactúan en el comportamiento completo del sistema.

II. SISTEMA REPRESENTADO POR ECUACIONES DIFERENCIAL-ALGEBRÁICAS

El comportamiento natural de los sistemas eléctricos de potencia (SEP) está representado por un par de conjuntos de ecuaciones no lineales, el primero, un conjunto de ecuaciones diferenciales y el segundo un conjunto de ecuaciones algebráicas, ambos conjuntos conforman un conjunto de ecuaciones diferencial algebráico (DAE) de la forma

( )( )zx,,g0

zx,,fx

t

tdtd

=

= (1)

donde nℜ∈x es el vector de variables de estado del sistema y mℜ∈z son las variables algebraicas del resto del sistema. En estudios convencionales dado el tamaño y complejidad de los sistemas de potencia, el sistema es reducido a un comportamiento representado puramente por ecuaciones

diferenciales, de la forma ( )xfx_

=& donde x es el vector de

variables de estado del sistema y _f es un vector de ecuaciones

no lineales donde se incorporan las variables de la red como efectos constantes [4]. Una de las desventajas de este modelo es que se pierden características e información importantes propias de la red que pueden ser relevantes, como para la ubicación de dispositivos de control. En recientes investigaciones una de las propuestas es preservar el modelo del SEP llevando al sistema representado por sus ecuaciones a un sistema representado por ecuaciones diferenciales singularmente perturbado [5], el cual será el objetivo fundamental de investigación en este trabajo.

Modelo de Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) que Preserva su Estructura Usando la

Teoría de Perturbación Singular Carlos Emigdio Castillo López, Irma Martínez, Carlos Juárez Toledo, Javier García Guzmán


ISBN: 978-980-7185-1 P-2

III. SISTEMA NO LINEAL SINGULARMENTE PERTURBADO Partiendo del sistema dado en (1), el objetivo de este trabajo es llevar al sistema representado por DAE a un sistema representado por ecuaciones diferenciales singularmente perturbado de la forma

( ) ( )

( ) ( ) mo

no

tεtdtd

tεtdtd

ℜ∈==

ℜ∈==

z ,z z ,z,x,,gz

x,x x,z,x,,fx

o

o

ε (2)

Donde ε es un pequeño parámetro llamado perturbación singular, cuando 0=ε el sistema en (2) toma la forma del sistema representado por DAE en (1), para cuando 0→ε , la dinámica de z en (2) por naturaleza es más rápida que la dinámica de .x Siguiendo la metodología propuesta por Gordon y Liu [6], donde un sistema representado en coordenadas fiscas en (1) es llevado a su representación estándar singularmente perturbado de la siguiente forma:

Sea ( ) mt ℜ∈= w,zx,,g w (3)

Una función que contiene un grado de error con respecto al conjunto de funciones algebraicas, es decir, una perturbación singular es implantada para crear una forma asintóticamente estable ( ) .w1-w ε=& De (3), w puede ser representada por una función diferencial de la forma

zzwx

xwww- 1 &&&

∂∂

+∂∂

+∂∂

==t

w ε (4)

Tal que

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

∂∂

+∂∂

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂

−=−−

xxww

zw-w

zwz

11&&

tεε (5)

O, equivalentemente

( ) ( ) ( ) ( )⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

∂∂

+∂

∂⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂

−=−−

εttt

tt z,x,,fx

zx,,gzx,,gzw-zx,,g

zwz

11εε&

(6)

En (6) cuando 0→ε , entonces

( ) ( ) ( ) 0z,x,,fx

zx,,gzx,,gzw 1

≈⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

∂∂

+∂

∂⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂ −

εttt

tε (7)

Por lo tanto es obtenido un sistema singularmente perturbado representado por ecuaciones diferenciales no lineales de la forma

( )

( ) ( )zx,,gzwzx,,g

zwz

z,x,,fx

1tt

dtd

εtdtd

T⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂

−≈⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∂∂

−=

=

−ε

(8)

donde la simplificación ( ) ( )( ) ( )( )Ttt zzx,,gzzx,,gzw 11 ∂∂≈∂∂=∂∂ −−

Permite obtener un sistema más simple debido a que evita la inversión del Jacobiano del flujo de potencia.

IV. REPRESENTACIÓN LINEAL DE UN SISTEMA SINGULARMENTE PERTURBADO

Una vez obtenido el sistema estándar singularmente perturbado en (8) para una 0→ε , el sistema en (8) puede ser llevado a su forma lineal1 como

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

=⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

zx

zg x

g

zf

xf

1 z

x

εε

εdtddtd

(9)

donde la matriz Jacobiana de un sistema interconectado por x , z mediante una ε es dado por

( )⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

zg x

g

zf

xf

1JJJJ1J

2221

1211εε

εεε (10)

Cuando 0=ε el sistema en (9) es representado en forma convencional representando un sistema reducido en coordenadas físicas de x como ( )21

1221211 JJJJx -dtd −= . En

el transcurso de esta investigación es implementada una 0≠ε con condición 0→ε para preservar la estructura del

sistema en variables x , z.

V. FORMA CANÓNICA DE JORDAN Sea mnnnnmn +++=ΛΛ=Λ λλλλλλ KK 2121 el espectro de los valores propios de la matriz ( )εJ , sea

( )mnnnn +++= u,...,u,u,u,...,u,uU 2121 la matriz asociada a los vectores propios derechos y

( )mnnnn +++= v,...,v,v,v,...,v,vV 2121 a los vectores propios izquierdos, bajo el sustento de los siguientes teoremas: Teorema 1 En un sistema estándar singularmente perturbado las trayectorias de x , z son dadas por

( ) ( )( ) ( )ε

εOtOt

+=+=

zzxx

con ( )εO un error. Este teorema asume las siguientes dos hipótesis Hipótesis 1. Para un punto de equilibrio para 0,=t ( ) 0=εO tal que ( )εO existe para 0.>t Hipótesis 2. Los eigenvalores para un sistema aumentado con

0→ε contiene dos conjuntos de eigenvalores correspondientes a dos dinámicas en escalas de tiempo de la forma

( ) ( ) 0xz <Λ≤Λ conjuntoconjunto para o x0,=t y oz puntos de equilibrio de interés.

1 Este teorema garantiza la validación de f y g, como funciones

representadas en diferentes escalas de tiempo dadas por x , z [4].


ISBN: 978-980-7185-1 P-3

Sea

( ) ( ) mnnnn

mn diagonaldiagonal

+++=ΛΛ==Λ

λλλλλλ KK 2121 UAV

(11)

La matriz de eigenvectores de la matriz aumentada de ( )εJ , obtenidos de la solución de la ecuación característica

( ) ( ) 0,,

xgIz

gxfIx

fD

*Izg1D

II

-JD

21

1

==

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

∂∂

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

∂∂

∂∂−−

∂∂=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

∂∂=

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

−

ελελ

ελλ

λε

λ

PP

mn

mm

n

(12)

donde D es el determinante y 1P y 2P son ecuaciones características de grado n y m respectivamente. Entonces, el cambio lineal de coordenadas esta definido por

( )yUzx

ε=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ (13)

donde ( )εU es la matriz de eigenvectores derechos de (9). Sustituyendo (13) en (9), entonces, la forma canónica de

Jordan es dada por

y

yy

21

21

21

21

Λ=

⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

ΛΛ=

+

++

+

++

mn

nnn

mn

nn

n

mn

y

yyy

yy

M

M

O

O

&

λ

λλ

λ

λλ

(14) donde [ ] mnT

mnnnn yyyyyy ++++ ℜ∈= KK 2121 y es el

vector de coordenadas en forma de Jordan.

VI. SOLUCIONES EN EL DOMINIO DEL TIEMPO La aproximación lineal en coordenadas de Jordan en (14) tendrá la forma

y y,y mnm

n +ℜ∈⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

ΛΛ=& (15)

Entonces: to

jjjeyty λ=)( para mnj += ,...,3,2,1 (16)

en donde los términos ojy representan las condiciones iniciales

en coordenadas físicas de (13) dadas por

( ) ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡= zxUy 1- εo para 0=t , ( ) oxtx = y ( ) oztz = (17)

Sustituyendo (16) y (17) en (13)

( )( ) ( ) oyUz

x⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

Λ

Λ

t

t

n

n

ee

tt ε (18)

O equivalentemente

( ) tmn

jpji

mn

jpjp

jeutyutx λ∑∑+

=

+

=

==11

)( para np ,...,3,2,1= (19)

( ) tmn

jqji

mn

jqjq

jeutyutz λ∑∑+

=

+

=

==11

)( para mq ,...,3,2,1= (20)

en coordenadas físicas, con respecto al sistema aumentado en (9) la solución del sistema en el dominio del tiempo es dada por (19) y (20) [1]-[7].

VII. APLICACIÓN A UN SISTEMA REAL La aplicación del método propuesto es implementada en el sistema de dos áreas 4 generadores del IEEE (detalles de modelo se presentan en [8]) mostrado en la Figura 1.

FIG. 1 Sistema de dos áreas del IEEE.

Para propósitos de estudio, el comportamiento dinámico del generador se representa mediante el modelo de cuarto orden de las máquinas y modelo clásico turbina-gobernador. Los parámetros utilizados en el estudio se proporcionan en el Apéndice.

A. Características del modelo El modelo de estudio está representado por ng generadores y nb buses y la potencia mecánica ( mT ) está representada por una ecuación variante en el tiempo. El comportamiento del sistema esta descrito con las siguientes características:

B. Ecuaciones diferenciales que representan al SEP.

B.1. Máquina síncrona, control y modelo turbina-gobernador simple [2]

ii ωδ =& (21)

])([21 ''

iiqqddmi

i DIEIETH iiiiiωω −+−=& (22)

])([1 '''

'iiii

i

i qqqdqo

d IXXET

E −+−=& (23)

])([1 '''

'iiiii

i

i fddddqdo

q EIXXET

E +−−−=& (24)


ISBN: 978-980-7185-1 P-4

)]([1ioAfd

Afd VVKETE

iiii

i−+−=& (25)

( )

⎪⎩

⎪⎨

⎧

<>≤≤

=

−+=

max*

min

max*

max

max*

min*

*

if if

if

1

TTTTTTTTTT

T

RTT

in

in

inin

in

ooin ωω

(26)

[ ]i

ii gin

sg tTTt 11

1 −=& (27)

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

iii

i

ii gg

cg ttT

TTt 21

c

32 11& (28)

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

iii

i

ii

i

ii gg

cgg ttT

TtT

TTt 31

32

5

4

53 11& (29)

Sea T

TTTTfd

'Tq

'Td

TT⎥⎦⎤

⎢⎣⎡= 321 tttEEEωδx &&&&&&&&& (30)

el conjunto de ecuaciones diferenciales que describen el comportamiento del sistema de potencia en estudio formado por las ecuaciones (21) a (29) [2] y

TTTTT

fd'Tq

'Td

TT⎥⎦⎤

⎢⎣⎡= 321 tttEEEωδx el vector de variables

de estado del sistema, en donde δ es la posición angular del rotor en radianes (rad), ω es la velocidad angular del rotor en radianes/segundo (rad/s), mT es la potencia mecánica en p.u. D es el coeficiente de amortiguamiento del generador en p.u., H es la constante de inercia en MWs/MVA, '

dE , 'qE ,

dI y qI son los voltajes y corrientes de cuadratura d-q.

C. Ecuaciones algebraicas que representan al SEP

C.1. Ecuaciones de interconexión generador-red

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+++−=

ii

ii

i

ii g

cggi t

TT

tTT

tTm 13

25

43 0 (31)

)(sin 0 ''iiiddaqqi VEIRXI

iiiiθδ −+−+−= (32)

)(cos 0 ''iiiqqadd VEIRXI

iiiiiθδ −−+−−= (33)

)(cos)(sin 0 iiiqiiidg VIVIPiii

θδθδ −+−+−= (34)

)(sin)(cos0 iiiqiiidg VIVIQiii

θδθδ −−−+−= (35)

∑=

++−=ng

kkiikkiikkigi BGVVP

1

)sin)(cos(0 θθ (36)

∑+=

++−=n

ngkkiikkiikkiLi BGVVP

1

))(sin)(cos( 0 θθ (37)

∑=

−+−=ng

kkiikkiikkig BGVVQ

i1

))(cos)(sin( 0 θθ (38)

∑+=

−+−=n

ngkkiikkiikkiL BGVVQ

i1

))(cos)(sin( 0 θθ (39)

con

ip

iii

o

iLoL V

VPP

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= ;

iq

iii

o

iLoL V

VQQ

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= (40)

Para aprovechar al máximo las ecuaciones algebráicas que representan el comportamiento de interconexión generador-red, son usadas las ecuaciones (31) a (40) [2], bajo la siguiente clasificación: Ecuación (31), ecuación algebráica derivada del modelo turbina-gobernador, Ecuaciones (32) a (35), ecuaciones algebraicas de interface generador-red, Ecuaciones (36) a (39), ecuaciones algebraicas de la red de transmisión y características de los buses de carga. Sean el conjunto de ecuaciones algebraicas dadas por (30) a (39) y satisfaciendo completamente las limitantes,

0w = con su respectivo vector de variables algebraicas (pseudo-

variables) [9] T

TTTg

Tg

Tq

Td

TmT ⎥⎦

⎤⎢⎣⎡= θVQPIIz (41)

en donde gP y gQ denotan la potencia real y reactiva del generador a los buses de carga en p.u. y V y θ el voltaje y ángulo de fase de la red de transmisión en p.u.

VIII. APROXIMACIÓN HOLÍSTICA DE LA PERTURBACIÓN SINGULAR

Una vez llevado al sistema representado por ecuaciones diferenciales algebráicas de la forma (30) y (41) usando la metodología propuesta, el sistema original puede ser llevado a un sistema singularmente perturbado dado por (15) en coordenadas de Jordan [10]. Para fines de este estudio la potencia de transferencia entre las áreas interconectadas es de 300 MW. Uno de los problemas más complejos es la selección de una ε conveniente que reproduzca adecuadamente el comportamiento natural del sistema de potencia en coordenadas físicas, con esta finalidad se proponen valores diferentes para ε cuyo primer propósito es reproducir el conjunto de eigenvalores del sistema singularmente perturbado [9,10]. En la tabla 1 se muestran los eigenvalores obtenidos ante diversos valores de ε en donde por las características del modelo usado nΛ =32 (eigenvalores electromecánicos del sistema) y mΛ =32 (pseudo-eigenvalores), los resultados arrojados son comparados por un software comercial a los cuales nombraremos “solución exacta”.


ISBN: 978-980-7185-1 P-5

Los resultados de la Tabla 1 muestran que la mejor aproximación a la solución exacta del sistema se presenta para

.61 −= eε En la siguiente sección se obtendrán soluciones en el dominio del tiempo de un sistema aumentado singularmente perturbado como se propuso en la sección VI.

TABLA 1 EIGENVALORES ELECTROMECÁNICOS DEL SISTEMA PARA DIFERENTES

VALORES DE ε .

31 −= eε 61 −= eε 81 −= eε Solución exacta

0.000 -0.002 0.042 -0.000 -0.332 -0.332 -0.331 -0.332 -0.333 -0.333 -0.332 -0.333 -0.333 -0.333 -0.332 -0.333

-0.478 ± j0.138 -0.478 ± j0.136i -0.497 ± j0.091 -0.478 ± j0.137 -2.351 -2.348 -2.347 -2.348 -2.412 -2.408 -2.409 -2.408

-0.378 ± j3.111 -0.389 ± j3.107i -0.388 ± j3.104 -0.389 ± j3.108 -5.066 -5.038 -5.032 -5.038 -5.291 -5.263 -5.270 -5.263

-2.231 ± j7.771 -2.248 ± j7.738i -2.247 ± j7.739 -2.248 ± j7.738 -1.298 ± j8.224 -1.332 ± j8.199i -1.340 ± j8.250 -1.332 ± j8.199

-8.809 -8.799 -8.7986 -8.799 -8.895 ± j0.060 -8.901 ± j0.051 -8.900 ± j0.051 -8.901 ± j0.051

-9.329 -9.316 -9.316 -9.316 -10.663 ± j0.297 -10.615 ± j0.290 -10.615 ± j0.290 -10.615 ± j0.290 -10.723 ± j0.995 -10.683 ± j0.967 -10.679 ± j0.969 -10.683 ± j0.967

-10.930 -10.930 -10.930 -10.9302 -10.989 -10.985 -10.985 -10.985 -13.169 -13.190 -13.191 -13.190 -21.311 -21.210 -21.210 -21.210 -75.867 -77.089 -77.090 -77.090 -85.534 -85.819 -85.821 -85.820 -94.812 -95.404 -95.404 -95.404 -95.801 -96.450 -96.451 -96.450

IX. SOLUCIONES EN EL DOMINIO DEL TIEMPO En las Figuras 2 a 5 se muestran las soluciones analíticas del sistema singularmente perturbado obtenidas, utilizando los procedimientos desarrollados. Se observa, comparando las soluciones en el tiempo, que para valores diferentes de la perturbación singular, la aproximación de primer orden proporciona una medida diferente del comportamiento del sistema, y los valores de la perturbación singular están acotados en un rango de 3161 −<−≈ eeε para este análisis de estudio en particular.

FIG. 2 Desviación angular del rotor, generadores 1 y 2.

FIG. 3 Desviación angular del rotor, generadores 3 y 4.

FIG. 4 Desviación de la potencia mecánica turbina-

gobernador, generadores 1 y 2.

FIG. 5 Desviación de la potencia mecánica turbina-

gobernador, generadores 3 y 4.

El análisis de las soluciones en el tiempo mostradas en las Figuras 2 a 5 permite establecer que la aproximación más precisa al comportamiento real del sistema es obtenida para una 61 −= eε , bajo esta información se obtienen las Figuras 6 a 14., en donde SE (Solución exacta) y SL (Solución lineal) usando el método propuesto.

FIG. 6 Desviación de la velocidad, generadores 1 y 2.


ISBN: 978-980-7185-1 P-6

FIG. 7 Desviación de la velocidad, generadores 3 y 4.

FIG. 8 Desviación de la potencia mecánica, generadores 1 y 2.

FIG. 9 Desviación de la potencia mecánica, generadores 3 y 4.

FIG. 10 Desviación de potencia eléctrica, generadores 1y 2.

FIG. 11 Desviación de potencia eléctrica, generadores 3 y 4.

FIG. 12 Desviación del ángulo de fase de los voltajes en las líneas de

transmisión 1 y 2.

FIG. 13 Desviación del ángulo de fase de los voltajes en las líneas de

transmisión 3 y 4.

FIG. 14 Desviación del ángulo de fase de los voltajes en las

líneas de transmisión 5 y 6.

X. CONCLUSIONES En este trabajo se propuso una metodología para preservar la estructura de un sistema de potencia mediante un sistema representado por ecuaciones diferenciales singularmente perturbado, en el cual, la determinación del valor del pequeño parámetro llamado perturbación singular fue de gran utilidad para la solución del sistema. El análisis de las soluciones permite establecer las siguientes conclusiones generales: de acuerdo al valor de la perturbación singular propuesta se aproximará al comportamiento real del sistema, la selección de una perturbación adecuada conjuntamente con la metodología propuesta garantiza un método analítico sencillo mediante un sistema lineal singularmente perturbado que retenga la información no lineal del resto del sistema.


ISBN: 978-980-7185-1 P-7

APÉNDICE Los parámetros de la máquina y de la red están expresados en valores de p.u. en 100 MVA. base con las características que se detallan a continuación en las Tablas 2-8.

TABLA 2 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA.

Bus Carga (MW)

Carga (MVAR)

5 11.200 1.800 6 11.800 1.800

TABLA 3 CARACTERÍSTICAS NOMINALES DE LOS GENERADORES.

Generador Voltage en terminales

Potencia activa

Potencia reactiva

1 1.020 6.644 -0.128 2 1.020 6.644 3.032 3 1.020 5.229 -0.190 4 1.020 5.000 2.377

TABLA 4 CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS DE OPERACIÓN DE LOS GENERADORES.

dx qx 'dx '

qx 'τ d 'τ q BMVA

1.800 1.700 0.300 0.300 8.000 0.400 900

TABLA 5 COEFICIENTE DE AMORTIGUAMIENTO E INERCIA

Generator D H

1 4.000 6.500

2 2.000 6.500

3 11.000 6.500

4 10.000 6.500

TABLA 6 CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.

Bus # Bus # R X

1 2 0.0025 0.025

2 5 0.0010 0.010

5 3

6 4

0.0220 0.0025

0.220 0.025

4 6 0.0010 0.010

TABLA 7 CARACTERÍSTICAS DEL EXCITADOR.

Bus KA TA VRmin VRmax

1 180 0.010 -5.000 5.000

2 100 0.010 -5.000 5.000

3 130 0.010 -5.000 5.000

4 220 0.010 -5.000 5.000

TABLA 8 CARACTERÍSTICAS DE LA TURBINA-GOBERNADOR.

Generador oω R1 maxT sT cT 3T 4T 5T

1 1.0 25.0 7.0 0.1 0.1 0.0 1.5 3.0

2 1.0 25.0 7.0 0.1 0.1 0.0 1.5 3.0

3 1.0 25.0 7.0 0.1 0.1 0.0 1.5 3.0

4 1.0 25.0 7.0 0.1 0.1 0.0 1.5 3.0

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] J.J. Sanchez Gasca, V. Vittal, M. J. Gibbard, A. R. Messina, D. J.

Vowles, S. Liu, and U. D. Annakage, "Inclusion of Higher Order Terms for Small Signal (Modal) Analysis: Committee Report-Task Force on Assessing the Need to Include Higher Order Terms for Small-Signal (Modal) analysis”, IEEE Trans. on Power Systems, vol. 20, no. 4, pp. 1886-1904, Nov. 2005.

[2] I. Martínez C., A. R. Messina, and V. Vittal, “Normal form Analysis of Complex Power Systems: A Structure-preserving Approach”, IEEE Transactions on Power System, November2007, VOL. 22, NO. 4.

[3] I. Martínez C., A. R. Messina and E. Barocio, “A Structure-preserving Approach to Power System Normal Form Analysis”, In Power Tech 2007, ISBN: 978-1-4244-2189-3, July 2007, Lausanne, Switzerland.

[4] Danielle C. Tarraf, and H. Harry Asada, “On the Nature and Stability of Differential-algebraic Systems”. In Proc. of the American Control Conference, 2002, Anchorage, AK.

[5] G. Jang, V. Vittal, and W. Kliemann, “Effect of Nonlinear Modal Interaction on Control Performance: Use of Normal Norms Technique in Control Design - Part I: General Theory and Procedure”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 13, no. 2, pp. 401–407, May 1998.

[6] Brandon W. Gordon, Sheng Liu, “A Singular Perturbation Approach for Modeling Differential-algebraic Systems”, Journal of Dynamic Systems, Measurement and Control, vol. 120, pp. 541-545, Dec. 1998.

[7] Peter W. Sauer, M. A. Pai, “Power System Dynamics and Stability”, Ed. Prentice Hall, Inc., New Jersey, 1998.

[8] Castellanos B. R., A. R. Messina, and C. Juarez, "A New Linear Fractional Transformation Based Approach to Power System Robustness Analysis”. International Journal of Emerging Electric Power Systems 8.5, 2007.

[9] C. M. Lin, V. Vittal, W. Kliemann, A. A. Fouad, “Investigation of Modal Interaction and its Effects on Control Performance in Stressed Power Systems using Normal Forms of Vector Fields“, IEEE Trans. on Power Systems, vol. 11, no. 2, pp. 781-787, May 1996.

[10] García G. J, Castillo L. C and Toledo C. J, “Frequency-Change of Nonlienar System Using Spectrum (Fast Fourier Transform) Theory” IEEE Conferences, Electrical Engineering, Computing Science and Automatic Control, CCE, 2009 6th International Conference, 2009.


ISBN: 978-980-7185-1

Abstract— New insights into the application of One-Machine

Infinite Bus (OMIB) equivalents to the analysis and study of the inter-area mode phenomenon in stressed power systems are provided. First, a nonlinear TV- OMIB equivalent is briefly reviewed. The analysis tool takes into account both, the dynamics of the slow inter-area oscillations and the dynamics of the fast inter-machine oscillations. A case study on a 2-area IEEE model in which a static VAR compensator is used to support system voltage is presented to illustrate the developed procedure. Studies are conducted to identify and characterize the energy transfer process that accompanies the inter-area mode separation as well as to evaluate the effect of voltage support on system damping. Spectrum (Fast Fourier Transform) Theory is used to check the system response and its frequency change.

Keywords—Fast Fourier Transform, Nonlinear OMIB equivalent, Static VAR Compensator.

I. INTRODUCTION

Methods for the analysis of inter-area oscillations have been the subject of considerable investigation over many years [1-4]. A simplifying assumption that is often used is that of linearity in the power system model and response. Such approaches have provided a good physical understanding of the Inter-Area Mode (IAM) phenomena [2], and have led to reliable methods for estimating the mode of instability and the corresponding critical machines. The main shortcoming of these approximations is the requirement of linearity that renders them invalid for many applications, especially for highly stressed systems subjected to severe disturbances. Further, ignoring the non-linear nature of the interaction between modes or oscillations disregards important information about power system dynamic behavior.

In this paper Time-varying one-machine equivalents identify a second-order dynamic model of the system that preserves the essential dynamics of the system. Details of this type of models are given in [3, 4]; the basic theory is summarized here for completeness.

Artículo recibido el 22 de Enero de 2010.

J.J.G.G. y C.E.C.L. están con la Universidad Nacional Autónoma de

México, México, D.F., E-mail: [email protected], [email protected]

C.J.T. e I.M.C. están con la Universidad Autónoma del Estado de México,

UAP, Tianguistenco, México, E-mail: [email protected], [email protected]

The main idea behind time-varying dynamic equivalents is to replace the post-disturbance dynamic behavior of a power system by a one-machine infinite bus equivalent. The transformation is local in nature, since the parameters of the equivalent are computed at each time step, and therefore the resulting model is time-varying [5].

Over the last few years, a number of energy loss studies have been developed and applied to large-scale power system models for transient stability assessment and control with varied success [2]. Much of the early work on energy loss identification for transient stability analysis was based on the use of Inter-Area Mode between relative rotor speed TV-OMIB deviations of generators loosing stability and the subsequent transformation to a simpler system involving one or two machines.

This paper introduces the concept of energy loss analysis using TV-OMIB equivalents and Fast Fourier Transform in order to find the Inter-Area Modes involved in the system losses.

These methods have proved useful for the visualization and extraction of a specific motion that is important for inter-system oscillations. More general situations, however, would demand the use of trajectory clustering techniques to derive dynamic measures of system stability [6]. In the study of complex system behavior, it is also of interest to study more localized system phenomena such as those arising from slow inter-cluster oscillations [7]. This information may be of interest to developing control strategies as well as to assess the influence of intelligent network control on overall system behavior.

Our results extend the existing formulations in three ways: (i) A stressed system is used to approximate the dynamic

trajectory of the generalized TV-OMIB, (ii) The impact of the nonlinear terms on system dynamics

are derived, and (iii)Compute damping due using the Static VAR

Compensator

The above points are used to derive a dynamical model of the system with the ability to assess system stability.

A nonlinear system behavior study needs a very different methodology than the one used for linear approximations, because the many information losses due to the linearizing procedure. In this paper the developed procedure is tested on a 2-area, 4-generator dynamic equivalent model in which a static VAR source is used to enhance system dynamic performance.

Energy Loss Analysis of the Inter-Area Mode Using TV-OMIB Equivalent

Javier de Jesús García Guzmán, Carlos Juárez Toledo, Irma Martínez Carrillo, Carlos Emigdio Castillo López


ISBN: 978-980-7185-1 P-9

II. THE TV-OMIB EQUIVALENT

In this section, a brief review of the Single Machine Equivalent (SIME) method is given. The properties of the method are discussed and the technique proposed is described.

The SIME Method

The key aim of the SIME-based procedure is to replace the post-disturbance dynamic behavior of the power system by a local two-machine dynamic equivalent that represents the behavior of the critical (CM) and less critical (NC) machines: one describing the most disturbed machines, and the other describing the rest of the system. This is essentially accomplished by combining a transient stability program with the Extended Equal Area Criterion (EEAC).

The computation of the time-varying OMIB equivalent involves, essentially, four main steps [3, 8]:

1) Starting with a given fault scenario, decompose the multi-

machine system into two (or more) clusters of machines, namely the cluster of critical, most disturbed machines, (CM), and the remaining, non-critical (NC) machines.

2) Using the partial center of angle (COA) reference frame of each group [3], aggregate the machines of each cluster into an equivalent one.

3) A subsequent transformation is then used to represent the dynamic behavior of the two-machine equivalent system by an equivalent OMIB system in which the trajectory of the multi-machine system dynamics are fully replicated.

4) Assess transient stability of the OMIB using the EAC and determine other information of interest.

This approach uniquely identifies the key underlying dynamics of the system and can be extended to account for the internal dynamics to each group.

The identification of the CMs constitutes a critical step in the process. As noted above, SIME identifies the unstable condition using a time-domain transient stability program. At each step of the simulation, candidate decomposition patterns of CMs are considered by using the following three-step procedure [3]: a) Sort machines according to their rotor angle deviations, b) Identify the very first largest rotor angular deviations, or

distances, between adjacent machines, and c) Select candidate CMs according to their largest distances.

The procedure continues until a candidate group of CMs and the corresponding OMIB reaches the instability conditions [9].

The OMIB Equivalent

In order to provide insight into the nature of this representation, let CM represent the group of most disturbed (critical) generators following a given perturbation. Using the nomenclature in [10], the position and speed of the center of angle (COA) of the critical group is given by

∑∑∈∈

==CMi

iiCM

CMCMi

iiCM

CM MM

MM

ωωδδ 1,1 (1)

The position and speed of the COA of the rest of generators NC is written similarly.

The equivalent electrical and mechanical power of the OMIB calculated by the time-domain, is described respectively by

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

∑∑

∑∑

∈∈

∈∈

NCje

NCCMie

CMOMIBe

NCjm

NCCMim

CMOMIBm

jiOMIB

jiOMIB

PM

PM

MP

PM

PM

MP

11

,11 (2)

where the inertia coefficients are given by ∑∑

∈∈

==NCj

jNCCMi

iCM MMMM , ;

( )NCCM

NCCMOMIB MM

MMM+

=

From the previous definitions, it follows that the equation of motion of the OMIB can be expressed as

OMIBOMIB emOMIBOMIBOMIBOMIB PPMM −== ωδ &&& (3)

or, equivalently,

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

−−=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡OMIBOMIBem

OMIB

OMIB

OMIB

OMIB

OMIBOMIBPP

Mωα

ω

ωδ

)(1&

& (4)

where Nα is the damping coefficient defined by

OMIBOMIBN MD /=α ; NCCMOMIB δδδ −= and NCCMOMIB ωωω −=

Similar to the inertia case above, we can define the total damping of the OMIB as

CNCMOMIB DDD += (5)

where .; ∑∑∈∈

==NCj

jNCCMi

iCM DDDD

Let the two-dimensional vector [ ] [ ] ,)()()( 21

TOMIBOMIB

TOMIB ttxxtx ωδ== the motion

equations of the OMIB can be described by the two- dimensional nonlinear system

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡==

),(),(

)()(212

211

xxfxxf

xftxOMIB& (6)

where ( )

( ) ( )OMIBOMIBemOMIB

OMIB

OMIBOMIBPP

Mxxf

xxf

ωα

ω

−−=

=1,

,

212

211

with associated equilibrium points


ISBN: 978-980-7185-1 P-10

( ) [ ] ( ) ( )[ ]( ) [ ] ( ) ( )[ ] 0

0

21

0002

010

>==

===

iT

iOMIBiOMIBTii

iOMIB

TOMIBOMIB

TOMIB

tttxxtx

tttxxtx

ωδ

ωδ(7)

The initial condition of t=0 is given by ( ) 0=txOMIB& for any

other point is necessary to determine the numerical solution using a commercial transient software. With these definitions, the equation of motion of the OMIB can be expressed as

OMIBOMIB emOMIBOMIBOMIBOMIB PPMM −== ωδ &&& (8)

or, in vector form

( ) ⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

−−=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡OMIBOMIBem

OMIB

OMIB

OMIB

OMIB

OMIBOMIBPP

Mωα

ω

ωδ 1&

& (9)

Equation (8) describes a time-varying, of full system of the

general form (3) whose parameters are updated at each time step of the transient stability simulation. Using path integration at a fixed time, the dynamic behavior of the system can then be characterized. This model forms the basis of Non-Linear OMIB of the subsequent sections.

Local stability properties are well described by small disturbance analysis, where the nonlinear system equations are linearized about the equilibrium point [11].

Conceptually, a fundamental simplification to the problem of the calculation of equivalent instantaneous it is obtained in this work when recognizing that the pattern OMIBeP in (4) it can be considered by

)sin(*max OMIBOMIBOMIBe PP δ= (10)

where⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−= ∑∑

∈∈ NCjNCCMiCMOMIB jiOMIB

PM

PM

MP maxmaxmax11 and the

power maximum of the each generator is i

i

dXVTP

i 'E* i

max =

Using (5) in (4) the expanding in series of power around of

OMIBδ and OMIBω is:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ΔΔ

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

OMIB

OMIB

OMIBOMIB

OMIBOMIB

OMIB

MP

f

OMIB

OMIB

ωδ

αδ

π

ωδ )cos(*

20 max

0

&

& (11)

where OMIB

f0 is the frequency in the point of post-fault [10].

In what follows, we extend this description to include not only the dynamics of the two critical clusters of interest, but also to infer the energy transfer among the dominant mode(s) of oscillation

In the following subsections, we analyze the SVC theory

and Fast Fourier Transform with two practical cases and discuss the use of the proposed procedures to detect the energy loss of the mode of instability and the development of remedial measures.

III. SVC BASIC THEORY

With a lot of FACTS devices introduced into the power system, the power industry may soon join the electronic age. Static VAR Compensators are the most commonly applied FACTS devices at present. They are based on the principle of parallel compensation and use fast thyristor controllers with a settling time of only a few periods [12]. The power controller can be realized in different manners: Thyristor Controlled Reactors (TCRs) are linearly controlled within an operating range of 90 to 180 degrees, whereas Thyristor Switched Reactors (TSRs) or Capacitors (TSCs) are fast switched elements and thus perform a stepwise control. Fixed capacitors or filters (FCs) complement the equipment and eliminate the undesired harmonics current components. SVCs contribute substantially to improve voltage quality in power systems. SVCs operate basically on voltage control by a given linear (TCR/FC) or stepped (TSR/TSC) V/I curve, which is defined by the slop setting. This slop allows the SVC to properly coordinate for parallel operation with neighboring devices like generators, synchronous condensers or other FACTS equipment. The SVC in voltage control mode is the fastest thyristor controlled FACTS device with a settling time of only one period in case of TCR with FC. Figure 1 shows a schematic representation of the SVC.

FIG. 1. Representation of a three-phase static VAR

compensator (SVC) comprising fixed capacitors and thyristor-controlled reactors (TCRs)

Care must be taken in case of SVC applications under very


ISBN: 978-980-7185-1 P-11

weak system conditions. Effects of second harmonic instability and subsynchronous torsional interactions can lead to unacceptable system conditions with high harmonic or subharmonic voltage component. [13].

FAST FOURIER TRANSFORM (FFT)

A great deal of physical insight into system behavior can be

obtained by examining the modal characteristics of the OMIB trajectories, in this paper speed trajectory is used to determinate the most representative frequency of the system.

The FFT is extremely important in the area of frequency (spectrum) analysis because it takes a discrete signal in the time domain and transforms that signal into its discrete frequency domain representation. The FFT is a faster version of the Fourier Transform (FT).

The waveform may be described in the time domain or, with equal accuracy, in the frequency domain. The frequency domain graph have positive and negative frequency spectrum. When the FT is used for spectral analysis of time domain waveforms such as power system voltage and current waveform, the positive and negative frequency information from de FT will be identical. Thus, it is easier to consider all frequency spectrums as being purely positive.

In common with the discussion on continuous convolution, the abstract use of FT on continuous waveforms involves integral calculus. However, the FT may be adapted for use on discrete time signals; as such it is referred to as the Fourier Transform FT.

Definition: Given a discrete set of real or complex numbers: [ ]nx , Ζ∈n (integers), the FT of [ ]nx is usually written by [13, 14]:

[ ] [ ]∑∞

−∞=

ω−=ωn

nienxX (12)

The [ ]nx sequence can be the dynamic behavior for rotor

angle and speed of machines as discussed in our numerical implementation of the method.

In practice, the FT, for transforming from time to frequency domains, is implemented as

dtetxfX fti π−∞

∞−

⋅= ∫ 2)()( (13)

where f represents ordinary frequency (cycles per second) and the time discrete moment (t) is depict using the n steps of (12) i.e., t=nT with T is the sampling interval (in seconds).

The FFT can vary dramatically depending on the number of points (N) of the FFT, and the number of periods of the signal that are represented.

Finally, FFT for DOMIBωΟΜΙΒ is described by:

dtetDfX ftiOMIBOMIB

π−∞

∞−

⋅ω= ∫ 2)()( (14)

In this paper, N was chosen as 320, 100 Hz as the sampling frequency with a sampling time (T) of 0.01 seconds, and t=nT as the time discrete moment.

IV. CASE STUDY Simulation studies were conducted on a 2-area, 4-machine

dynamic equivalent from the IEEE, shown in Figure 2.

FIG. 2. Two Area, 4 Machine test System

The Two Area, 4 Machine test System has the next three modes:

• The first important mode is the two-interarea mode 1 that involves the interaction of machines in the Area 1 (machines 1 and 2) swing against the Area 2 (machines 3 and 4)

• Further, the system exhibits a second critical Local mode at Area 1 in which machine 1 swing in opposition to machine 2

• The third important Local mode is the Area 2 which involves machine 3 swinging mainly against machine 4.

The other modes essentially represent localized phenomena

associated with the interaction of geographically close machines.

An SVC, connected to bus 3, will be used to enhance system dynamic performance.

The main idea of the case study is to find the impact of the nonlinear terms on system dynamics, specifically on energy loss of the Inter Area Mode and their damping due to the action of the Static VAR Compensator.

A stub three-phase short circuit at bus 3 with subsequent clearing is used to stress the system in order to find involved critical Inter-Area Modes.

The 2-area system is reduced to a TV-OMIB equivalent to obtain the OMIB parameters. It is important to notice that the only unknown parameter will be the energy loss ( OMIBOMIBOMIBOMIB D ωωα = ); in order to study this, it will be expressed in terms of the other OMIB parameters. From (8), (9)

OMIBOMIBemOMIBOMIB MPPDOMIBOMIB

ωω &−−= (15)


ISBN: 978-980-7185-1 P-12

where OMIBω& is obtained numerically . Fast Fourier Transform is used to find the frequency

spectrum of this energy loss. Inter-Area Modes are expected in this final analysis and system enhancement through SVC will be used to witness the damping of the involved modes.

V. SIMULATION RESULTS

The Frequency theory technique is tested on a 2-area dynamic model of the IEEE system representing the synchronous operation of two interconnected regional systems. The system model consists of 6 buses, 9 branches, 1 static VAR compensator and 4 machines represented in detail including exciters and PSSs.

A single line diagram of this system indicating major transmission facilities is shown in Figure 2.

a) Base Case

First, a base case is simulated. This system has no SVC connected and it stays stablilized after the fault. Figure 3 shows the voltage magnitud at fault bus.

FIG. 3. Voltage Magnitude at Fault Bus

Further, applying the described procedure, Fourier spectrum

of the energy loss shows the inter-area mode involved after the fault, as is shown in Figure 4.

It’s important to notice that figure 4 states the existence of OMIB system energy loss. Regularly, this term is neglected for linear studies because the electrical power (Pe) is considered more much bigger than Dω. The prodecure developed in ths study reveals that this term is of great significance in nonlinear dynamics.

Figure 4 also shows inter- area modes involved in the phenomena. Inter- Area mode 1 between A1 and A2 of Figure 2 interface is the most involved mode in this case and it can be noticed due to its magnitude and frequency.

FIG. 4. Fourier spectrum of the OMIB system Energy Loss

( OMIBOMIBD ω ) b) Stressed System Condition

A heavier stressed system is going to be used. The same

simulation runs with a different fault clearing time. Table I. shows the clearing time for the different cases.

Table I

Critical Clearing Time Case Fault Clearing Time

Base Case 0.1 Stressed System Condition 0.15

Figure 5 shows the new voltage magnitude for the fault bus.

FIG. 5. Voltage Magnitude at Fault Bus (Heavy Stressed

System)

Figure 6 shows the comparison between both simulations and the magnitude difference in the frequency spectrum. There is significant difference between both simulations as in magnitude as in frequency. The frequency spectrum shows that


ISBN: 978-980-7185-1 P-13

there is a frequency-change between the stable system and the stressed system which is at the border of stability.

FIG. 6. Fourier spectra of both Inter-Area Mode Stressed

Systems

c) Effects of the SVC The next step consists on damping this energy loss with a

SVC, connected to bus 3. Experiments were obtained with different SVC gains, trying to enhance the system dynamic performance. Figure 7 shows the comparison between the system without SVC, the system with a SVC gain of 25% and the system with a SVC gain of 100%. The oscillations after the fault are damped by the action of the SVC and, as higher its gain, as higher the damping.

FIG. 7. Comparison of the Voltage Magnitude at Fault bus

without SVC and with two different SVC gains.

Finally, system frequency spectrum is compared for the three proposed cases in Figure 8. It is clear that the damping action of the SVC over the inter-area mode of the OMIB gets higher with its gain. The frequency analysis of energy and OMIB

speed in Fig. 6, on the other hand, confirms that SVC voltage support at Line 5-6 on the inter-area mode 1 between A1 and A2 of Figure 2 interface has a decisive effect in this mode.

FIG. 8. Comparison of the frequency spectra for the system

without SVC and with two different SVC gains.

VII. CONCLUSIONS

A Fast Fourier Transform Energy Loss Analysis was performed over a 2-area, 4 generator system. Results showed that there is an inter-area mode involved in system energy loss and that it can be damped by a control action, such as static VAR compensation. Figure 9 shows the procedure of the present paper. This study also shows that linear OMIB equivalents neglect system energy loss which means important data loss on nonlinear studies, such as the procedure developed in this work. Further experiments and analysis are needed over this matter because the several data losses due to the dismissed nonlinear terms.

APPENDIX The developed procedure was tested on a 2-area, 4 machine system. Basically, the steps to reach the energy loss analysis were the following:

a) The system works under normal conditions. b) The system is stressed with a fault at 0.4 [s] which

was cleared in a particular clearing time so that the system stayed in the limits of stability

c) Energy loss analysis using FFT is performed considering post-fault conditions.

d) Static VAR Compensation is applied to the stressed system. The effects of the SVC are: 1) magnitude reduced voltage oscillations and; 2) damping of inter-area mode 1.


ISBN: 978-980-7185-1 P-14

FIG. 9. Developed procedure

REFERENCES

[1] Vittal, N. Bhatia, A.A. Fouad, “Analysis of the Inter-area Mode Phenomenon in Power Systems Following Large Disturbances”, in: Pro- ceedings of the IEEE/PES 1991 Winter Meeting, New York, USA, 1991, Paper 91 WM 228-7 PWRS.

[2] C. Juarez T., A.R. Messina, D. Ruiz-Vega, “Analysis and Control of the Inter-area Mode Phenomenon using Selective One-machine Infinite Bus Dynamic Equivalents”, Electric Power Systems Research, Volume 76, Issue 4, January 2006, Pages 180-193.

[3] M. Pavella, “Generalized One-machine Equivalents in Transient Stability Studies”, IEEE Power Engineering Review, pp. 50-52, January 1998.

[4] A. A. Fouad, V. Vittal, “Power System Transient Stability Analysis Using the transient Energy Function Method”, Prentice Hall ISBN 0-13-682675-X, pp 158-162, New Jersey, 1992.

[5] J. Garcia, C. Castillo, C. Juarez, “Frequency-Change Analysis of Nonlinear System Using Spectrum (Fast Fourier Transform) Theory”, CCE 2009, Toluca, Mexico, 2009

[6] Gaffney, Scott, Padhraic Smyth, “Trajectory Clustering with Mixtures of Regresssion Models”, International Conference on Knowledge Discovery and Data Mining, San Diego, California, United States, 1999. Pages: 63 – 72. ISBN:1-58113-143-7

[7] M.Y. Vaiman, D. Sobajic, “A novel Approach to Compute Characteristics of Sustained Inter-area Oscillations”, IEEE Power Eng. Rev. (January) (1998) 52–54.

[8] C. Juarez, R. Castellanos, A. R. Messina, “Analysis of Inter-Area Oscillations using Time-Varying One-Machine Infinite Bus Equivalents”, IEEE Power Engineering Society General Meeting, San Francisco, California USA, 2005.

[9] C. Juarez, A.M. Stankovic, “Contraction Analysis of Power System Dynamics using Time-varying OMIB Equivalents”, “Las Cruces Nuevo Mexico” Sep, 2007 North American Power Symposium 2007, IEEE

[10] I. Martínez, A. R. Messina, E. Barocio. “Perturbation Analysis of Power: Effects of Second- and Third – order Nonlinear Terms on System Dynamic Behavior”, Electric Power Systems Research 71 (2004) 159–167, Elsevier.

[11] S. Geeves, etal, “Improvement of System Stability by the HARKER Static Var Compensators MC - Verification of System Performance by Digital and Real-Time Simulation”, in conference proceedings of ICPST’94, Beijing, China, Oct.18-21,1994

[12] Dong Shen, Yingduo Han, Zhonghong Wang, Retzmann, D, Povh, D., “Real Time Digital Simulation Studies for SVC Controller”, IEEE Power Engineering Review .Volume 1, 18-21 Aug. 1998 Page(s):406 - 410 vol. 1.

[13] Glassman, J.A., “A Generalization of the Fast Fourier Transform”, Computers, IEEE Transactions on Volume C-19, Issue 2, Feb. 1970 Page(s):105 – 116.

[14] J. W. Cooley, J. W. Tukey, “An Algorithm for Machine Calculation of Complex Series”, Mathematics of Computation Journal, 19(90), 297-301, 1965.


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen— El estudio tiene como objetivo evaluar el Sistema

de Transmisión de Ciudad Guayana, con el fin de definir el plan de expansión de dicho sistema para el periodo 2009-2023, que suministra energía eléctrica a la demanda residencial, comercial, pequeña y mediana industria, asociado a las ciudades de San Félix y Puerto Ordaz, a través de un análisis técnico y económico, para brindar un servicio con los mejores estándares de calidad. El estudio muestra la metodología usada para la planificación de los sistemas de transmisión, considerando el periodo de estudio. Por consiguiente, para el análisis técnico, se utilizó el programa Power System Simulator, para el análisis económico se utilizó el método del valor presente, con el fin de determinar la opción de menor costo y de mínima inversión inicial. Como resultados se tienen las obras de transmisión necesarias para abastecer los requerimientos de potencia de la ciudad, aprovechando la interconexión de los sistemas y las fuentes de potencia aledañas.

Palabras claves—Ciudad Guayana, Inversión Inicial, Metodología de Planificación, Sistemas de Transmisión.

I. INTRODUCCIÓN El Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana está

compuesto por tres sistemas principales, el del Bajo Caroní, el Sistema Regional B (SRB) y el Sistema Regional A (SRA). El primero transmite la potencia de las plantas hidroeléctricas del río Caroní, el segundo atiende la industria pesada y el último atiende a la carga residencial, comercial, pequeña y mediana industria [1].

En el presente trabajo se estudiará el SRA con mayor énfasis dado que este es el encargado de manejar la carga residencial, comercial, pequeña y mediana industria, sin embargo se tomará en cuenta para la definición de las ampliaciones todos los sistemas de transmisión que componen a Ciudad Guayana.

Los sistemas de transmisión deben ser planificados con una

anticipación promedio de tres a cuatro años, ya que las obras requeridas para cubrir los crecimientos naturales de la carga y

Artículo recibido el 22 de Enero de 2010. Este artículo fue financiado por

Electrificación del Caroní C.A. (EDELCA). F.M., A.S., y D.B. están con Electrificación del Caroní EDELCA, Sector

Chuao, División de Planificación de Sistemas Eléctricos, Departamento de Planificación de Transmisión, Caracas, Venezuela, Telf. +58-212-9502975, Fax:+58-212-9502842, Email: [email protected], [email protected], [email protected]

nuevos desarrollos en particular tienen un tiempo de construcción promedio similar, considerado desde la fase de planificación hasta su puesta en servicio. Adicionalmente, los estudios de sistemas de transmisión deben evaluarse considerando el largo plazo (año horizonte), lo cual permite la optimización de los recursos debido a la concordancia de la ejecución de obras de corto y mediano plazo alineadas con el año horizonte.

Las obras definidas en el corto plazo, se establecerán en el

Plan Normativo con un periodo de cero a cinco años, el mediano plazo que indicará el Plan Objetivo con un periodo de seis a diez años y por último el Plan Indicativo con un periodo de once a quince años. En tal sentido el Plan de ampliaciones del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana estará conformado por las obras definidas en los tres planes descritos anteriormente.

El Plan Normativo contempla las obras las cuales se tiene

certeza de su requerimiento, por lo cual deben entrar en servicio en el plazo más perentorio posible, mientras que en el Plan Objetivo e Indicativo son aquellas obras cuyos alcances pueden variar debido a modificaciones de las premisas con la cual se determino su necesidad.

En el geográfico de la Fig. 1 se muestra e1 esquema del

SRA para el año 2009.

N.A.

Upata

C. Caruachi

Vista al Sol

San FelixGuaiparo

OrinocoOrdaz

FMO

PIA Macagua IOrinoco

Iron

Hevensa

R4

Caroní

Macagua III

Cocuy

Macagua I (Nueva)

Unare

OesteAeropuerto

Guayana A200 MVA c/u

N.A.

N.A.

FIOR

C.E. Minerales

Chirica

300 MVA c/u

2 x 102 MVA

2 x 70 MVA

2 x 70 MVAN.A.

4 x 15 MVA

SurAeropuerto

Los Olivos

Subestaciones en la Zona de UpataSubestaciones en la Zona de San FélixSubestaciones en la Zona de Puerto Ordaz

Subestaciones en la Zona de UpataSubestaciones en la Zona de San FélixSubestaciones en la Zona de Puerto Ordaz

Río Caroní

Río Orin

oco

Leyenda

N230 kV115 kV

400 kV

Leyenda

N230 kV115 kV

400 kV230 kV115 kV

400 kV

N° de Subestaciones de CORPOELEC 22N° de Subestaciones de los Usuarios 4MVA de Transformación 1344Kilometros de Líneas a 115 kV 285

FIG. 1. Geográfico del Sistema Regional A.

Evaluación del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana: Periodo 2009-2023

Francisco Mora, Ángel Sandoval, Douglas Blanco


ISBN: 978-980-7185-1 P-16

230 kV115 kV

400 kV230 kV115 kV

400 kV

Nexos de inyección de potencia

Máximo registrado SRA en el año 2009: 774 MWMáximo registrado CADAFE 115 kV en el año 2009: 696 MW

SAN FELIX(1)

HEVENSA(3)

P.I.A(2)

ORDAZ(1)

ORINOCO(2)

OLIVOS(1)

SIDOR R4(3)

CARONI(2)

C.E. MINERALES(3)

COCUY(1)

GUAYANA A(2)

HACIA GURI A230 kV

HACIA CD.BOLIVARA 230 kV

UPATA(1)

SUR AEROPUERTO(1)230/115 kV200 MVA

c/u

2 x 102 MVA

MACAGUA III(2)

VISTA AL SOL(1)

CHIRICA(1)

CONSTRUCCIONCARUACHI(2)

MACAGUA IPATIO NUEVO(2)

GUAIPARO(1)

ORINOCO IRON(3)

FIOR(2)

OESTEAEROPUERTO(1)

UNARE(1)MACAGUA II A 400 kV(2)

2 X 300 MVA

4,48 KM

7,72 KM

0,5 KM

3,24 KM 8 KM8 KM

11 KM

11 KM

3,24 KM

1,6 KM

10,72 KM

12,04 KM

9,02 KM

7.2 KM

6,84 KM

2 KM

11 KM

11 KM

14,8 KM

14,8 KM

5,92 KM

12 KM 7,9 KM

45 KM

7.65 KM

13,96 KM

FMO(2)

2 x 70 MVA

MACAGUA I(2)

2,45 KM

2 KM 2 KM

25.4 KM

25.4 KM2 x 70 MVA

NANA

NA

NA

7,5 KM9,5 KM

5,5 KM

Subestaciones de CADAFE (1)

Subestaciones de EDELCA (2)

Subestaciones de los clientes (3)

La carga residencial de Ciudad Guayana es atendida por las subestaciones a 115/13,8 kV de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE), tales como, Ordaz, Cocuy, Oeste Aeropuerto, Los Olivos, Sur Aeropuerto y Unare, las cuales están encargadas de atender la zona de Puerto Ordaz, mientras que las subestaciones Guaiparo, San Félix, Vista al Sol y Chirica están encargadas de atender la zona de San Félix.

Este sistema esta integrado por 4 nexos de inyección de

potencia con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), encargados de suplir con los requerimientos de potencia del área, estos nexos son: los transformadores de 200 MVA de Guayana A, los autotransformadores de 300 MVA de Macagua II, las maquinas de 70 MVA de macagua I y las maquinas de 102 MVA de Macagua III, ver Fig. 2.

FIG. 2. Unifilar del Sistema Regional A. Adicionalmente, el sistema está conformado por tres anillos

internos, los cuales son: el anillo Caroní, compuesto por las subestaciones a 115/13,8 kV Los Olivos, Unare, Oeste Aeropuerto, Caroní, Sur Aeropuerto y Cocuy, el anillo Orinoco, integrado por las subestaciones a 115/13,8 kV Guaiparo, Orinoco y Ordaz y el anillo San Félix, conformado por las subestaciones a 115/13,8 kV, Macagua I, Vista al Sol, Chirica y San Félix. En este sentido, el presente trabajo desarrolla los siguientes objetivos para definir el plan de expansión del Sistema de Trasmisión de Ciudad Guayana, para el periodo 2009-2023:

• Realizar el diagnóstico operativo del Sistema de

Transmisión Actual de Ciudad Guayana, a objeto de identificar los problemas de la red y establecer el Plan de Acción Inmediata (PAI).

• Analizar los requerimientos energéticos para el período de estudio asociados al área geográfica

comprendida por Ciudad Guayana, tomando en cuenta el ordenamiento territorial y los proyectos previstos para la demanda residencial, comercial, pequeña y mediana industria [2].

• Definir las opciones de suministro eléctrico de transmisión para adecuar o ampliar el Sistema Eléctrico de Ciudad Guayana, mediante la evaluación técnica [3] y económica [4] con la finalidad de cumplir con los requerimientos de demanda y los estándares de calidad del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana.

II. PREMISAS Y CRITERIOS

Las premisas generales del estudio se muestran a continuación:

• Para el estudio se tomó el escenario de demanda alta con una tasa promedio de crecimiento interanual de 4,6 % [5].

• Para la ubicación de las nuevas subestaciones a 115 kV en Ciudad Guayana se considero el Plan Maestro de Desarrollo Urbano para 1.300.000 Habitantes de la Corporación Venezolana de Guayana.

• Se consideraron las obras previstas por la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC) en Ciudad Guayana para el periodo de estudio, entre las principales se encuentra la subestaciones a 115/13,8 kV, Alta Vista y Parcelamiento Industrial A, el tercer autotransformador 400/115 kV de 300 MVA en la subestación Macagua II y dos transformadores 115/13,8 kV de 36 MVA en la subestación Caroní.

• Se consideró el cronograma de la rehabilitación de las unidades de Macagua I con una potencia de 78 MW, con las cinco unidades rehabilitadas y en servicio en el año 2013 y última máquina en el 2014 [6].

• Se consideró el año 2013 como el año más cercano de puesta en servicio de las primeras obras del SRA, considerando que los tiempos de construcción de Electrificación del Caroní (EDELCA) son de aproximadamente 36 meses.

Las premisas técnicas del estudio se muestran a continuación:

• Se definió como año horizonte el 2023 y como años intermedios el 2013 y el 2019.

• Se realizaran las simulaciones del sistema eléctrico de transmisión de Ciudad Guayana hasta 115 kV.

• Las demandas son simuladas en las barras a 115 kV con un factor de potencia de 0,9 p.u.

• Se consideró una máquina fuera de servicio en Macagua I, Macagua II, Macagua III, Caruachi, Tocoma, Guri A a 400 kV y a 230 kV y Guri B.

• Para los cálculos de cortocircuitos se considera todas las unidades de Macagua I y III en funcionamiento, sin embargo, se considera una unidad fuera en Macagua II, Caruachi, Tocoma, Guri A a 400 kV y a 230 kV y Guri B.


ISBN: 978-980-7185-1 P-17

• El cortocircuito en las subestaciones será calculado con

un voltaje pre-falla de 1.0. p.u. a 0°. • Se consideraron fallas en barra de la subestación del

tipo: trifásica, bifásica, bifásica a tierra y monofásica a tierra, siendo todas las resistencias de fallas igual a cero ohmios [3].

• Se consideró la demanda de la zona de Upata solamente para los requerimientos de potencia.

• Las líneas de CADAFE a 115 kV de 500 MCM se modelaron con una capacidad térmica normal de 115 MVA y una capacidad térmica de emergencia de 143 MVA, con base en los datos de EDELCA.

• Se consideró para el cálculo de las pérdidas los años 2013, 2019 y 2023 y para los años intermedios se consideró un incremento lineal.

Las premisas económicas del estudio se muestran a

continuación:

• Para los costos de las pérdidas y los de operación y mantenimiento se consideró el tiempo del periodo del estudio.

• Se considera los costos de operación y mantenimiento para cada una de las opciones con un 2,5 % de la inversión para cada año.

• Se considera un desembolso para cada una de las inversiones en líneas y subestaciones, como se muestra en la Tabla 1.

TABLA 1

PORCENTAJES DE DESEMBOLSOS.

EQUIPO AÑO

N-2 N-1 N N+1 SUBESTACIONES 10% 70% 15% 5%

LINEAS 0% 75% 20% 5%

N = Año de puesta en servicio de la obra

• Se considera una tasa de descuento del 10 % para el

cálculo del valor presente neto. • Se considera para la valoración de las pérdidas de

transmisión un costo de la energía de 78,76 US$/MWh [7].

• Para el cálculo de las pérdidas se tomo en cuenta un factor de carga de 0,86.

Entre los criterios técnicos utilizados se tienen:

• En condiciones normales de operación y ante contingencia simple de algún elemento de la red, las tensiones en todas las barras deben permanecer entre 0,95 y 1,05 en p.u. de la tensión nominal.

• En condiciones normales no se permite sobrecarga de ningún elemento del sistema de potencia.

• En condiciones de salida simple de algún elemento de la red, no se permite la sobrecarga permanente de ningún equipo de transformación por encima de su capacidad nominal y de ninguna línea por encima de su capacidad de emergencia (100 °C).

• No se permite en ninguna condición de operación, que ante fallas en la subestación las corrientes de cortocircuito superen las capacidades de los equipos instalados.

III. METODOLOGÍA APLICADA

En el presente capitulo se describe la metodología que se utilizó para llevar a cabo el estudio, con el fin de obtener el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana.

El análisis se dividió en cuatro grandes etapas bien

definidas, las cuales son: recopilación de información, diagnóstico del sistema eléctrico, un análisis técnico y un análisis económico.

A continuación se describirán los pasos y actividades que

involucran cada una de estas etapas y los productos que deben arrojar cada una de ellas:

1.- Recopilación de información: en este primer paso se

obtienen las características y parámetros eléctricos que definen al sistema de transmisión que se va a estudiar, en conjunto con su carga actual y las estimaciones de demanda para el periodo de estudio.

2.- Diagnóstico del sistema eléctrico actual: en esta segunda etapa se determina el Plan de Acción Inmediata, las cuales consisten en todas aquellas maniobras operativas y obras, que se pueden realizar en el sistemas en aras de cubrir los requerimientos de potencia actual del mismo, con los mejores estándares de calidad de servicio de EDELCA. Para lograr este objetivo se deben realizar dos actividades fundamentales, las cuales son:

a.- Definir las premisas y criterios del estudio, con el fin de

obtener como producto las limitaciones y variables que influyen en el estudio así como los criterios que te definen cuando un sistema cumple con los estándares de calidad de servicio de EDELCA.

b.- Realizar las simulaciones del sistema eléctrico actual, en régimen permanente [3], con el fin de determinar las obras o maniobras que permitan cumplir con los estándares de calidad de servicio de EDELCA.

3.- Análisis técnico: en este tercer paso se realizan una

serie de actividades, con el fin de determinar las opciones técnicamente factibles, que permitan transmitir los requerimientos de potencia del sistema. Esta etapa se divide en tres partes fundamentales, las cuales son:


ISBN: 978-980-7185-1 P-18

a.- Realizar un balance de Generación - Carga del sistema

durante el periodo de estudio, para así determinar cuales son los requerimientos de potencia del sistema para todo el periodo de estudio.

b.- Plantear las opciones de ampliación para el periodo de estudio del sistema de transmisión que permitan cubrir los requerimientos de potencia exigidos por el área bajo estudio.

c.- Realizar las simulaciones en régimen permanente (análisis de flujo de carga y cortocircuito) de cada una de las opciones propuestas, con el fin de determinar las opciones técnicamente factibles, las cuales deben cumplir los criterios técnicos propuestos anteriormente.

4.- Análisis económico: en esta etapa se determina la

opción de menor costo, a través de una comparación económica de las opciones, considerando el costo de las obras, costos de pérdidas técnicas del sistema y los costos de operación y mantenimiento. Esta comparación se realiza empleando el método del valor presente neto [4].

Una vez establecido cual es la mejor solución económica

se conforma el plan de inversiones en el sistema, el cual indica un cronograma de entrada de las obras durante todo el periodo de estudio.

IV. ANÁLISIS TÉCNICO

Actualmente, el Sistema Regional A esta compuesto por un 73 % de demanda residencial y un 27 % de demanda industrial y poseen una tasa promedio de crecimiento interanual de 5,6 % y 1,8 %, respectivamente, para tener así una tasa promedio de crecimiento interanual del SRA de 4,6 %. Este crecimiento lleva a que en el año horizonte el SRA se componga con un 80 % de demanda residencial y un 20 % de demanda industrial (ver Tabla 2 y Fig. 3).

TABLA 2.

DEMANDAS DEL SRA (MW).

Sistema Regional A (SRA) 2009 2013 2019 2023CADAFE GUAYANA 647 812 1.125 1.381

C.E. MINERALES 9 9 9 9 FMO (PTO ORDAZ) 28 28 28 28 FMO PLANTA DE BRIQUETAS 44 76 76 76 ORINOCO IRON 65 66 66 66 OPERACIONES R.D.I (FIOR) 1 9 9 9 HEVENSA 42 42 42 42 Z. INDUSTRIAL 86 116 121 125 SIDOR R4 10 10 10 10 CAMPAMENTOS 13 19 19 19 Total SRA 945 1.186 1.506 1.765Total SRA Coincidente 877 1.101 1.398 1.639Carga Industrial Del SRA 299 375 380 384 Carga Industrial Del SRA Coincidente 277 348 353 357

CADAFE Guayana Coincidente 600 754 1.045 1.282

SRA 2009

73%

27%

CADAFE GUAYANA Carga Industrial Del SRA

SRA 2023

20%80%

CADAFE GUAYANA Carga Industrial Del SRA

FIG. 3. Distribución Porcentual de Demandas del SRA.

La demanda que atiende el SRA para el año 2009 es de 945

MW, en este sentido, para el diagnóstico del sistema se considero dicha demanda y el unifilar del sistema para el año 2009 con el fin de determinar el Plan de Acción Inmediata, las cuales arrojaron los siguientes resultados: instalar 9 transformadores 115/13,8 kV de 36 MVA y realizar el cierre de los anillos Orinoco, Caroní y San Félix, ver Fig. 4.

N.A.

S/E Caruachi(2)

Vista al Sol (1)

San Felix (1)

Guaiparo (1)

Orinoco(2)

Ordaz (1)

FMO(2)

PIA(2) Macagua I(2)

OrinocoIron(3)

Hevensa(3)

R4(3)

Caroní(2)

Macagua III(2)

Cocuy (1)

Macagua I (Nueva)(2)

Unare (1)

OesteAeropuerto (1)

Guayana A(2)

200 MVA c/u

N.A.

N.A.

FIOR(2)

C.E. Minerales(3)

Chirica(1)

300 MVA c/u

2 x 102 MVA

2 x 70 MVA

2 x 70 MVA

N.A.

4 x 15 MVA

SurAeropuerto (1)

Los Olivos (1)

5 Transformadores 115/13,8 kV de 36 MVA para la Zona de San Félix4 Transformadores 115/13,8 kV de 36 MVA para la Zona de Puerto Ordaz

Río Caroní

Río OrinocoLeyenda

N230 kV115 kV

400 kV

Leyenda

N230 kV115 kV

400 kV230 kV115 kV

400 kV

1

12

11

1

2

Hacia Upata

FIG. 4. Plan de Acción Inmediata (Transformadores

115/13,8 kV de 36 MVA) recomendados por el Diagnóstico.

Una vez finalizado la etapa anterior, se visualizaron los requerimientos de potencia del SRA durante el periodo de estudio, con el fin de determinar las obras necesarias para cubrir los requerimientos en el año horizonte y el cronograma de entrada de las obras durante el periodo.

Se observó, según las estimaciones de demanda y el límite

de transmisión del sistema que los requerimientos de potencia del SRA para el año 2013 y 2023 son de 223 MW y 725 MW, respectivamente (ver Fig. 5).

Es importante resaltar que se tomo como año inicial el

2013, debido a que representa el tiempo más inmediato de puesta en servicio de las obras.


ISBN: 978-980-7185-1 P-19

TOTAL EDELCA SRA (COINCIDENTE)

TOTAL CADAFE REGIONAL

(COINCIDENTE)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

1.500

1.600

1.700

1.800

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Añ

MW

Límite del SRA (Máquinas Repotenciadas y AT 100 %)

Requerimientos de Potencia año 2023:

725 MW

Entrada del tercer AT 400/115 kV de Macagua II

Requerimientos de Potencia año 2013:

223 MW

Fuente: “Estimaciones de Energía y Potencia Neta del Sistema Eléctrico Nacional. Periodo: 2008-2028.”

Tasa promedio de crecimiento interanual del 5,6 %

1639 MW

774

Carga Residencial

Carga Industrial



FIG. 5. Balance de Generación - Carga del SRA.

Una vez determinado los requerimientos de potencia se realizó el análisis técnico (simulaciones en régimen permanente y análisis de cortocircuito), con el fin de determinar las opciones técnicamente factibles. En este sentido, se dividió el análisis técnico en 3 etapas, las cuales son:

Primera Etapa: en este paso se analizaron distintos

esquemas de conexión para los anillos que componen el SRA, con el fin de determinar las opciones técnicamente factibles.

Segunda Etapa: en este paso se plantearon las posibles fuentes de generación existentes en el área, que puedan suplir los requerimientos de potencia del sistema de transmisión de Ciudad Guayana para el periodo de estudio. Adicionalmente, se determinó cual de estas fuentes pueden ser ampliables con respecto a su potencia instalada (ver Fig. 6).

Tercera Etapa: una vez detectada las fuentes de potencia,

se procedió a plantear cada una de las opciones que permitan conectar las nuevas fuentes a la carga del sistema y se determinó el equipamiento requerido para cumplir con los criterios técnicos. En este procedimiento se mantuvieron las soluciones de los anillos constantes, es decir, se tomo la opción más económica de cada uno de los anillos en cada una de las soluciones que se plantearon. En este sentido, se encontraron 5 opciones técnicamente factibles, ver Figs. 7 a 11.

Una vez simuladas las opciones, se realizó un análisis de cortocircuito, con el fin de determinar en que subestaciones se superan los niveles de cortocircuito de los interruptores y poder definir la capacidad por la cual deben ser sustituidos.

No Ampliable

Leyenda

ATGuayana B

Caruachi

Orinokia

Nuevas Fuentes

Total Demanda Ciudad Guayana = 1639 MW

Orinokia 83 MW

Fior 117 MW

PIA116 MW

Orinoco344 MW

Caroní446 MW

Anillo San Félix413 MW

Upata83 MW

Caroní446 MW

Anillo San Félix413 MW

Upata83 MW

CENTROS DE CARGACENTROS DE CARGA

GenMacagua I390 MW

ATMacagua II

GenMacagua III

86 MW

TRXGuayana A

Fuentes Existentes

Ampliable

Requerimiento de potencia para el año 2023 = 725 MW

Otras Cargas37 MW

FIG. 6. Fuentes de Potencia Existentes en Ciudad Guayana.

SIDOR R4CONSTRUCCION

CARUACHI

MACAGUA I

MACAGUA II A 400 kV

3X 300 MVA

1,6 KM

6 x 87 MVA

CARUACHI

3 X 300 MVA

9,5 KM

9,15 KM

2 X 700 MCM

8 KM

8 KM11 KM

2X1024,5 MCM

1,6 KM 1,6 KM2X1024,5 MCM2X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM

12 KM1,6 KM

OrinocoPIAFior3,24 KM

Mordor

San Félix

Caroní Upata2 x 102 MVA

9,5 KM2 X 700 MCM

Opción 1

Fuentes:• Caruachi (3 x 300 MVA)

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Orinokia

Patio de Distribución Caruachi

S/E Caruachi

FIG. 7. Opción Nº 1 de Ampliación de los Nexos del SRA

para el Año 2023.

SIDOR R4CONSTRUCCION

CARUACHI

MACAGUA I

MACAGUA II A 400 kV

3X 300 MVA

1,6 KM

6 x 87 MVA

CARUACHI

3 X 300 MVA

9,15 KM

8 KM

8 KM11 KM

2X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM

12 KM

11,1 KM


Mordor

San Félix

Caroní

GUAYANA A

2 X 200 MVAHACIA CD.BOLIVARA 230 kV

HACIA GURI A230 kV

2 x 102 MVA

Upata

9,5 KM1X500 MCM

Opción 2


• Guayana A (2 x 200 MVA)

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Orinokia

18,65 kMPatio de Distribución Caruachi

S/E Caruachi


para el Año 2023.

Opción 3

SIDOR R4

CONSTRUCCIONCARUACHI

MACAGUA I

MACAGUA II A 400 kV

3X 300 MVA

1,6 KM

6 x 87 MVA

9,15 KM

8 KM

8 KM11 KM

2X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM


Mordor

San Félix

Caroní

GUAYANA A


HACIA GURI A230 kV

2 x 102 MVAUpata

GUAYANA B

2 X 700 MVA

1,6 KM1X500 MCM

Fuentes:• Guayana B (2 x 700 MVA)

• Guayana A (2 x 200 MVA)

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

S-IV

Orinokia

Alcasa

S/E Caruachi


para el Año 2023.


ISBN: 978-980-7185-1 P-20

5 años10 años

15 años

2009 2013 2014 2019 2023

Traspasar parte de la carga delSRA al SRB mediante las siguientes obras:

•Sustituir 22 celdas a 115 kV de la sección III y IV de Guayana B, debido a problemas de corto circuitos.

• Instalar una celda en la sección IV de Guayana B para una salida de línea (Guayana B – Caroní).

• Construir una línea a 115 kV doble circuito, 2 x 1024,5 MCM, de 11 km de longitud desde Macagua hacia Orinoco.

•Desvío de la línea Guayana A –Macagua hacia Guayana B -Caroní y construcción de un tramo de 0,166 km.

•Instalar 4 trx 115/13,8 kV de 36 MVA (2 Trx en Guaiparo, 1 Trxen Alta Vista y 1 Trx en Chirica).

•Instalar 135 MVAr de compensación capacitiva.

•Apertura de las líneas Macagua – Caroní.

• Instalar dos celdas a 115 kV en Guayana A para dos salidas de línea (Guayana A – Orinokia).

• Instalar una celda en la sección IV de Guayana B para una salida de línea (Guayana B – Caroní).

•Instalar dos celdas a 115 kV en Orinokia para dos llegadas de línea (Guayana A – Orinokia).

•Construir una línea doble circuito, 1 x 500 MCM de 1,6 km de longitud (Guayana A – Orinokia).

•Sustituir 13 interruptores a 115 kV en Caroní.

•Instalar 14 trx 115/13,8 kV de 36 MVA.

•Instalar 300 MVAr de compensación capacitiva.

• Instalar 13transformadores 115/13,8 kV de 36 MVA.

136 MMUS$116 MMUS$ 22 MMUS$

Plan Normativo

Plan Objetivo

Plan Indicativo

Plan de Acción Inmediata

2012

67,5 MMUS$

*

* Resultado del “Diagnóstico

Operativo del Sistema de

Transmisión de Ciudad

Guayana Año 2008 (Octubre

2008)” donde se recomendó

instalar 9 transformadores

115/13,8 kV de 36 MVA,

adicionales a los del convenio,

distribuidos en las subestaciones

de CADAFE en Ciudad

Guayana, y sus equipos de

conexión asociados.

Costo total para el periodo 2009 – 2023:

341,5 MMUS$

183.5 MMUS$

319.5 MMUS$

341.5 MMUS$

SIDOR R4


MACAGUA I

MACAGUA II A 400 kV

3X 300 MVA

1,6 KM

6 x 87 MVA

9,15 KM

8 KM

8 KM11 KM

2X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM


Mordor

San Félix

Caroní 2 x 102 MVA UpataGUAYANA B

2 X 700 MVA

2 X 300 MVA

CARUACHI

9,5 KM2X700 MCM

1,6 KM2X1024,5 MCM

4,5 KM

1,6 KM2X1024,5 MCM

7,7 KM

Opción 4


• Guayana B (2 x 700 MVA)

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

S-IV

Orinokia

Alcasa

Patio de Distribución

Caruachi

S/E Caruachi


para el Año 2023.

SIDOR R4


MACAGUA I

MACAGUA II A 400 kV

3X 300 MVA

1,6 KM

6 x 87 MVA

9,15 KM

8 KM

8 KM11 KM

2X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM


San Félix

Caroní 2 x 102 MVA UpataGUAYANA B

2 X 700 MVA

2 X 300 MVA

MORDOR

1,6 KM2X1024,5 MCM

4,5 KM

1,6 KM2X1024,5 MCM

7,7 KM

Fuentes:• Guayana B (2 x 700 MVA)

• Orinokia (2 x 300 MVA)

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

S-IV

Orinokia

Opción 5

Alcasa

S/E Caruachi


para el Año 2023.

V. ANÁLISIS ECONÓMICO

En ésta etapa se realizó un análisis económico, utilizando el método del valor presente neto, con el fin de comparar económicamente cada una de las opciones y determinar cual es la opción de menor costo. En este sentido, se calculó: el costo de las obras, el costo de las pérdidas técnicas y los costos de operación y mantenimiento de cada una de las opciones, para luego traerlos al año 2009 con una tasa de descuento del 10 %.

El análisis arrojo como resultado que la opción de menor costo es la N° 3, seguida de la opción N° 2 con un costo adicional del 27 % de la opción N° 3 (ver Tabla 3).

TABLA 3.

RESUMEN DE COSTOS DE LAS OPCIONES

Opciones

Obras Pérdidas en el Sistema

Operación y Mantenimiento TOTAL

% COSTO

V.P., 2009, 10%

COSTO V.P., 2009, 10%

COSTO V.P., 2009, 10%

V.P., 2009, 10%

1 (C) 178,5 112,5 6,2 2,9 39,5 16,8 132,2 34,1 2 (C + GYA) 166,7 103,9 12,8 5,9 36,3 15,4 125,2 27,1 3 ( GYA + GYB) 136,2 81,2 14,1 5,7 27,8 11,6 98,6 0,0 4 (C + GYB) 187,4 117,3 3,8 1,9 40,7 17,4 136,7 38,7 5 ( GYB + O) 194,6 118,3 0,0 0,0 40,3 17,2 135,5 37,5

Leyenda: C: Caruachi GYA: Guayana A GYB: Guayana B O: Orinokia

Adicionalmente, la opción N° 3 representa el esquema de

conexión de menor inversión inicial.

A continuación se formuló el Plan de Inversiones del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana para la Opción N° 3, el cual esta conformado por los siguientes planes: • El Plan de Acción Inmediata: incluye los 9

transformadores 115/13,8 kV de 36 MVA, sus equipos de conexión asociados y la normalización de los anillos, detectados en el diagnóstico operativo

• El Plan normativo: incluye todas las obras necesarias en el corto plazo para solventar los requerimientos de potencia del año 2013, las cuales involucran el traspaso de la carga del anillo de Caroní que se encuentra en el SRA a la sección IV de la subestación Guayana B a 115 kV.

• El Plan Objetivo: incluye las obras necesarias para cubrir los requerimientos de potencia del año 2019, lo que considera la instalación de 14 transformadores 115 /13,8 kV de 36 MVA y 300 MVAr de compensación capacitiva.

• El Plan Indicativo: incluye las obras necesarias para el año horizonte (2023), aquí se contempla la instalación de 14 transformadores 115 /13,8 kV de 36 MVA distribuidos en las subestaciones que componen al SRA.

En la Fig. 12 se muestra de forma esquemática el Plan de Inversiones del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana:

FIG 12. Plan de Inversiones del Sistema de Transmisión de Ciudad Guayana


ISBN: 978-980-7185-1 P-21

VI. CONCLUSIONES

Del diagnóstico del sistema de subtransmisión actual de Ciudad Guayana, se concluye que se debe ampliar de manera inmediata la capacidad de transformación 115/13,8 kV de 7 de las 11 subestaciones destinadas a suplir la demanda residencial de Ciudad Guayana, para garantizar el suministro de la demanda actual de dicha ciudad.

Se requiere ampliar, lo antes posible, la capacidad de transmisión de los nexos de interconexión del sistema de transmisión de Ciudad Guayana con el SEN, para poder suplir los requerimientos de importación de energía eléctrica de dicho sistema, los cuales están entre 223 MW y 725 MW para los años 2013 y 2023, respectivamente, con adecuados estándares de calidad para garantizar el suministro de energía eléctrica a las poblaciones de Puerto Ordaz y San Félix en el Estado Bolívar.

La mejor opción de ampliación de los nexos de interconexión del sistema de transmisión de Ciudad Guayana con el SEN, desde el punto de vista técnico – económico, la constituye la opción N° 3 que contempla el traspaso de parte de la carga del SRA al SRB, mediante la ampliación de la subestación Guayana B a 115 kV, con la construcción de dos nuevas salidas de línea a 115 kV en la sección IV, la sustitución de 22 celdas a 115 kV en la secciones III y IV y la apertura de las líneas Macagua - Caroní. El diagrama unifilar de dicha opción resultante para el Plan Normativo, Objetivo e Indicativo se muestra en las Fig.13, 14 y 15 respectivamente.

SAN FELIX

OLIVOS

SIDOR R4

CARONI

COCUY

UPATA

SUR AEROPUERTO

1 x 102 MVA

MACAGUA III

VISTA AL SOL

CHIRICA

S/ECARUACHI

MACAGUA IPATIO NUEVO

GUAIPARO

OESTE AEROPUERTO

UNARE

MACAGUA II A 400 kV

3 X 300 MVA

9,02 KM

7,2 KM

6,84 KM

2 KM

11 KM

11 KM

5,92 KM

3,84 KM

7,65 KM

13,96 KM

4 x 87 MVA

7,5 KM

5,5 KMGUAYANA B

2 X 700 MVA10,7 KM

7,9 KM

6,82 KM

1X1024,5 MCM

70 MVAr

45 MVAr

2X700 MCM

HEVENSA

P.I.A

ORDAZ

ORINOCO

C.E. MINERALESORINOCO IRON

FIOR

4,5 KM

7,7 KM

0,5 KM

3,24 KM 8 KM

8 KM

3,24 KM

FMO

2,45 KM

2 KM

NA

9,5 KM

Alta Vista

11 KM

2X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM

GUAYANA A

2 X 200 MVA

HACIA GURI A230 kV

12 KM

4,2 KM1,7 KM

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

Leyenda:Actuales

Ampliación

NA

20 MVAr

1X1024,5 MCM

S-IV

Hacia Alcasa

FIG 13. Esquema de Conexión del SRA para el año 2013

El sistema de subtransmisión a 115 kV de Ciudad Guayana

requiere la inclusión de tres nuevas subestaciones 115/13,8 kV (Orinokia, Cerro el Gallo, Chirica II), adicionales a la subestación Alta Vista (prevista en los planes de CORPOELEC), y sus sistemas de transmisión y distribución

asociados para suplir la demanda en todo el período de estudio.

OLIVOS

SIDOR R4

CARONI

COCUY

UPATA

SUR AEROPUERTO

1 x 102 MVA

MACAGUA III

S/ECARUACHI


GUAIPARO

OESTE AEROPUERTO

UNARE

MACAGUA II A 400 kV

3 X 300 MVA

9,02 KM

7,2 KM

6,84 KM

2 KM

11 KM

11 KM

7,65 KM

13,96 KM

5 x 87 MVA

7,5 KM

5,5 KM

2 X 700 MVA

9,5 KM

10,7 KM

100 MVAr

45 MVAr

1X1024,5 MCM

2X700 MCM

1X700 MCM

HEVENSA

P.I.A

ORDAZ

ORINOCO


FIOR

4,5 KM

7,7 KM

0,5 KM

3,24 KM 8 KM

8 KM

3,24 KM

FMO

2,45 KM

2 KM

NA

9,5 KM

Alta Vista

11 KM

2X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM

1,6 KM

1X500 MCM

GUAYANA A

Orinokia


HACIA GURI A230 kV

12 KM1,6 KM

NA

30 MVAr

SAN FELIX

VISTA AL SOL

CHIRICA

5,92 KM

3,84 KM

CERRO EL GALLO

3,07 KM

3,14 KM

6 KM

7,9 KM

6,82 KM

1X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

1 X 1024,5 MCM

1X500 MCM

4,2 KM1,7 KM

CHIRICA II

40 MVAr

30 MVAr

30 MVAr

40 MVAr

40 MVAr

40 MVAr

40 MVAr

UPATA

1X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

GUAYANA BS-IV

Hacia Alcasa

Leyenda:Actuales

Ampliación 2013

Ampliación 2019

Leyenda:Actuales

Ampliación 2013

Ampliación 2019


OLIVOS

SIDOR R4

CARONI

COCUY

SUR AEROPUERTO

1 x 102 MVA

MACAGUA III

S/ECARUACHI


GUAIPARO

OESTE AEROPUERTO

UNARE

MACAGUA II A 400 kV

3 X 300 MVA

9,02 KM

7,2 KM

6,84 KM

2 KM

11 KM

11 KM

7,65 KM

13,96 KM

5 x 87 MVA

7,5 KM

5,5 KM

2 X 700 MVA

9,5 KM

10,7 KM

100 MVAr

45 MVAr

1X1024,5 MCM

2X700 MCM

1X700 MCM

HEVENSA

P.I.A

ORDAZ

ORINOCO


FIOR

4,5 KM

7,7 KM

0,5 KM

3,24 KM 8 KM

8 KM

3,24 KM

FMO

2,45 KM

2 KM

NA

9,5 KM

Alta Vista

11 KM

2X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

0,166 KM1X700 MCM

1,6 KM

1X500 MCM

GUAYANA A

Orinokia


HACIA GURI A230 kV

12 KM1,6 KM

NA

30 MVAr

SAN FELIX

VISTA AL SOL

CHIRICA

5,92 KM

3,84 KM

CERRO EL GALLO

3,07 KM

3,14 KM

6 KM

7,9 KM

6,82 KM

1X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

1 X 1024,5 MCM

1X500 MCM

4,2 KM1,7 KM

CHIRICA II

40 MVAr

30 MVAr

30 MVAr

40 MVAr

40 MVAr

40 MVAr

40 MVAr

UPATA

1X1024,5 MCM

1X1024,5 MCM

GUAYANA BS-IV

Hacia Alcasa


En total, para el sistema de transmisión de Ciudad de Guayana durante el período 2009 – 2023, se requiere invertir aproximado de 341,5 MMUS$, considerando tanto los nexos de interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional como el sistema interno de subtransmisión y las obras recomendadas en el Plan de Acción Inmediata.

Se requiere, en el plazo más perentorio posible, la puesta en servicio del primer grupo de ampliaciones de los nexos de interconexión, propuesto en la opción N° 3, así como las ampliaciones de los sistemas de subtransmisión a 115 kV, los cuales representan una inversión de 183,5 MMUS$.

Con las ampliaciones incluidas en el plan de inversiones del Sistema de Ciudad Guayana (2009-2023) se adicionan al sistema de transmisión 3 subestaciones 115/13,8 kV, 1116 MVA de transformación 115/13,8 kV, 80 km de líneas a 115 kV y 435 MVAr de compensación capacitiva.


ISBN: 978-980-7185-1 P-22

En la elaboración del estudio se documenta una

metodología para la planificación de los sistemas de transmisión en el largo, mediano y corto plazo, la cual puede ser una guía para próximos estudios de planificación de transmisión.

VII. RECOMENDACIONES

Se recomienda, en el plazo más perentorio posible, ampliar los nexos de interconexión del sistema de transmisión de Ciudad Guayana con el Sistema Eléctrico Nacional, mediante la puesta en servicio de las obras señaladas en la opción N° 3, donde se acopla el Sistema Regional A con el Sistema Regional B, las cuales son:

Instalación de una celda a 115 en la sección IV de la

subestación Guayana B para la nueva línea Guayana B – Caroní (desvío de la línea Guayana A – Caroní a Guayana B – Caroní).

Construcción de un tramo de línea a 115 kV de 1 x 700 MCM de 0,16 km longitud para conectar la línea Guayana B - Caroní.

Sustitución de 22 celdas a 115 kV de la secciones III y IV de Guayana B, debido a problemas de corto circuitos.

Construcción de una línea a 115 kV doble circuito, 2 x 1024,5 MCM, de 11 km de longitud desde la subestación Macagua I hacia la subestación Orinoco. Y desmantelar las actuales líneas a 115 kV Macagua I – Caroní.

Se recomienda ampliar lo antes posible el sistema de

subtransmisión a 115 kV de Ciudad Guayana, mediante la construcción de la línea Macagua - Chirica, además del cambio de conductor de las líneas Orinoco - Ordaz, Orinoco - Guaiparo y Caroní - Sur Aeropuerto e instalar de forma distribuida 135 MVAr de compensación capacitiva en las subestaciones Caroní (70 MVAr), Guaiparo (20 MVAr) y Unare (45 MVAr).

Se deben iniciar lo antes posible los procesos de ingeniería, procura y construcción de las obras recomendadas en el plan normativo, así como la gestión de los recursos financieros necesarios para garantizar la puesta en servicio oportuna de las mismas.

Se recomienda hacer una revisión y actualización periódica de los Planes Objetivo e Indicativo, en función del cambio de las premisas tomadas en cuenta en esta evaluación.

Se debe complementar, en el estudio de planificación del sistema de distribución primaria de Ciudad Guayana, los análisis del sistema de subtransmisión (anillos), con el fin de optimizar la ubicación y los montos de la compensación capacitiva recomendadas en este estudio.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] CVG Electrificación del Caroní (EDELCA), (Abril, 2005). “Sistema de

Transmisión Regional”. Disponible en www.edelca.com.ve [2] Corporación Venezolana de Guayana (CVG). “Plan Maestro de

Desarrollo Urbano para 1.300.000 habitantes”. Mayo 1993. [3] Willians D. Stevenson. “Análisis de Sistemas de Potencia”. Ed.

McGraw Hill, 2000. [4] Jaime Sabal. “Fundamentos de Finanzas con Aplicaciones al

Mercado Venezolano”. Ediciones IESA. Año 2005. [5] Departamento de Planificación de Generación (DPDG). “Estimaciones

de Energía y Potencia Neta del Sistema Eléctrico Nacional. Periodo: 2008-2028.”. EDELCA, Febrero 2008.

[6] Dirección de Expansión de Generación. “Proyecto Rehabilitación Planta Macagua I. Informe Semanal del 25/05/09 al 31/05/09. EDELCA, Mayo 2009.

[7] Departamento de Planificación de Generación (DPDG). “Costo de la Generación de Energía para la Valoración de las Pérdidas de Transmisión” EDELCA, Febrero 2008.


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen— El proyecto Complejo Industrial Gran Mariscal de

Ayacucho “CIGMA” prevé disponibilidad de gas natural en sitio para la generación de energía eléctrica, principalmente destinada para alimentar la carga estimada del proyecto, adicionalmente, se estima producir excedentes de generación con un máximo de 1200 MW (ciclos combinados con unidades de 150 MW) para la exportación al Sistema Eléctrico Nacional “SEN”, la entrada de las primeras unidades de generación se estima para el año 2012. El objetivo de este trabajo es determinar el mejor sistema de transmisión para transportar los excedentes de generación de CIGMA al SEN, por medio de una evaluación técnico – económica de diversas opciones planteadas. En el estudio se determina que la mejor opción técnica y económica corresponde al sistema de transmisión a 400 kV entre las subestaciones CIGMA y El Furrial.

Palabras claves— Energía, Excedentes de Generación, Generación Termoeléctrica, Transmisión.

I. INTRODUCCIÓN El Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho

“CIGMA” se proyecta como un polo de desarrollo industrial en Venezuela, se encuentra ubicado en Guiria estado Sucre.

Éste complejo será el centro de acopio de la producción de

gas natural del nororiente del país (Plataforma Deltana, el Norte de Paria y el Golfo de Paria). Albergará plantas de licuefacción de gas natural (GNL), planta de gases industriales, plantas de fraccionamiento de gas y planta de refinación de crudos entre otros [1].

Debido a la disponibilidad de Gas en el sitio, Petróleos de

Venezuela S.A. (PDVSA) prevé la instalación de unidades de generación termoeléctrica en el complejo, los cuales producirían un excedente de 1200 MW máximo durante el período de estudio [1].


Electrificación del Caroní EDELCA. A.S., A.V. y N.G. están con Electrificación del Caroní EDELCA, Sector

Chuao, División de Planificación de Sistemas Eléctricos, Departamento de Planificación de Transmisión, Caracas, Venezuela, Telf. +58-212-9502975, Fax: +58-212-9502842, E-mail: [email protected], [email protected], [email protected]

En este trabajo se determina, a través de análisis técnicos [2] y económicos [3], el sistema de transmisión necesario para transportar los excedentes de generación disponibles en el complejo CIGMA al SEN.

Dentro de las posibles opciones se evaluarán alternativas

de transmisión a 230 y 400 kV considerando su impacto en el sistema eléctrico oriental. De esta manera se determinará las ampliaciones adicionales a las planificadas en la zona, para cumplir con los criterios de calidad para el suministro de energía eléctrica.

II. METODOLOGÍA

El estudio de Planificación del Sistema de Transmisión Oriental contempla cinco fases de análisis: • Fase 1. Determinar de los intercambios de potencia del Complejo “CIGMA” con el SEN durante el período de estudio, a fin de identificar las necesidades y el dimensionamiento de los vínculos de transmisión, considerando los planes de instalación de generación y de demanda. • Fase 2. Plantear y definir de las propuestas de ampliación del sistema de transmisión considerando los posibles puntos de interconexión del complejo CIGMA con el SEN. • Fase 3. Realizar la evaluación técnica en régimen permanente de las opciones planteadas, a fin de determinar el equipamiento requerido en cada una de las opciones, así como determinar las opciones técnicamente factibles. • Fase 4. Realizar la evaluación económica de las opciones técnicamente factibles, considerando inversión en equipos, pérdidas técnicas y costos de operación y mantenimiento durante el período de estudio, a fin de seleccionar el esquema de mínimo costo. • Fase 5. Realizar la evaluación técnica en régimen transitorio de la opción de mínimo costo, a fin de determinar si cumple con los criterios de calidad y determinar si existe algún equipamiento adicional, de requerir equipamiento adicional es necesario volver a la fase 4.

Sistema de Transmisión Asociado al Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho

“CIGMA” Angel Sandoval, Argenis Veramendi, Nesemio García


ISBN: 978-980-7185-1 P-24

III. PREMISAS

Para el análisis técnico y económico se consideran las siguientes premisas:

A. Análisis técnico en régimen permanente:

• Se consideraran en servicio las obras de transmisión y generación indicadas en las Figuras 1 y 2.

FIG 1. Ampliaciones a 230 kV en el Sistema Oriente para el

año 2012

FIG 2. Ampliaciones a 400 y 230 kV en el Sistema Oriente

para el año 2012

• Para el complejo CIGMA se prevé el balance generación

– carga suministrado por PDVSA Figura 3. [1]

FIG 3. Balance generación Carga CIGMA

B. Análisis técnico en régimen transitorio:

• Se modelará la demanda con potencia activa y reactiva constante en régimen permanente y para régimen dinámico 60 % de potencia activa y reactiva constante y 40 % de la impedancia constante.

• Se consideraran los siguientes tipos de falla en régimen

dinámico: Falla monofásica a tierra con impedancia de

cortocircuito a tierra igual a cero para niveles de tensión de 765 kV, con tiempo de despeje de 75 ms.

Falla bifásica a tierra con impedancia de cortocircuito

a tierra igual a cero para niveles de tensión de 400 y 230 kV, con tiempo de despeje de 75 y 100 ms respectivamente.

C. Para la evaluación económica:

• Para la evaluación del valor presente considerara como tasa de descuento el 10%.

• Considerar el costo de la operación y mantenimiento como el 2,5 % de la inversión.

• En la evaluación de las pérdidas técnicas se considerará un costo de energía de 62 $/MWh (divisa Bs.F. 2,15).

IV. CRITERIOS TÉCNICOS

Para evaluar y validar el comportamiento de los esquemas de transmisión se consideraran los siguientes criterios técnicos [4]: Criterios para régimen permanente.

En condiciones normales de operación y ante contingencia simple de algún elemento de la red, las


ISBN: 978-980-7185-1 P-25

tensiones en todas las barras deberán permanecer entre 0,95 y 1,05 en p.u. de la tensión nominal.

En condiciones normales no se permitirá sobrecarga de

líneas o transformadores. Ante contingencia simple no se permitirá la sobrecarga transformadores por encima de 20 % de su capacidad nominal y de ninguna línea por encima de su capacidad de emergencia[5].

No se permitirá en ninguna condición de operación,

que ante fallas, en las subestaciones las corrientes de cortocircuito superen las capacidades de los equipos instalados.

Se utilizará el criterio de confiabilidad: Contingencias

simples (N-1).

Criterios para régimen transitorio:

En régimen dinámico la tensión post-falla no deberá ser menor ó igual a 0.8 p.u. en la primera oscilación en barras cuyo nivel de tensión es mayor o igual a 230 kV.

La tensión post-falla no deberá ser menor ó igual 0,9

p.u. durante un intervalo de tiempo mayor a 1 segundo en barras cuyo nivel de tensión es mayor o igual a 230 kV.

Las diferencias angulares entre generadores no deberá

aumentar con el tiempo. Se considerará como respuesta inestable del sistema,

aquella que a raíz de una falla origine una de las tres condiciones anteriores o que el sistema no tenga una respuesta amortiguada en el tiempo.

V. PLANTEAMIENTO DE OPCIONES

Considerando la magnitudes de potencia que se pudiesen exportar de CIGMA al SEN, según el balance generación – carga de dicho complejo, se plantearon 6 opciones de conexión a las subestaciones aledañas en el sistemas de transmisión de la zona. Las mismas se describen a continuación.

Opción 1 Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II a

400 kV: Esta opción contempla la construcción de dos líneas a 400 kV simple circuito con dos conductores por fase 1024,5 ACAR (Conductor de Aluminio con Refuerzo de Aleación) de 142 km entre la subestaciones CIGMA y Casanay II. Para lo cual se plantea la construcción de la nueva subestación Casanay II 400/230 kV, ello se debe a que la actual subestación Casanay no es ampliable (ver Figura 4).

Opción 2 Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II –

El Furrial a 400 kV: Contempla la construcción de una línea a 400 kV simple circuito de dos conductores por fase 1024,5

(ACAR) de 142 km de longitud, entre la subestaciones CIGMA y Casanay II y otra línea a 400 kV simple circuito de dos conductores por fase 1024,5 (ACAR) entre las subestaciones CIGMA y El Furrial de 230 km. En este caso también es necesaria la nueva subestación Casanay II por los mismos motivos expuestos en el punto anterior (ver Figura 5).

FIG 4. Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II a

400kV

FIG 5. Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II – El

Furrial a 400kV Opción 3 Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II a

400 kV y 230 kV: Contempla la construcción de una línea a 400 kV simple circuito dos conductores por fase 1024,5 (ACAR) entre las subestaciones CIGMA y Casanay II y una línea a 230 kV simple circuito un conductor por fase 1100 (ACAR 30/7) entre CIGMA y Casanay II, ambas con una distancia de 142 km. De igual forma a las opciones anteriores es necesaria la nueva subestación Casanay II (ver Figura 6).

FIG 6. Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II a

400kV y 230kV

CIGMA

142 km

140 km 6 x 150 MW

6 x 150 MW

Casanay

Hacia Juana la Avanzadora

2 km

87 km

2 x 450 MVA

Casanay II

Hacia Cumana II

2 x 450 MVA

142 km

CIGMA

142 km

140 km 6 x 150 MW

6 x 150 MW

Casanay


2 km

87 km

2 x 450 MVA

Casanay II

Hacia Cumana II

2 x 450 MVA

142 km

CIGMA

El Furrial

142 km

140 km

450 MVA

230 km

6 x 150 MW

6 x 150 MW

2 x 450 MVA


Casanay II

2 km

87 km

Hacia Cumana II

Casanay

CIGMA

El Furrial

142 km

140 km

450 MVA

230 km

6 x 150 MW

6 x 150 MW

2 x 450 MVA


Casanay II

2 km

87 km

Hacia Cumana II

Casanay

Casanay

CIGMA

3 x 450 MVA

142 km

140 kmHacia Cumana II


6 x 150 MW

6 x 150 MW

Casanay II

2 km

87 km

450 MVA

Casanay

CIGMA

3 x 450 MVA

142 km

140 kmHacia Cumana II


6 x 150 MW

6 x 150 MW

Casanay II

2 km

87 km

450 MVA


ISBN: 978-980-7185-1 P-26

Opción 4 Sistema de Transmisión CIGMA – El Furrial a 400 kV: La opción 4 contempla la construcción de dos líneas simple circuito a 400 kV dos conductores por fase 1024,5 (ACAR) entre las subestaciones CIGMA y El Furrial, a una distancia de 230 km (ver Figura 7).

FIG 7. Sistema de Transmisión CIGMA – El Furrial a

400kV

Opción 5 Sistema de Transmisión CIGMA – El Furrial a

400 kV y CIGMA – Casanay II a 230 kV: Contempla la construcción de una línea simple circuito a 400 kV dos conductores por fase 1024,5 (ACAR) entre la subestaciones CIGMA y El Furrial, con una longitud de 230 km y una línea a 230 kV un conductor por fase 1100 (ACAR 30/7 entre las subestaciones CIGMA y Casanay II), con una longitud de 142 km (ver Figura 8).

FIG 8. Sistema de Transmisión CIGMA – El Furrial a

400kV y CIGMA – Casanay II a 230kV Opción 6 Sistema de transmisión CIGMA – Casanay II a

230 kV: Contempla la construcción a 230 kV de una línea doble circuito un conductor por fase 1100 (ACAR 30/7) entre las subestaciones CIGMA y Casanay II, con una longitud de 142 km, para esta opción es necesaria la construcción de la nueva subestación Casanay II (ver Figura 9).

CIGMA

140 km 12 x 150 MW

Casanay


2 km

87 kmCasanay II

Hacia Cumana II

142 km

CIGMA

140 km 12 x 150 MW

Casanay


2 km

87 kmCasanay II

Hacia Cumana II

142 km

CIGMA

140 km 12 x 150 MW

Casanay


2 km

87 kmCasanay II

Hacia Cumana II

142 km

CIGMA

140 km 12 x 150 MW

Casanay


2 km

87 kmCasanay II

Hacia Cumana II

142 km

FIG 9. Sistema de transmisión CIGMA – Casanay II a

230kV

VI. RESULTADOS

A. Régimen Permanente Todas las opciones planteadas cumplen con los criterios de

transmisión (son técnicamente factibles) y en algunas opciones se consideran las siguientes modificaciones adicionales en el SEN:

1. En las opciones 3, 5 y 6 es necesario instalar

compensación capacitiva en la subestación Casanay II de 300 MVAr, ello con la finalidad de cumplir con criterios previstos para la evaluación técnica.

2. Al considerar las diferentes fallas en el sistema oriente,

resulta necesario realizar la ampliación de la tercera línea entre las subestaciones Guanta II y Cumana II para las opciones 1, 3 y 6.

El siguiente paso fue realizar un análisis de cortocircuito

para identificar el dimensionamiento de los equipos a instalar en CIGMA (ver Tabla I) y observar cómo se afectan las subestaciones en el sistema oriental, en este análisis se observa que no es necesario remplazar ningún elemento de las subestaciones del sistema oriental en ninguna de las opciones planteadas, puesto a que no se excede su capacidad nominal de diseño, para este caso la peor condición se observa en la opción 1 “Sistema de Transmisión CIGMA – Casanay II a 400 kV” cuyos resultados se muestran en la tabla II.

En todas las opciones, los niveles de cortocircuito más elevados se encuentran en las subestaciones: CIGMA, Casanay y Casanay II. En los casos de las subestaciones CIGMA y Casanay II no existe mayor inconveniente puesto que estas (de resultar esta como mejor opción) serán nuevas y el diseño de las mismas se debe realizar para que soporte estos niveles de cortocircuito. Para el caso de la subestación Casanay no existe problema puesto que su capacidad de diseño es de 31,5 kA y se aprecia un nivel de cortocircuito de 17 kA para esta opción.

En la Tabla II se muestra los niveles de cortocircuito

resultantes con la opción 1, para algunas de las subestaciones relevantes del sistema oriental. Con ésta opción es que

CIGMA

230 km

140 km 6 x 150 MW

6 x 150 MW

Casanay


2 km

87 km

2 x 450 MVA

Casanay IIHacia

Cumana II

142 km

El Furrial

CIGMA

230 km

140 km 6 x 150 MW

6 x 150 MW

Casanay


2 km

87 km

2 x 450 MVA

Casanay IIHacia

Cumana II

142 km

El Furrial

CIGMA

El Furrial

140 km

450 MVA

230 km

6 x 150 MW

6 x 150 MW


89 km

Hacia Cumana II

Casanay

CIGMA

El Furrial

140 km

450 MVA

230 km

6 x 150 MW

6 x 150 MW


89 km

Hacia Cumana II

Casanay


ISBN: 978-980-7185-1 P-27

resultan los niveles de cortocircuito más elevados. TABLA I. NIVELES DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO Y MONOFÁSICO EN LA

SUBESTACIÓN CIGMA PARA CADA UNA DE LAS OPCIONES Niveles de Cortocircuito SE CIGMA

Opción Tensión kV Ncc 3F kA Ncc 1F kA

1 400 11.6 14.2

230 19.5 25.2

2 400 12.5 15.1

230 20.4 26.2

3 400 11.9 14.9

230 21.0 27.4

4 400 12.4 15.0

230 20.7 26.6

5 400 12.5 15.5

230 22.2 28.7

6 400 NA NA

230 23.5 31.1

TABLA II. NIVELES DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO Y MONOFÁSICO EN EL

SISTEMA ELÉCTRICO ORIENTAL PARA LA OPCIÓN 1 Niveles de corto circuito

Tensión kV SE Ncc 3F kA Ncc 1F kA

230

Cigma 19.5 25.2

Casanay 16.0 17.0

Casanay II 16.0 17.5

Juana la Avanzadora 10.4 9.7

Furrial 14.4 15.7

400

Cigma 11.6 14.2

Casanay II 8.8 9.1

Furrial 9.1 9.5

B. Evaluación Económica

El siguiente paso es corresponde a la evaluación económica

a fin de comparar las opciones de transmisión. En la Tabla III se muestra el resumen de inversiones en equipos para cada opción.

TABLA III. RESUMEN DE INVERSIÓN DE OPCIONES PARA EL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN DEL PROYECTO CIGMA Opción Subestaciones

MM US$ Líneas

MM US$ Inversión en

MM US$ Variación Porcentual

1 CIGMA - Casanay II a 400 kV 100.4 107.0 207.4 121

2 CIGMA - Casanay II y CIGMA - Furrial a 400 kV 84.2 121.9 206.1 119

3 CIGMA - Casanay a 400 kV y a 230 kV 102.5 78.9 181.5 93

4 CIGMA - El Furrial a 400 kV 34.5 142.4 177.0 88

5 CIGMA - Casanay II a 230 kV y CIGMA - El Furrial a 400 kV 75.1 106.2 181.3 93

6 CIGMA - Casanay II a 230 kV 35.0 59.0 93.9 0

Tal como se observa en la Tabla III, la opción de menor inversión es la opción 6, sin embargo en dicha tabla no se toma en cuenta las pérdidas asociadas a cada uno de los sistemas de transmisión, así como los costos de operación y mantenimiento, estos últimos se reflejan en la Tabla IV.

TABLA IV. RESUMEN DE INVERSIÓN DE OPCIONES PARA EL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN DEL PROYECTO CIGMA (MMUS$)

Opción SE

VPN (2012; 10%)

Líneas VPN (2012;

10%)

Total Equipos VPN (2012;

10%)

O&M VPN (2012;10%)

Variación de pérdidas VPN (2012;10%)

Total Δ %

1 109.1 114.5 223.7 47.1 54.2 325.0 41

2 91.5 130.5 222.0 46.8 3.5 272.2 18

3 111.4 84.5 195.9 41.2 75.0 312.1 36

4 37.5 152.5 190.0 40.2 0.0 230.2 0

5 81.6 113.7 195.3 41.1 36.5 272.8 19

6 38.0 63.1 101.1 21.3 167.5 289.9 26

En la Tabla IV se observa que las pérdidas técnicas influyen

significativamente en la decisión sobre la opción de menor costo expresadas en valor presente neto, adicionalmente las pérdidas se muestran en variaciones porcentuales, por lo que la opción de menor pérdida sirve como base de comparación con respecto a las otras opciones, en nuestro caso es la opción 4 y su variación de pérdidas será cero.

En vista del gran impacto que tienen las pérdidas se calculó

cuando la opciones 4 y 6 (opción de menor costo contra la opción más afectada por las pérdidas) son equivalentes, el costo asociado a las pérdidas en este caso fue de 23 US$/MWh, lo cual es mucho menor a los costos de generar energía considerado en las premisas. Es por ello que se selecciona como mejor opción técnica-económica a la opción 4 “Interconexión CIGMA – El Furrial a 400 kV”.

C. Régimen transitorio Una vez seleccionada la opción 4 como la mejor opción

técnica-económica, se procede a realizar un estudio de estabilidad transitoria, los resultados más importantes se resumen a continuación.

Mediante barrido de diferentes fallas en régimen transitorio

en el Sistema Eléctrico Oriental, se determinó que las peores condiciones de fallas son aquellas asociadas a la subestación CIGMA a 400 kV en conjunto con el despeje de una línea a 400 kV entre CIGMA y EL Furrial y a la falla en la subestación CIGMA a 230 kV en conjunto con el despeje de una línea a 230 kV entre CIGMA y Casanay. El comportamiento dinámico se muestra en la Figura 10.


ISBN: 978-980-7185-1 P-28

FIG 10. Tensiones (en p.u.) ante falla en CIGMA 230 kV

con salida de L1 CIGMA y Casanay a 230 kV En vista de que no se observa un amortiguamiento

aceptable [5 - 7], se procede a simular con estabilizadores de potencia en las maquinas de CIGMA, ya que en principio no se consideraba que las maquinas tuviesen este equipo de control. Este comportamiento del sistema ante la peor falla se muestra en la Figura 11.

FIG 11. Tensiones (en p.u.) ante falla en CIGMA 230 kV

con salida de L1 CIGMA y Casanay a 230 kV con Estabilizadores de Potencia

Observando la figura 11 se aprecia un comportamiento

estable [6 - 8] del sistema de transmisión ante la falla más severa, ello se debe a la inclusión en las máquinas de CIGMA de estabilizadores de potencia (en la simulación se tomaron del tipo PSS2A estabilizadores de dos canales con control de potencia y velocidad).

VII. CONCLUSIONES

• A partir de la evaluación técnica y económica, la mejor

opción para la conexión de CIGMA con el SEN resulta con la

conexión las subestaciones CIGMA y El Furrial a 400 kV, a través de la construcción de dos líneas simple circuito a 400 kV, con 2 conductores por fase 1024,5 ACAR y una longitud de 230 km.

• Para esta opción, el sistema Oriental es capaz de recibir

la inyección de 1200 MW desde CIGMA sin ampliaciones adicionales a las previstas.

• En las opciones que impliquen la conexión de CIGMA y

Casanay II a 230 kV (opciones 3, 5 y 6), es necesario compensar con 300 MVAr para cumplir con los criterios técnicos de calidad de servicio.

• En las opciones que solo posean interconexión entre

CIGMA y Casanay II (opciones 1, 3 y 6), es necesario realizar la ampliación de una tercera línea entre Guanta II y Cumana II a 230 kV.

• Para valores superiores a los 23 US$/MWh en la

valoración de las pérdidas técnicas, la evaluación económica nos indica en Valor Presente Neto “VPN” que el sistema de transmisión compuesto por dos líneas a 400 kV entre CIGMA y El Furrial es la mejor opción.

• Considerando que CIGMA prevé hasta 15 unidades de

generación, es conveniente instalar las últimas 3 unidades a 230 kV, de esta manera no se requiere transformación adicional 400/230 kV. En este esquema de conexión para CIGMA la mayor corriente de cortocircuito es de 32.4 kA en la barra de 230 kV.

• Las fallas más severas en régimen dinámico encontradas

en el estudio del proyecto CIGMA son: falla en CIGMA en 230 kV con despeje de las líneas CIGMA-Casanay y Falla en CIGMA 400 kV con despeje de línea CIGMA-El Furrial.

• Los estabilizadores de potencia en las máquinas de

CIGMA mejoran la respuesta transitoria del sistema de potencia, con una estabilización ante la peor contingencia en 3 segundos aproximadamente.

VIII. RECOMENDACIONES

• Realizar la interconexión entre CIGMA y el SEN a través

de dos líneas simple circuito a 400 kV de 2 conductores por fase 1024,5 ACAR y una longitud de 230 km entre las subestaciones CIGMA y El Furrial, así como la instalación de un autotransformador 400/230 kV de 450 MVA en la Subestación CIGMA.

• Se recomienda utilizar equipos en la subestación CIGMA

a 230 kV con capacidad de interrupción de corto circuito mayor o igual a 40 kA y mayores o iguales a 20 kA para los equipos conectados a 400 kV.


ISBN: 978-980-7185-1 P-29

• Evaluar la inclusión de estabilizadores de potencia en las

unidades de CIGMA para mejorar la respuesta transitoria ante contingencias.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho CIGMA, Petróleos de Venezuela S.A., Venezuela, 2007.

[2] Willians D. Stevenson. “Análisis de Sistemas de Potencia”. Ed. McGraw Hill, 2000.

[3] Jaime Sabal. “Fundamentos de Finanzas con Aplicaciones al Mercado Venezolano”. Ediciones IESA, 2005

[4] Plan de Expansión del Sistema Oriental, Electrificación del Caroní C.A., Venezuela, 2007.

[5] Duncan Glover. “Sistemas de Potencia Análisis y Diseño”, THONSOM, tercera edición, 2004

[6] Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis, IEEE Std 399, 1997.

[7] Katsuhiko Ogata “Ingeniería de Control Moderna”, PRENTICE-HALL, 1998.

[8] P. Kundur. “Power Systems Stability and Control”, McGraw Hill, 1998


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—Se presenta un análisis de las curvas de daño de los transformadores de distribución para las siguientes conexiones: a) monofásica, con toma central en el secundario; b) estrella abierta-delta abierta, con o sin toma central en una rama de la delta secundaria; c) delta abierta-delta abierta, con o sin toma central en una rama de la delta secundaria; d) estrella-delta, con toma central en una rama de la delta secundaria, con o sin puesta a tierra del neutro de la estrella primaria; e) delta-delta, con toma central en una rama de la delta secundaria. Para cada uno de los casos se obtuvo el factor por el cual hay que multiplicar las corrientes con el fin de trasladar horizontalmente la curva de daño del transformador. Dicho factor es necesario para verificar si la protección primaria efectivamente protege al equipo. Además, se analizó el efecto de emplear transformadores monofásicos de distinta capacidad.

Palabras claves—Protección de transformadores, conexiones de transformadores de distribución.

I. INTRODUCCIÓN La curva de daño de los transformadores se usa desde hace

muchos años para verificar si la protección efectivamente protege a los devanados del transformador [1-2] y este tema ha sido estudiado en Venezuela en el pasado [3-4]. Dicha curva de daño ha sido estandarizada considerando el caso de equipos monofásicos o de equipos trifásicos en condición trifásica balanceada. Según la conexión del transformador, para adecuar su curva de daño al caso de fallas asimétricas puede ser necesario trasladarla en el eje de las corrientes (eje horizontal) y hay diversos casos que han sido estudiados en la literatura [2-3]. Sin embargo, hay otros casos, de uso común en sistemas de distribución [5-9], cuya manera de trasladar la curva de daño no ha sido reportada en la literatura revisada y son el objeto de análisis del presente artículo. Es decir, el objetivo de este trabajo es obtener los factores a usar para trasladar horizontalmente la curva de daño del transformador, en el caso de varias conexiones usuales en sistemas de distribución, lo cual es vital para verificar su protección.

Artículo recibido el 22 de Enero de 2010. E.S. y M.A. laboran en la Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela,

E-mail: [email protected], [email protected]

II. PREMISAS UTILIZADAS PARA EL ANÁLISIS -Sólo se analiza la necesidad de trasladar la curva de daño

del transformador para su protección desde el primario. Si el secundario está en delta, existe un análisis similar para la protección secundaria pero está fuera del alcance del artículo.

-Varias conexiones analizadas usan una unidad monofásica con toma central en el secundario. Estos transformadores son de 3 devanados (2 secundarios) pero se suele reportar sólo una impedancia de cortocircuito (ZCC) y no suele haber mediciones que permitan construir el circuito equivalente del transformador de 3 devanados. Esto influye en el análisis de cortocircuito (c.c.) en transformadores con conexión estrella-delta y delta-delta. Se asumió que la impedancia equivalente entre el primario y el punto común del circuito equivalente “T” del transformador de 3 devanados es nula: esto ocurre cuando la impedancia secundario-terciario es igual a la suma de las impedancias primario-secundario y primario-terciario (estos últimos dos valores se han asumido iguales entre sí).

-Cuando el secundario está en delta se debe asumir una relación entre las ZCC de las unidades que forman el banco. Se asumió que las 3 unidades del banco tienen el mismo valor de ZCC, lo que es compatible con el factor de 0,87 indicado en la literatura para el caso delta-delta [2]. En el presente artículo también se indica la relación que debe emplearse cuando las unidades tienen distintas ZCC y/o distinta potencia nominal.

-En varios casos analizados, un c.c. en baja tensión es visto como una falla trifásica desbalanceada en alta tensión. En estos casos, los voltajes en el primario del transformador son desbalanceados y un análisis riguroso de las corrientes de c.c. sería muy interesante, pero está fuera del alcance del presente trabajo. En este artículo se ha asumido que el factor que se calcula para el caso con impedancia de fuente nula puede ser usado como valor para trasladar la curva de daño del equipo.

-La curva de daño del transformador está en función de su corriente nominal [1]. Para el caso monofásico y la conexión delta-abierta en el secundario se usó la corriente nominal de la unidad monofásica. Para conexiones trifásicas balanceadas se usó la corriente de línea trifásica. Para las conexiones trifásicas desbalanceadas en cuanto a capacidad nominal se usó la corriente nominal primaria de las bobinas.

Análisis de la Curva de Daño de Transformadores para Varias Conexiones

Usadas en Sistemas de Distribución Elmer Sorrentino, Manuel Alvarez


ISBN: 978-980-7185-1 P-31

III. CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS CON TOMA CENTRAL EN EL SECUNDARIO

La Figura 1a describe esta conexión. Este tipo de unidades monofásicas se usa para poder suplir cargas monofásicas a dos niveles de voltaje distintos. En este artículo se utiliza la relación de transformación de las unidades monofásicas (RN) y dicha relación está especificada para el nivel de voltaje mayor en el secundario. Ante un c.c. línea-línea en el lado de baja tensión (Fig. 1b), las corrientes del primario y secundario están en la relación de transformación. Ante un c.c. línea-neutro en el lado de baja tensión (Fig. 1c), el factor que relaciona las corrientes es 2 veces menor. Esto significa que si una determinada corriente en baja tensión (IBT) es capaz de dañar al equipo en un determinado tiempo, ese valor es 50% menos corriente en el lado de alta tensión cuando ocurre el caso de la figura 1c, en comparación con el caso 1b. Como la curva de daño original (estandarizada) corresponde a que todas las corrientes se amplifiquen en el mismo factor con respecto a la condición nominal (caso 1b), entonces la curva de daño debe ser trasladada multiplicando las corrientes por 0,5, para que la protección primaria del transformador lo proteja adecuadamente ante c.c. línea-neutro en el secundario.

V

VR

BT

ATN =

R

II

N

BTAT =

2R

II

N

BTAT =

FIG. 1. Caso del transformador monofásico con toma

central en el secundario: a) relación de transformación; b) c.c. entre fases del secundario; c) c.c. fase-tierra en el secundario.

IV. CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES EN CONEXIÓN ESTRELLA ABIERTA-DELTA ABIERTA

A. Con toma central en una rama de la delta La Figura 2a describe esta conexión. En este artículo se usa

la siguiente convención: se asume que las bobinas que están dibujadas geométricamente paralelas tienen inducción mutua entre sí; por ejemplo, las bobinas que están horizontales en la figura 2a corresponden al lado de alta y baja tensión de una de las unidades monofásicas. Ante un c.c. trifásico en baja tensión (Fig. 2b), las corrientes del primario y secundario están relacionadas por la relación de transformación de la unidades monofásicas (RN). Ante falla monofásica en una de las fases del lado de baja tensión que corresponde a la rama de la delta que tiene toma central (Fig. 2c), el factor que relaciona las corrientes del primario y secundario es 2 veces menor, tal como ocurre en el caso monofásico descrito. Ante falla monofásica en la fase restante de baja tensión no existe factor alguno; por lo tanto, al igual que en el caso monofásico, la curva de daño debe trasladarse multiplicando las corrientes por 0,5, para considerar adecuadamente la protección del transformador cuando ocurren c.c. línea-neutro en el lado de baja tensión.

V

VR

BT

ATN =

FIG. 2. Caso de la conexión estrella abierta-delta abierta, con toma central en una rama de la delta: a) relación de

transformación; b) c.c. trifásico en el secundario; c) c.c. fase-tierra en el secundario.

B. Sin toma central en rama alguna de la delta La Figura 3 describe esta conexión. En este caso sólo se

requiere garantizar la protección convencional de unidades monofásicas, sin factor de corrección alguno.


ISBN: 978-980-7185-1 P-32

V

VR

BT

ATN =

FIG. 3. Caso de la conexión estrella abierta-delta abierta, sin

toma central en una rama de la delta.

V. CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES EN CONEXIÓN DELTA ABIERTA-DELTA ABIERTA

A. Con toma central en una rama de la delta De manera similar al caso anterior, la Figura 4a describe la

conexión, la Figura 4b describe la relación de corrientes ante c.c. trifásico y la Figura 4c describe el peor caso para el traslado de la curva de daño del transformador. Este caso es similar al anterior ya que ante c.c. monofásico en baja tensión la distribución de corrientes es similar (el factor es 0,5).

V

VR

BT

ATN =

FIG. 4. Caso de la conexión delta abierta-delta abierta, con

toma central en una rama de la delta: a) relación de transformación; b) c.c. trifásico en el secundario;

c) c.c. fase-tierra en el secundario.

B. Sin toma central en rama alguna de la delta La Figura 5 describe esta conexión. En este caso sólo se

requiere garantizar la protección convencional de unidades

monofásicas, sin factor de corrección alguno.

V

VR

BT

ATN =

FIG. 5. Caso de la conexión delta abierta-delta abierta, sin

toma central en una rama de la delta.

VI. CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES ESTRELLA-DELTA CON TOMA CENTRAL EN UNA RAMA DE LA DELTA

SECUNDARIA

A. Con neutro primario puesto a tierra La Figura 6a describe la conexión, la Figura 6b describe la

relación de corrientes ante c.c. trifásico y la Figura 6c describe el peor caso para el traslado de la curva de daño. Dicho peor caso es un c.c. monofásico en uno de los extremos de la rama que tiene la toma central en baja tensión. Para evaluar las corrientes se asumió que los transformadores tienen la misma ZCC. La corriente IY es 5 veces menor que IX (IY=IX/5) ya que está limitada por una impedancia neta 5 veces mayor. Por lo tanto, la corriente en el primario del transformador con toma central es: (IX-IY)/(2RN) = 0,4IX/RN. Esto significa que si una determinada corriente en baja tensión (IX) es capaz de dañar al equipo en un determinado tiempo, ese valor es 40% menos corriente en el lado de alta tensión cuando ocurre el caso de la figura 6c, en comparación con el caso 6b. Por lo tanto, la curva de daño debe trasladarse multiplicando las corrientes por 0,4, para considerar adecuadamente la protección del transformador ante c.c. monofásico en el lado de baja tensión.

B. Con neutro primario aislado En el caso anterior puede demostrarse que la corriente por

el neutro (IG) es cero. Por lo tanto, la curva de daño debe trasladarse de modo similar al caso anterior (el factor es 0,4).

VII. CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES DELTA-DELTA CON TOMA CENTRAL EN UNA RAMA DE LA DELTA SECUNDARIA

La Figura 7a describe la conexión, la Figura 7b describe la relación de corrientes ante c.c. trifásico y la Figura 7c describe el peor caso para el traslado de la curva de daño. Dicho peor caso es un c.c. monofásico en uno de los extremos de la rama que tiene la toma central en baja tensión. Se asumió que los transformadores tienen la misma ZCC. IY es 5 veces menor que IX (IX=IY/5) ya que está limitada por una impedancia 5 veces mayor. Por lo tanto, la corriente de línea en el primario es: (IX+IY)/RN = 0,6IX/RN. Como la corriente nominal primaria del transformador no es la corriente de la bobina en condiciones


ISBN: 978-980-7185-1 P-33

nominales sino la corriente de línea, es necesario dividir el factor de 0,6 por raíz de 3. Por lo tanto, la curva de daño debe trasladarse multiplicando las corrientes por 0,3464, para considerar de una manera adecuada la protección del transformador ante c.c. monofásico en el lado de baja tensión.

V

VR

BT

ATN =

FIG. 6. Caso de la conexión estrella-delta, con toma central

en una rama de la delta: a) relación de transformación; b) c.c. trifásico en el secundario; c) c.c. fase-tierra en el secundario.

VIII. UNIDADES CON DIFERENTES IMPEDANCIAS DE CORTOCIRCUITO Y/O CON DIFERENTES POTENCIAS NOMINALES

En los dos casos trifásicos analizados que tienen conexión delta secundaria, ante fallas desbalanceadas en el secundario, la distribución de corrientes depende de las ZCC. Las unidades pueden tener distintos valores de ZCC entre sí porque cada una tenga un porcentaje de impedancia distinto y/o porque tengan distinta potencia nominal. En las expresiones siguientes, Z1 es la ZCC de la unidad que tiene toma central, y Z2 y Z3 son las ZCC de las restantes (los valores están en ohmios, referidos al mismo lado del transformador). Si los tres valores de ZCC son iguales (Z1 = Z2 = Z3), el resultado previo se mantiene.

Cuando las unidades tienen distinta potencia nominal, la conexión no es balanceada. La corriente nominal primaria de cada unidad monofásica es una corriente de línea cuando la conexión es estrella en el primario y, en tal caso, dicho valor será tomado como base para la curva de daño. Sin embargo, en el caso de una delta en el primario, la corriente nominal primaria de cada unidad monofásica será tomada como base para la curva de daño, aunque no sea una corriente de línea (ni exista la relación de raíz de 3, por no ser una condición

balanceada). Cuando las unidades tienen igual capacidad, la corriente que se suele tomar como base para la curva de daño es el valor nominal trifásico de la corriente línea.

V

VR

BT

ATN =

FIG. 7. Caso de la conexión delta-delta, con toma central en una rama de la delta: a) relación de transformación; b) c.c.

trifásico en el secundario; c) c.c. fase-tierra en el secundario.

A. Conexión estrella-delta con toma central en una rama de la delta secundaria

Usando la nomenclatura de la figura 6c, la corriente en el primario del transformador con toma central tiene el siguiente valor: (IX-IY)/(2RT)=(IX/2RT)[(Z2+Z3)/(Z2+Z3+Z1/2)]. El factor para trasladar la curva es: (Z2+Z3)/(Z1+2Z2+2Z3).

B. Conexión delta-delta con toma central en una rama de la delta secundaria

Usando la nomenclatura de la figura 7c, la corriente de línea en el primario del transformador tiene el siguiente valor: (IX+IY)/(2RT)=(IX/2RT)[(Z1+Z2+Z3)/(Z2+Z3+Z1/2)]. El factor para trasladar la curva es: (Z1+Z2+Z3)/(Z1+2Z2+2Z3).

Si las tres ZCC son iguales (Z1=Z2=Z3), el resultado del factor es 0,6. Esto es congruente con el valor previo porque en este caso se está usando la corriente nominal de la bobina primaria, que es raíz de 3 veces menor que la corriente de línea nominal del caso balanceado.

Lo anterior es aplicable al transformador con toma central,


ISBN: 978-980-7185-1 P-34

que usualmente es el de mayor potencia nominal, y las dos protecciones (fusibles) que ven esa corriente de línea. El equipo de protección en la fase restante debe ser comparado con las curvas de daño de los otros dos transformadores, tomando como base sus corrientes nominales de bobina, con los siguientes factores para trasladar las curvas:

-Para la unidad cuya ZCC es Z2: [1+(Z2)/(Z1+Z3)] -Para la unidad cuya ZCC es Z3: [1+(Z3)/(Z1+Z2)] Estos factores son mayores que uno porque en este caso se

está usando la corriente nominal de la bobina primaria, que es raíz de 3 veces menor que la corriente de línea nominal del caso balanceado. Si las tres ZCC son iguales (Z1=Z2=Z3), el resultado del factor es 1,5 y esto es congruente con el caso balanceado (al dividir 1,5 entre raíz de 3 se obtiene el factor 0,87, que es el usado en el caso balanceado con la corriente nominal de línea de la unidad trifásica [2]).

IX. CONCLUSIONES -Se obtuvo el factor por el cual hay que multiplicar las

corrientes con el fin de trasladar horizontalmente la curva de daño del transformador para las siguientes conexiones usadas en sistemas de distribución: a) monofásica, con toma central en el secundario; b) estrella abierta-delta abierta, con o sin toma central en una rama de la delta secundaria; c) delta abierta-delta abierta, con o sin toma central en una rama de la delta secundaria; d) estrella-delta, con toma central en una rama de la delta secundaria, con o sin puesta a tierra del neutro de la estrella primaria; e) delta-delta, con toma central en una rama de la delta secundaria. Los factores calculados son importantes para poder analizar si la protección primaria efectivamente protege a los devanados del transformador.

-Se analizó el efecto que tiene, sobre la curva de daño del transformador, el uso de unidades monofásicas de distinta impedancia y/o capacidad, por ser una práctica usual en las empresas de electrificación. Los factores para trasladar la curva de daño fueron también calculados para estos casos.

AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen a José Capacho (ENELVEN), y

Ronald Machado y Román Ramos (ENELBAR), por la información sobre las conexiones usuales para los transformadores de distribución en dichas empresas.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] IEEE Std C57.109-1993. “IEEE Guide for Liquid-immersed

Transformer Through-fault-current Duration”. Transformers Committee of the IEEE Power Engineering Society.

[2] C. Pierre, T. Wolny. “Standardization of Benchmarks for Protective Device Time-current Curves”. IEEE Transactions on Industry Applications, 1986, pp. 623--633.

[3] L. Pérez, E. Sorrentino. “Análisis de dos Casos Críticos de Coordinación de Protecciones en Sistemas de Distribución”. Memorias del V Congreso de Distribución de Energía Eléctrica, 1987.

[4] E. Sorrentino, X. Garrido, A. Linares. “Dependencia de la Curva Térmica de Daño del Transformador con Respecto a la Densidad de Corriente”. Memorias de la XLIII Convención de ASOVAC, 1993.

[5] IEEE Std C57.105-1978. “IEEE guide for Application of Transformer connections in three-phase distribution systems”. Transformers Committee of the IEEE Power Engineering Society.

[6] T. Gönen. “Electric Power Distribution System Engineering”. New York: McGraw-Hill, 1986.

[7] W. Kersting, “Distribution System Modeling and Analysis”. Boca Raton, FL ; London: CRC Press, 2007.

[8] T. A. Short. “Electric Power Distribution Handbook”. Boca Raton, FL: CRC Press, 2004.

[9] D. Patrick, S. Fardo. “Electrical Distribution Systems”. Lilburn, Ga.: London : Fairmont Press; Prentice-Hall International, 1999.


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen— En esta investigación se realizó un estudio para determinar el impacto que ocasionara en el Sistema Eléctrico Nacional la incorporación de la Central Hidroeléctrica Tayucay, constituida por 7 maquinas generadoras de 350 MW c/u para un total de 2450 MW, la cual se estima su instalación para el año 2023. El producto del análisis fue el diseño de transmisión con enlaces HVDC (High Voltage Direct Current) debido a las largas distancias que requerirán los enlaces de transmisión entre la planta generadora y el punto de conexión con el Sistema Eléctrico Nacional(Yaracuy 400kV) conjuntamente con un respectivo análisis de Estabilidad Dinámica. Se simularon condiciones de carga y se evaluaron diversas perturbaciones severas, para luego analizar diversas condiciones de Estabilidad Transitoria y Dinámica antes y después de la incorporación de la central, ya que este inconveniente aparece principalmente cuando se incorpora este tipo de Generación Hidráulica a un Sistema Eléctrico de Potencia.

Palabras claves— Estabilidad Dinámica, Estabilidad Transitoria, Modelos HVDC, Convertidores AC/DC (Rectificadores), Convertidores DC/AC (Inversores), Filtros AC y DC.

I. INTRODUCCIÓN Con el aumento constante de la energía eléctrica ha

conducido durante muchos años al estudio y desarrollo de

Artículo recibido el 22 de Enero de 2010. Este artículo fue financiado por El

Departamento de Planificación de Sistemas Eléctricos, adscrito a la División de Planificación de EDELCA.

S.A.M.L., Ingeniero Electricista egresado de la Universidad Nacional Experimental

Politécnica “Antonio José de Sucre” Vice-rectorado Puerto Ordaz, Ingeniería Eléctrica, Puerto Ordaz, Estado Bolívar, Venezuela, Tlf. +58-412-6947415, E-mail: [email protected]/[email protected]/[email protected]

J.T.H. está con la División de Expansión de Generación, Vía Guri, Campamento Tocoma, Puerto Ordaz, Estado Bolívar, Venezuela, Tlf. +58-424-9679270, E-mail: [email protected]

A.D.V. esta con el Centro de Investigaciones de Sistemas Eléctricos de Potencia, adscrito al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional Experimental Politécnica “Antonio José de Sucre” Vice-rectorado Puerto Ordaz, Estado Bolivar, Venezuela, Tlf. +58-416-8907855, E-mail: [email protected]

nuevos aprovechamientos energéticos, los cuales, en la mayoría de los casos, se encuentran situados a grandes distancias de los centros de consumo. Para satisfacer estos requerimientos de energía eléctrica, es necesario extraer todo ese potencial desde los centros de generación y transmitirlo a las zonas de consumo, lo cual trae consigo la creciente necesidad de llevar a cabo investigaciones tendientes a modernizar y mejorar los sistemas de transmisión, de manera que resulten seguro, confiables y aporten ventajas al sistema, superando los inconvenientes en cuanto a la lejanía de la generación.

La confiabilidad del sistema depende bastante de la estabilidad de las maquinas síncronas y la capacidad de transferencia de potencia eléctrica de la líneas interconectadas. Debido a esto se establece el diseño de transmisión basado en enlaces de HVDC. El aumento de la Estabilidad trae como consecuencia el aumento de los límites de transmisión, permitiendo además de la optimización de los sistemas de potencia, ganancias económicas para la empresa. En esta investigación se desarrollo el estudio formando 2 modelos (antes y después de la incorporación de la Central Hidroeléctrica Tayucay) [1].

II. DESCRIPCION Y COMPONENTES DE UN ENLACE HVDC

La transmisión en HVDC se realiza a través de 3

esquemas de enlace los cuales son de tipo monopolar, bipolar y homopolar como se aprecia en la Figura 1 las distintas configuraciones. Dentro de estos esquemas destaca el enlace bipolar, debido principalmente a criterios de confiabilidad, teniendo la posibilidad que ante la pérdida eventual de un polo, la transmisión de potencia pueda mantenerse por el otro polo estableciéndose, en ese caso, el retorno por los cables de guarda [2].

Las características principales para la interconexión del

Alto Caroní con el Sistema Nacional están basadas en la siguiente alternativa (Tayucay – SEN):

Simón A Méndez L. A. Díaz J. Toledo

Comportamiento Dinámico del Sistema Eléctrico Nacional Evaluando la

Incorporación de la Central Hidroeléctrica Tayucay con Enlaces de

Transmisión en HVDC

OBdo

corAC

II

de moparcartragen

málosmapromáGE

4TO CONGR

• Un Yarakm. 2450

BS: Cada podecafasico.

Los elemrriente continuC/DC y DC/AC

Fig. 1. Co

II. MODELSINCR

El modelolos generador

odelo de librera un generaracterísticas tan

ansitorio (en la nerador de pol

Las propiás importantes s enlaces de fantener las coopiedades sonáquina y la moENSAL la curv

RESO IBEROA5TAS J

bipolo entre acuy, con unaLa potencia a

0 MW a una ten

olo tiene aso

mentos fundamua lo constituC y la línea de

onfiguración d

LO DE ÓNICOS (GE

o empleado pares sincrónicos

ería "GENSALador de polonto en régimenFigura 2 se m

os salientes GEiedades de régison los valore

flujo y la tenondiciones de n determinadaodelación de lava de saturació

AMERICANO JORNADAS D

el Alto Caroa distancia apra transmitir ennsión de ±500

ciado un pu

mentales de lauyen la estactransmisión [2

de los enlaces e

LOS GENSAL)

ara simular els en el progra

L". Este modes salientes yn estacionario

muestra la funciENSAL). imen estacionas de las condicsión de campcarga activa

as por las rea saturación [3-ón magnética e

DE ESTUDIADE INGENIER

ISBN: 978

oní (Tayucay)roximada de 9n el orden de kV DC.

ente convertid

a transmisión ción convertid].

en HVDC.

GENERADOR

comportamieama PSS/E, eselo está diseñay representa como en régimión de control

ario representaciones inícialespo necesaria p

y reactiva; eseactancias de -4]. En el moden circuito abie

ANTES DE INRÍA ELÉCTRIC

8-980-7185-1

) y 900 los

dor

en dora

RES

nto s el ado sus

men del

das s de para stas

la delo erto

como sfunciónecuació

Dcorresposobre la

E

para repque repexcitacicorrientpequeñacampo pde campde dicha

V.

L

mejorar

GENIERÍA ELCA (V JIELEC

se muestra enn cuadrática, qón:

Donde E es ondientes a (1a curva de satur

Fig. 2. Mode

IV.

El modelo SCpresentar algúnpresenta las ción constituidte en relacióna caída en la puede represenpo [3-4], en la a excitatriz del

MODELOSPOTENCIA

Los estabilizadr la amortigua

LÉCTRICA (IVCTRIC 2010)

n la Figura 3que se calcula

la entrada, y .0,S 1.0) y (1.ración.

lo GENSAL p

. MODEL

CRX es un mon sistema de e

características dos por puenn al voltaje ap

conmutación, ntarse como indFigura 4 se mu

l modelo SCRX

DE LOS EA

dores de poteación de las o

V CIBELEC 2

está definidaa empleando

A y B son.2, S 1.2) resp

para generado

O SCRX

odelo general, excitación espgenerales de ntes rectificadplicado produc por lo que edependiente deuestra la funcióX.

STABILIZAD

encia son emposcilaciones de

2010)

P-36

a como una la siguiente

n los puntos ectivamente,

ores.

no diseñado ecífico, sino sistemas de

dores, cuya ce una muy el voltaje de e la corriente ón de control

DORES DE

pleados para el sistema y

extexc

Fi

Fi

tamterdiaST

VI

conpunlíneléop

4TO CONGR

tender los límcitación.

ig. 3. Definició

ig. 4. Modelo

Este modembién emplearminales del geagrama de conTAB4.

II. LINEA

CONTI La línea

nstituye el entnto de conver

nea de transméctricos y meeración y su pr

RESO IBEROA5TAS J

mites de estabil

ón del factor dmagnet

SCRX para exsoli

VI. MOD

elo para represa como entraenerador [3-4]ntrol del estab

A DE TRANSINUA

a de transmite físico encargrsión hasta otro

misión debe ecánicos que revisión de vid


lidad mediante

de saturación Stización.

xcitatrices estido.

DELO STAB4

sentar sistemasada la potenc], en la Figurabilizador de p

SMISION EN

isión en corgado de llevar o. Por lo tanto

estar acorde csatisfagan su

da útil [5].


ISBN: 978

e el control de

S de la curva

áticas de estad

4

de estabilizaccia eléctrica

a 5 se presentapotencia del t

N CORRIEN

rriente continla energía de

o el diseño decon los criter

permanencia


8-980-7185-1

e la

de

do

ión en

a el tipo

TE

nua un

e la rios

en

Fig. 5

VIII.

Cinterconposible aplicacitécnica Alguno

•

•

•

•

•

IX.

siendo TransmsimulacTECHNdinámicde la coeléctricoal puntocomo taen el SE

siguient

•


5. Modelo de P

VENTAJASENLACES E

Como se nexión entre si

con HVDC. iones donde como económs casos a ser co

Cuando no ede frecuenciaCuando pudestable usanddesea mejorsistemas. Cuando la ddonde el HVCuando la submarinos.Cuando líneausar cables su

SIMULACISISTEMA E

Actualmente Modificado en

misión, donde ciones en eNOLOGIES INco del sistema onexión de esto nacional y eo de conexión ambién las simEN.

Las premisas te forma:

Se escogió incorporaciónTAYUCAY, instalación d


PSS sensitivo

S DE LA IMEN HVDC.

ha mencionistemas con di

Pero ésta esHVDC es un

micamente y garonsiderados:

es posible o dea de dos sistemdiera ser difícdo una interconrar los márgen

distancia a tranDC es más ecointerconexión

as aéreas no soubterráneos de

ON DEL COMELECTRICO

este trabajo dn El Departam

se están rel programa NC.) para aneléctrico nacio

ta nueva centraevaluando otra

de esta centramulaciones de p

X. PREM

para la simul

un año hon de la

ya que, parade nuevas plant

V CIBELEC 2

a la potencia

MPLEMENTA

nado previamistintas frecuens solo una dna mejor solurantiza la estab

seable coordinmas. cil de obtenenexión con HVnes de estabil

nsmitir supera onómico que Hn se realiza

on aceptadas y e considerable l

MPORTAMIENACIONAL

de investigaciómento de Planrealizando un

PSS/E PTInalizar el comonal, estudiandal (TAYUCAYs alternativas cal con el sistemperturbaciones

MISAS

lación se plan

orizonte 2023Central H

a este año es tas generadora

2010)

P-37

(STAB4).

ACION DE

mente, una ncias sólo es e las tantas ución, tanto bilidad [6-7].

nar el control

er operación VAC, ó si se lidad de los

la distancia HVAC.

con cables

es necesario longitud.

ENTO DEL

ón aún esta nificación de na serie de I (POWER

mportamiento do el impacto Y) al sistema con respecto ma eléctrico, más severas

tearon de la

3, para la Hidroeléctrica

necesaria la as de energía


ISBN: 978-980-7185-1 P-38

eléctrica en Venezuela debido al incremento de la demanda futura.Se asume un incremento de la carga de acuerdo al balance carga-generación realizado con estimaciones y características del SEN suministradas por el departamento de planificación de transmisión.

• Para la simulación se escogieron los escenarios de prueba llamados Caso A (SEN sin HVDC y si la incorporación de TAYUCAY) y Caso B (SEN incorporando TAYUCAY con enlaces HVDC).

• Se escogió la configuración del Bipolo con retorno metálico por tierra para el diseño del enlace DC tomando las previsiones pertinentes en cuanto a la ocurrencia de una falla a uno de sus polos para que pueda asumir la transmisión de la energía mientras se recupera el polo afectado por la perturbación.

• Se realizo un estudio entre la generación y la demanda del SEN que fue modelado para la simulación y se puede apreciar en la Figura 6 que el balance Carga-Generación del sistema eléctrico para un año 2023 contando con todas sus modificaciones y ampliaciones del sistema según la planificación cronológica de EDELCA pero sin la inclusión de la Central TAYUCAY y la transmisión HVDC (en esta se muestra notablemente el recargo que sufre la región Guayana, ya que es la encargada de abastecer la mayor parte del sistema Venezolano y presenta un déficit de -1422,8 MW).

•

Fig. 6. Balance Carga-Generación SEN 2023 sin

TAYUCAY con HVDC.

De la misma forma se realizo un balance Carga-Generación del sistema eléctrico del año 2023 con la incorporación de la Central TAYUCAY con los respectivos enlaces de transmisión en HVDC como se muestra en la Figura 7, (en el balance que se presenta en la Figura 7 se puede apreciar fácilmente que la incorporación de esta Central

evaluando la alternativa de transmisión en HVDC descongestiona gran parte del sistema eléctrico Venezolano en el Centro del País y el Oriente de manera tal que se aprecia un excedente de reserva de generación en la Región Guayana de +807,2 MW).

Fig. 7. Balance Carga-Generación SEN 2023 incorporando

TAYUCAY con HVDC.

De la misma forma se realizo un balance Carga-Generación del sistema eléctrico del año 2023 con la incorporación de la Central TAYUCAY con los respectivos enlaces de transmisión en HVDC como se muestra en la figura 7, (en el balance que se presenta en la Figura 7 se puede apreciar fácilmente que la incorporación de esta Central evaluando la alternativa de transmisión en HVDC descongestiona gran parte del sistema eléctrico Venezolano en el Centro del País y el Oriente de manera tal que se aprecia un excedente de reserva de generación en la Región Guayana de +807,2 MW).

Las peores perturbaciones en el Sistema Eléctrico Nacional con una duración 75 milisegundos (4.5 ciclos) según el ranking de fallas suministrado por el software utilizado para las simulaciones dinámicas del nuevo SEN y correspondientes a cada nivel de tensión monitoreado [8], son las siguientes:

• Falla Bifásica Malena-San Gerónimo 765kV. • Falla Bifásica Yaracuy-Tablazo 400kV. • Falla Bifásica CIGMA-Furrial 400kV. • Falla Bifásica Tacoa-La Guaira 230kV. • Falla Bifásica Planta Centro-Yaracal 230kV. • Falla Bifásica Rectificador Tayucay 400kV y salida de

un polo.


ISBN: 978-980-7185-1 P-39

XI. ANALISIS DE LAS PERTURBACIONES MAS SEVERAS AL SEN 2023

A continuación se presentará el análisis y graficas de

las solo las fallas más severas que pueda sufrir el Sistema Eléctrico Venezolano modelado para un caso de simulación en SEN 2023, son las siguientes:

• Falla Bifásica Planta Centro-Yaracal 230kV. • Falla Bifásica Rectificador Tayucay 400kV y salida de

un polo.

FALLA BIFASICA PLANTA CENTRO – YARACAL 230kV

En las Figuras 8 y 9 se muestra el comportamiento de

las tensiones antes y después de incorporar la Central Hidroeléctrica TAYUCAY con enlaces HVDC, en la cual se puede apreciar un perfil de tensiones detallado en un nivel de tensión de 230 kV y monitoreados en los puntos críticos del sistema 230 kV, se muestra en la figura 8 un caso totalmente inestable para la tensión en Yaracal 230 kV la cual se deprime hasta alcanzar un valor en por unidad de 0,46142 p.u., lo cual corresponde a una tensión de 106,13kV en un tiempo de 1,0456seg.

Fig. 8. Perfil de Tensiones 230kV Caso A.

Después que ocurre la falla la tensión en Yaracal 230 kV intenta recuperarse y podemos apreciar que después del swing o caída de la tensión durante los 75 milisegundos de la falla parece poder estabilizarse la tensión ya que la segunda caída en la curva de tensión no alcanza el valor de 0,8 p.u. pero durante el tiempo de la simulación nunca logra mantenerse por encima de 0,9 p.u. por mas de un seg lo cual denota claramente un caso de un sistema inestable.

En la Figura 9 con la incorporacion de la nueva Central y el enlace HVDC le proporciona mucho mas estabilidad al sistema ya que cumple con todos los requerimientos de estabilidad exigidos poor la empresa, ademas de presentar un perfil de tensiones mucho mas amortiguadas que en el caso sin TAYUCAY con HVDC, ademas de ofrecer un perfil de

tensiones estable cumpliendo los parametros de estabilidad de la empresa.

Fig. 9. Perfil de Tensiones 230kV Caso B.

En las Figuras 10 y 11 se puede apreciar las magnitudes angulares de las maquinas que fueron monitoreados en ambos casos para el antes y el despues de la incorporacion de la Central y HVDC.

Fig. 10. Magnitudes Angulares en las Maquinas Caso A.

Fig. 11. Magnitudes Angulares en las Maquinas Caso B.


ISBN: 978-980-7185-1 P-40

Con respecto al monitoreo de la frecuencias podemos ver en las Figuras 12 y 13 el comportamiento de la frecuencia para las maquinas mas significativas del sistema electrico modelado.

Fig. 12. Frecuencia Caso A.

Fig. 13. Frecuencia Caso B.

En la Tabla 1 se muestra un resumen tabulado de las tensiones monitoreadas durante la sensibilidad Planta Centro-Yaracal 230 kV en los puntos criticos correspondientes a los niveles de tension de 765 kV, 400kV y 230kV para ambos escenarios antes y despues de la incorporacion de la Central TAYUCAY con HVDC (Caso 1 y Caso 2).

ANÁLISIS : Mientras ocurre la sensibilidad en la

barra Planta Centro 230kV, la tensión en la barra Yaracal 230kV presenta un descenso de la tensión a un valor mínimo de 0,55165p.u. (126,88kV) respectivamente para el Caso B y un valor mínimo de 0,46142p.u. (106,13kV) y correspondiente al Caso A. Para el Caso A este decremento de tensión durante la perturbación representa un 54,17% en la barra Yaracal 230kV y en el Caso B un 44,06% en la misma barra. La frecuencia monitoreadas en ambos Casos no sufrieron grandes modificaciones, ambos casos la frecuencia en las barras Planta Centro 230kV y San Agatón 230kV se comporta de la misma forma y presenta una variación oscilatoria dentro de un rango de ±1,007% durante un periodo

de 2,4seg para el Caso A y de ±1,004% por 1,6seg en el Caso B.

Tabla1. Tensiones Monitoreadas Falla Planta

Centro-Yaracal 230kV

COMPORTAMIENTO DEL ENLACE HVDC ANTE LA FALLA RECTIFICADOR TAYUCAY 400 kV Y

SALIDA DE 1 POLO

En las Figuras 14, 15 y 16 se presenta el perfil de tensiones, magnitud angular y frecuencia para observar el comportamiento en diversos puntos SEN que podrían llamarse críticos ya que están asociados directamente en su interconexión con el enlace HVDC y la sensibilidad simulada en este escenario de prueba.

Por su parte, en las Figuras 17 y 18 se pueden apreciar

la potencia activa en los rectificadores e inversores en el bipolo, ademas del comportamiento de la misma ante la salida del de uno de los polos por actuacion de las protecciones asociadas al enlace en el momento que ocurre la perturbacion.

Fig. 14. Perfil de Tensiones.


ISBN: 978-980-7185-1 P-41

Fig. 15. Frecuencias del Sistema.

Fig. 16. Magnitudes Angulares de Generadores. . Aquí se observa de manera analoga el comportamiento

de la potencia reactiva en los rectificadores e inversores del bipolo en el momento que ocurre la falla, como se muestra en las Figuras 19 y 20.

Fig. 17. Potencia Activa Rectificador Bipolo.

Fig. 18. Potencia Activa Inversor Bipolo.

Fig. 19. Potencia Reactiva Rectificador Bipolo.

Fig. 20. Potencia Reactiva Inversor Bipolo.

En la Figura 21 se observa la tension DC en el bipolo,

en la cual se aprecia claramente la salida del polo por motivo de la falla ocurrida y se observa como queda totalmente operativo el segundo polo de transmision HVDC.


ISBN: 978-980-7185-1 P-42

Fig. 21. Voltaje DC Rectificador e Inversor Bipolo.

Con respecto al comportamiento de los ángulos de

extincion y disparo del puente convertidor dodecafasico incluido en cada modelo de rectificador e inversor, se puede observar en la Figura 22 que los angulos correspondientes al polo1 que fue el polo afectado por la sensibilidad que fue simulada, alcanzan valores de 90º (valor en el cual ya no esta circulando potencia a traves de las valvulas de tiristores).

Fig. 22. Angulos de Disparo y Extincion.

En la Figura 23 se muestra el comportamiento de la

corriente DC a traves de ambos polos en la cual se observa que el instante en que ocurre la perturbacion el polo1 sufre una apertura de manera tal que la corriente cae a en ese instante hasta un quedar totalmente inactiva la circulacion de corriente por el mismo, mientras que en el polo2 se observa que la corriente DC sufre oscilaciones distorsionadas tipicas ante tal evento y recuperando su forma a traves del tiempo de simulacion, para dejar evidencia de un comportamiento eficaz y un buen diseño del enlace HVDC.

Fig. 23. Corriente en el Enlace DC.

ANÁLISIS: Se puede observar a través de las

variables monitoreadas del enlace HVDC que las tensiones pueden estabilizarse de forma satisfactoria dentro de los criterios de estabilidad exigidos por la empresa. Evidentemente, la Falla que mas compromete al enlace HVDC y quizás la perturbación mas severa es la falla de uno de sus polos, como fue simulado en esta ocasión, sin embargo el enlace DC fue diseñado para soportar una falla de tal índole para poder asumir la transmisión de energía por uno de sus polos mientras que el polo afectado por dicha perturbación tenga que sufrir una apertura debido a la actuación de las protecciones asociadas a este enlace de transmisión de manera que la salida de uno de los polos no sea motivo de interrupciones en el servicio eléctrico del sistema y evitar severos fenómenos con respecto a la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

XII. CONCLUSIONES En el caso simulado del año 2023 se obtienen mejores respuestas en cuanto al rango operativo de los factores de potencia en las casas de maquinas de TOCOMA, CARUACHI y TAYUCAY y la distribución de reactivos en las mismas.

• Se alivia muchos problemas de estabilidad que sufre el sistema nacional en la región centro del país con la implementación de enlaces HVDC diseñado incluso, para soportar fallas a uno de sus polos.

• Las fallas simuladas (Bifásica a tierra para los niveles de tensión de 400kV y 230kV y Monofásica para 765kV a 4.5 ciclos) permite observar que en el Caso sin la incorporación de TAYUCAY con HVDC, existen mayor presencia de reactivos en el sistema lo cual dificulta mantener la tensión en algunas barras mientras que en el sistema futuro atenúa la frecuencia y estabiliza las tensiones.

• Para este resumen no se incluyo el monitoreo de las barras a tensión 765kV ya que las respuestas obtenidas fueron notablemente satisfactorias para el Caso en que se evalúa la incorporación de la Central Hidroeléctrica TAYUCAY con transmisión en HVDC y con respecto al Caso sin la incorporación


ISBN: 978-980-7185-1 P-43

de la misma, las respuestas fueron buenas a pesar de no contar con el enlace HVDC y la incorporación de TAYUCAY, lo que nos lleva a deducir que la red 765kV es realmente robusta como para soportar estas eventualidades, ya que no presenta gran variación entre los resultados de los Casos antes y después de la incorporación de TAYUCAY y el enlaces de transmisión HVDC, debido a las ampliaciones adicionales del SEN para la simulación del caso SEN año 2023.

• La implementación del diseño de transmisión con enlaces en HVDC entre la TAYUCAY y el centro del país (Yaracuy 400kV) alivia la congestión que existe en la actualidad en el SEN ya que garantiza la estabilidad del sistema en el centro del país y satisface los requerimientos de la demanda del sistema sin recargar la generación de la zona de Guayana y sacando de servicio cualquier otro tipo de centrales que funcionan con combustibles fósiles de manera tal que se ahorren o bien sean usados para la exportación.

XIII. AGRADECIMIENTOS A la empresa EDELCA por darme la oportunidad de

ingresar a sus instalaciones para elaborar satisfactoriamente esta investigación, A todo el personal que labora en el Departamento de Planificación de Sistemas Eléctricos de EDELCA (Caracas) y el Centro de Investigaciones Aplicadas (CIAP) (Macagua) y al Departamento de Ingeniería Eléctrica, ubicado en el Complejo Hidroeléctrico (Tocoma).

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Nesemio García & Juan Rios. “Sistemas de Transmisión para la

Conexión Individual de los aprovechamientos Hidroeléctricos del Alto Caroní, Rio Caura y Rio Paragua”, Caracas, Venezuela, Congreso Venezolano de Ingeniería Eléctrica, (2004).

[2] D. Chassin, K. Schneider, and C. Gerkensmeyer, “Gridlab-d: An Open-source Power Systems Modeling and Simulation Environment” Transmission and DistributionConference and Exposition, 2008. T&D.IEEE/PES, pp. 1–5, April(2008).

[3] Jerez Gonzalo. “Comportamiento de la Estabilidad Dinámica en el Sistema Eléctrico Nacional Evaluando la Incorporación de la Generación del Proyecto Hidroeléctrico Tocoma”, Pto Ordaz, Venezuela, UNEXPO, (2006).

[4] Ñañez Juan. “Análisis del Comportamiento Dinámico del Sistema de Potencia de EDELCA, Evaluando la incorporación del Complejo Hidroeléctrico Caruachi”, Pto Ordaz, Venezuela, UNEXPO, (2003).

[5] Kundur, Prabha. “Power System Stability and Control”. New York (EEUU), McGraw-Hill. (1994).

[6] Kundur, Prabha. “Definition and classification of Power System Stability”. Canada, IEEE Transaction of Power Systems, (2003).

[7] Curso de Capacitación, “Diseño de Enlaces HVDC”, ABB, Ludvica Suecia, (2000).

[8] Cañizares A. Claudio. “Curso de Estabilidad de Sistemas de Eléctricos de Potencia”, Mérida, Venezuela, ULA, (2008). Disponible en http://www.power.uwaterloo.ca (enero 2010)


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—En este trabajo se muestra la metodología utilizada en el desarrollo de un plan de mantenimiento preventivo para el sistema eléctrico de la línea férrea que opera en el tramo Caracas – Cúa, administrada por el Instituto de Ferrocarriles del Estado IFE. Se presenta una descripción del sistema y sus instalaciones, las características de diseño y condiciones de operación; la interacción entre los diferentes componentes, eléctricos y mecánicos, y su contribución al funcionamiento general. En el diseño del Plan de Mantenimiento se utiliza la metodología Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM - Reliability Centered Maintenance), junto con las herramientas de Análisis de Modo y Efecto de Fallas, de forma de integrar las experiencias de los operadores y trabajadores en la construcción de la memoria del funcionamiento del sistema. Se presentan los planes de mantenimiento, formularios de adquisición y registro de eventos; grupos de trabajo, procura y otros puntos de interés.

Palabras claves—Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC o RCM), Análisis de Modo y Efecto de Fallas (AMEF), Hoja de Decisiones, Sistemas ferroviario.

I. INTRODUCCIÓN El tramo ferroviario Caracas-Tuy es un moderno sistema

de transporte de pasajeros cuya puesta en marcha ha representado el inicio de la construcción del Plan Ferroviario Nacional, con una longitud total prevista de alrededor de 13 mil 600 km. Actualmente está en rehabilitación el tramo Barquisimeto – Yaritagua, sumado a la construcción de las líneas Puerto Cabello - La Encrucijada, San Juan de los Morros - San Fernando de Apure, Chaguaramas - Las Mercedes - Cabruta, Acarigua – Turén y Tinaco - Anaco.

Este sistema se compone de tecnologías muy diversas, entre las cuales se encuentran la italiana, japonesa, española, y venezolana. Presenta una amplia gama de proveedores, además de manuales en diversos idiomas que son los que constituyen las referencias claves para la operación de los equipos.

Si bien estas instalaciones tienen apenas tres años en funcionamiento y su tasa de fallas es muy reducida, es necesario destacar la importancia que tiene cualquier esfuerzo que se haga por mantener la continuidad del servicio en el futuro [3], y por registrar adecuadamente los eventos que puedan ocurrir desde el mismo inicio de su operación pública. Artículo recibido el 27 de Enero de 2010. F.L. y J.M. laboran en la Universidad Simón Bolívar, Valle de Sartenejas, Caracas, Venezuela, E-mail: [email protected], [email protected]

Para la propuesta hecha en este trabajo se decidió utilizar la metodología del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad o Reliability Centered Maintenance (RCM) [6], que se puede describir como una técnica que consiste en recopilar el conocimiento y experiencias de un grupo de trabajo, compuesto por mantenedores y operadores (personal de mantenimiento y de operaciones)[2], con quienes se elabora, mediante una lógica de decisiones, el modelo de mantenimiento que se le debe aplicar a cada equipo en un determinado contexto operacional. Basándose en una técnica conocida como Análisis de Modo y Efecto de Falla (AMEF), el estudio de las fallas en los equipos, sus causas y efectos, se determinan los parámetros que se utilizan para definir esa lógica de decisiones.

También se debe señalar que para referirse al inventario de equipos realizado, se utilizó un formato basado en la Norma COVENIN 3049-93 (Mantenimiento – Definiciones) [1].

II. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA FERROVIARIO VALLES DEL TUY El sistema ferroviario de los Valles del Tuy transporta diariamente cerca de 65.000 pasajeros, en un recorrido de 41,4 km que tiene cuatro estaciones, desde la población de Cúa, estado Miranda, hasta la Estación Simón Bolívar en La Rinconada, Caracas, donde se integra con el sistema de transporte público Metro de Caracas. El recorrido tiene 24 túneles y 27 viaductos, siendo el túnel más extenso el de Tazón, con 6,7 Km. de largo.

Los trenes son automotores eléctricos conformados por una o más EMU’s (Unidad Eléctrica Múltiple), de cuatro vagones cada uno, alimentados a través de las catenarias por medio de pantógrafos, a una tensión de 27,5 kV y 60hz. A continuación en la Fig. 1 se muestra una EMU.

La alimentación de la EMU se hace en corriente alterna

monofásica, mediante conductores aéreos denominados catenarias, los que a su vez, son alimentados desde la S/E de tracción Charallave que está conectada a CADAFE mediante dos líneas de transmisión en 115 kV, desde la S/E Santa Teresa y próximamente desde la S/E Diego de Losada, de forma alternada. La alimentación de cada una de las catenarias es monofásica y radial: desde la S/E de Tracción Charallave hacia un extremo con una fase y en la dirección opuesta con la otra fase (90 grados). El sistema se compone entonces de dos redes monofásicas obtenidas a partir del sistema trifásico

Diseño de un Plan de Mantenimiento Preventivo para el Sistema Ferroviario de los Valles del Tuy

Frank López, Julio Montenegro

FIG 1: Unidad Eléctrica Múltiple EMU


ISBN: 978-980-7185-1 P-45

EfectoRango de S

CriterioRango de O

CriteriosRango de D

Criterios

No 1 Sin efecto 1Falla improbable. No existen fallas asociadas con este

1Falla improbable. No existen fallas asociadas con este

Muy poco 2Poco efecto en el desempeño delsistema.

2Sólo fallas

aisladas asociadas con este equipo o

2Sólo fallas

aisladas asociadas con este equipo o

Poco 3Poco efecto en el desempeño sistema.

3Fallas aisladas asociadas con

3Fallas aisladas asociadas con

Menor 4Efecto menor en el desempeño delsistema.

4 4

Moderado 5Efecto moderado en el desempeñodel sistema.

5 5

Significativo

6

El desempeño del sistema se veafectado, pero es operable y estáa salvo. Falla parcial, perooperable.

6 6

Mayor 7El desempeño del sistema se veseriamente afectado, pero esfuncional y está a salvo.

7 7

Extremo 8 Sistema inoperable pero a salvo’. 8 8

Serio 9

Efecto de peligro potencial. Capazde descontinuar el uso sin perdertiempo, dependiendo de la falla.Se cumple con el reglamento delgobierno en materia de riesgo.

9 9

Peligro 10

Efecto peligroso. Seguridadrelacionada - falla repentina.Incumplimiento con reglamento delgobierno.

10 10

Este equipo o uno similar ha tenido fallas ocasionales

Este equipo o uno similar han

fallado a menudo.

La falla es casi inevitable

Este equipo o uno similar ha tenido fallas ocasionales

Este equipo o uno similar han

fallado a menudo.

La falla es casi inevitable

original convertido mediante dos transformadores en conexión Scott de 40 MVA, uno principal y otro de respaldo.

El Departamento de Electrificación, perteneciente al Instituto de Ferrocarriles del Estado IFE y lugar de desarrollo de este trabajo, atiende 3 áreas principales, las cuales son:

A.Catenaria: con la responsabilidad de alimentar el tren en 27,5Kv, y los equipos de servicios de vías, por lo tanto se le da mantenimiento al hilo de contacto, transformadores de potencia, seccionadores, interruptores, ménsulas, aisladores, UPS, entre otros. Cuando se habla del sistema de catenaria, se refiere básicamente a todo lo asociado al hilo de contacto que alimenta al tren, a los servicios de vía, además de la subestación de alimentación. Se incluyen los servicios de vía que requieren una tensión monofásica de 240/2*120V en 5 puestos tecnológicos, en donde el voltaje se reduce de 27,5KV a 4150V, para el servicio a las casetas de transformación (CT), y a 208/120V para los servicios auxiliares del mismo puesto tecnológico.

B.Estaciones: su responsabilidad es garantizar la alimentación de las estaciones de pasajeros, en las circunstancias en que CADAFE (proveedora local) no preste el servicio por alguna falla. Es por esto que, adicionalmente, se mantiene el servicio a generadores de emergencia, interruptores, seccionadores, transformadores, relés y otros equipos asociados a la generación auxiliar.

C.Telemando: se encargan de la supervisión desde el punto de vista eléctrico de toda la vía eléctrica.

III. METODOLOGÍA DE TRABAJO La Comisión Venezolana de Normas Industriales COVENIN, creada en 1958, es el organismo encargado de programar y coordinar las actividades de Normalización y Calidad en nuestro país. La Norma 3049-93 corresponde al tema de Mantenimiento y sus definiciones y explica, de forma breve y concisa, los tipos de mantenimiento, el objetivo de cada uno, los procedimientos a utilizar para instrumentar un Sistema de Gestión de Mantenimiento y los conceptos relacionados. El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC) es una metodología para el análisis sistemático, objetivo y documentado, aplicable a toda instalación industrial, con la que se intenta garantizar un efectivo trabajo de mantenimiento. El MCC analiza cada sistema y cómo puede fallar funcionalmente. Los efectos de cada falla son revisados y clasificados de acuerdo con el impacto en la seguridad, operación y costo. El propósito central del MCC es que el mantenimiento esté dirigido a conservar la función que realiza el equipo antes que el equipo mismo. Lo que implica que no se debe buscar mantener los equipos como si fueran nuevos, sino en condiciones suficientes para realizar bien su función. También implica que se deben conocer con gran detalle las condiciones en que se realiza esta función y, sobre todo, las causas que la interrumpen o dificultan.

El MCC integra una revisión de las fallas operacionales con la evaluación de aspectos de seguridad y amenazas al medio ambiente, lo que origina que estos dos elementos sean tenidos en cuenta al momento de tomar decisiones en materia de mantenimiento. Por otra parte, la metodología conserva la atención en las actividades de mantenimiento que más incidencia tienen en el desempeño o el funcionamiento de las instalaciones. Esto garantiza que el dinero estimado en mantenimiento se utilice donde más beneficio va a generar. La metodología convencional para llevar a cabo el MCC se describe con el siguiente procedimiento:

a) Definición del Contexto Operacional del Equipo: el contexto operacional puede ser analizado desde un enfoque operativo donde se toma en cuenta el propósito del sistema; la descripción de los equipos; descripción de los procesos; dispositivos de seguridad. También puede ser analizado desde un enfoque de los procesos, donde se toma en cuenta la división de éstos en sistemas, se definen sus límites y se registran listados de sus componentes. b) Desarrollo del Análisis de Modo y Efecto de Falla (AMEF) [2], [4-5]: aquí se debe responder a cuatro preguntas que permiten identificar las fallas de los equipos, sus efectos y consecuencias: 1)¿Cuál es la función del activo, el trabajo a realizar? 2)¿De qué manera puede fallar? 3)¿Qué origina la falla? 4)¿Qué pasa cuando falla? Además cada falla se considera dentro de una de las siguientes categorías: Falla Total, Falla Parcial, Falla Intermitente, Falla Gradual, y Sobre funcionamiento, para luego asignarle valores a la severidad (S), ocurrencia (O), y detección (D) de la falla según los criterios de la Tabla 1. Finalmente se calcula el número de prioridad de riesgo (NPR) multiplicando la severidad, detección y ocurrencia.

TABLA 1: Criterios para asignar S, O, y D.


ISBN: 978-980-7185-1 P-46

c) Desarrollo de la Lógica de Decisiones: sirve para identificar las fallas importantes, las posibilidades de prevenirlas y la acción que se debe tomar. Durante esta fase se responde a tres preguntas: 1.- ¿Importa si falla? 2.- ¿Se puede hacer algo para prevenir la falla? 3.- ¿Qué pasa si no puede prevenirse la falla? d) Estructuración del Árbol Lógico de Decisiones: el Árbol Lógico de Decisiones formula una serie de preguntas que sólo pueden responderse en un orden específico, llevando al Equipo Natural de Trabajo por un camino que en algún punto determina la acción que se debe tomar. Cada falla, su efecto y su consecuencia deben entrar al Árbol Lógico de Decisiones para generar una respuesta, la cual inmediatamente generará una medida a tomar para prevenir la respectiva falla. e) Desarrollo de la Hoja de Decisiones: En caso de que la

medida a tomar sea una medida preventiva, existen tres posibilidades: 1.- Mantenimiento predictivo.

2.- Mantenimiento de ronda. 3.- Mantenimiento sistemático.

La metodología del MCC guía al Equipo Natural de Trabajo (grupo de operadores y mantenedores relacionados directamente con el equipo y que hacen el estudio pormenorizado de su funcionamiento individual y dentro del sistema), durante el desarrollo de una serie de procedimientos para identificar las actividades idóneas que preservarán la función que la producción demande. El tipo de tarea que se decida aplicar va a depender directamente de la consecuencia de las fallas. Análisis del Caso Como primera fase del proyecto se elaboró un inventario de los equipos a mantener por la Unidad de Electrificación, los cuales se encuentran tanto en el área de Catenaria, como en el área de Estaciones. Se diseñó un formato que contiene información necesaria para identificar y diferenciar los equipos existentes: • Subsistema: Denota en que parte del sistema se encuentra • Equipo: Breve descripción del equipo. • Ubicación: Pequeña referencia del sitio donde esta el

equipo. • Marca/Modelo: Marca comercial y modelo del equipo. • Identificación: Identidad del equipo en el sistema. • Capacidad: Dato de placa del equipo. • Observaciones: Anomalía u otro aspecto importante.

La importancia del inventario es obtener de forma rápida información necesaria al momento de solicitar algún repuesto con el proveedor, así como también identificar manuales de usuario. A continuación en la Tabla 2 se presenta un extracto del diseño original.

TABLA 2: Formato de inventario de equipos.

Seccionador Motorizado

25KV

SPC, Fase 90° vía ascendente

caracas

Nuova Rocchi/STU25-

1600289BC1 1600 A

Interruptor monofásico de 27,5kv


caracas

ABB/FSK2510-200

252C1 2000 A


25KV


caracas

Nuova Rocchi/STU25-

1600289LC1 1600 A


25KV

SPC, Fase 90° vía

descendente

Nuova Rocchi/STU25-

1600289BC2 1600 A

Interruptor monofásico de 27,5kv

SPC, Fase 90° vía

descendente

ABB/FSK2510-200

252C2 2000 A


25KV

SPC, Fase 90° vía

descendente

Nuova Rocchi/STU25-

1600289LC2 1600 A


25KV

SPC, Fase 90° entre asce. y

desce.

Nuova Rocchi/STU25-

1600289C 1600 A

Normalmente abierto

Observación

Subestación Principal Charallave

(SPC), bahía de 27,5kv

barra de 90°

Subsistema Equipo Ubicación Marca/modelo Identificación Capacidad

Inventario de los equipos de la Subestación Principal

de Charallave

Gerencia operativa Región Central

Área de Mantenimiento

Unidad de Electrificación

Diseño: Frank López

De igual modo se creó un formato para inventariar los manuales existentes en el área de electrificación. En la Tabla 3 se muestra una parte representativa del mismo, donde se presentan las siguientes columnas: • Marca: Se refiere al fabricante del equipo. • Descripción: Breve reseña de la función del equipo. • Modelo: Es la identificación que le de el fabricante. • Tipo: Denota la información que suministra el manual. • Cantidad: Manuales en existencia en electrificación. • Nombre: Titulo del manual.

TABLA 3: Formato de inventario de manuales por equipos.

Marca Descripción Modelo Tipo Cantidad Nombre

ABBSeccionador de

115kv trifásico

SGF 123 G100Uso y

mantenimiento3

Manual de uso y mantenimiento Sistema de

115Kv 2/8

ABB

Seccionador de 115kv

trifásico para puesta Tierra

SGF 123 MT50Uso y

mantenimiento3


115Kv 2/8

ABBInterruptor de

115kv trifásico

LTB123G1Uso y

mantenimiento3


115Kv 2/8

Inventario de manuales de los equipos en la unidad

de Electrificación





Inventariados los equipos, se comienza la etapa de estudio de cada uno por separado, identificando sus distintos componentes, subcomponentes y partes, para poder estudiarlos por separados al realizar el AMEF. La profundidad del desglose dependerá del Equipo Natural de Trabajo, el cual debe utilizarlo entre otras cosas para tocar todas las partes del equipo, y así disminuir la posibilidad de olvidar algún


ISBN: 978-980-7185-1 P-47

elemento propenso a fallas. Se busca separar el equipo en sus componentes más relevantes para identificar su función y posibles fallas. Es de suma importancia tomar en cuenta los componentes relacionados con la seguridad tanto de los operarios como del medio ambiente, ya que de lo contrario no se lograría una de las funciones del MCC. Para el Análisis de Modo y Efecto de Falla se reúnen 3 o 4 personas para conformar el equipo natural de trabajo: uno cumple el rol de mantenedor, especialista y operador, otro de facilitador, y un programador. Es bueno destacar que el personal de Electrificación esta capacitado para realizar tareas de mantenimiento y operación, además de tener la experiencia en la instalación de todo el sistema. Cuando por causas mayores no se logra armar el Equipo Natural de Trabajo, se trabaja por medio de entrevistas al personal que pueda facilitar la información correspondiente. La reunión comienza definiendo el contexto operacional del equipo estudiado. El primer paso es realizar la hoja de separación del equipo en sus componentes, de la cual se presenta un ejemplo en la Fig. 2. Seguidamente se discute la operación del equipo y su función dentro del sistema, para que el grupo de electrificación defina las condiciones sobre las que se deben tomar decisiones.

Interruptor de 115kv

Interruptor

Mecanismo propulsor

Motor 110 /220 a 50 o 60 HzTambor de muelle

Interruptor Limitador

Dispositivo de Bloqueo

Rodillo bloqueo de conexiónSistema de enlaceFiador auxiliarBrazo magnético

Aislador de soporte

Tornillos y arandelaViga Polar

Base Clavija

Estructura metálica

Vigas estabilizadorasVigas de elevación

Tornillos

Fundaciones

Equipo Sistemas de los componentes Partes principales de los componentesComponentes

FIG. 2: Ejemplo de separación de equipo en componentes.

Considerando los componentes que conforman el equipo, la función, los peligros que corren los mantenedores, sistemas de seguridad que poseen, entre otros, el Equipo Natural de Trabajo, valiéndose de la experiencia elaboran la hoja de decisiones respondiendo las 7 preguntas del AMEF Para analizar la mayoría de los casos no fue necesario recurrir a fallas, estas se pueden vaticinar y así desarrollar una

metodología que las prevengan. Es ideal contar con los históricos de fallas por equipo, para saber que fallas se han presentado, y cada cuánto. Debido a la reducida tasa de fallas, por ser este un sistema de reciente puesta en funcionamiento, no se contó histórico alguno sobre incidentes. Sin embargo, se pudo sustentar en el personal mantenedor y operador que ya había acumulado cierta experiencia. Una vez tomada las fallas que el Equipo Natural de Trabajo consideró, se le da respuesta a las 4 primeras preguntas que propone el AMEF, y así se obtiene la información para las columnas del AMEF (Modo de falla, Falla funcional, y efecto de la falla), y de la hoja de decisiones (Falla, Causa, Efecto e importancia), además según criterios se la asignan valores a S, O y D para cada falla registrada en el AMEF como se observa en un ejemplo representativo en la Tabla 4. Al darle respuesta a las tres últimas interrogante del AMEF, así como también al árbol lógico de decisiones, se obtienen las medidas preventivas o correctivas a aplicar, y además se define el tiempo entre intervenciones, el cual se encuentra en una de las columnas del formato diseñado para tal fin.

TABLA 4: Formato del AMEF.

Equipo Función Modo de FallaFalla

FuncionalEfecto de la

fallaControles actuales

O S D NPR Mantenimiento

Falla Total

Falla de aislamiento de las bobinas

Corto-circuito entre fase

neutro, daño del equipo

N.A. 2 7 7 98M.P.

Predictivo.

Falla ParcialMotor del TAP no

funciona

Tensiones poco estables aguas

abajo del transformador, puede dañar

equipos por alta tensión

N.A. 2 7 4 56M. C.

Paliativo.

Falla Intermitente

Sistema de control

dañado, o cableado roto.

Tensiones poco estables aguas

abajo del transformador, puede dañar

equipos por alta tensión

N.A 2 7 7 98M. C.

Paliativo.

Sobre Funcionamiento

Deterioro de la

resistencia del

cambiador de tomas

Se calienta el transformador

por las descargas que se

dan al desconectar una toma bajo carga.

N.A 4 6 6 144M. C.

Paliativo.

Falla Parcial

Deterioro de los

soportes aislados

del núcleo a la cuba

Ruido, y vibraciones en

los soportes del transformador.

M.P. ronda

4 6 4 96M.C.

Paliativo

Análisis de Modo y Efecto de Falla





transformador conexión tipo SCOTT marca

SEA ARZIGNANESE,

115Kv trifásico a

27,5Kv bifásico, con capacidad de

45MVA

Transformar la tensión de 115Kv

trifásico a 27,5 Kv bifásico

para alimentar

la catenaria

con tensión regulada a

27,5Kv

Hoja de decisiones En la hoja de decisiones se incluyó una columna que contiene herramientas y repuestos necesarios para la actividad de mantenimiento preventivo, y por avería, recordemos que se obtiene luego del AMEF y de la consulta con manuales de


ISBN: 978-980-7185-1 P-48

fabricantes de cada equipo. En los casos posibles se especifican los repuestos con su número de parte para ordenarlos al proveedor de forma rápida, segura y precisa. La idea es tener lo necesario para el buen funcionamiento del sistema, ya que al comprar de más se encarecen los costos de operación, y si se dejan fuera algunas piezas se retrasarían actividades previstas. A continuación en la tabla 5 se presenta una parte del formato diseñado por los autores.

TABLA 5: formato de hoja de decisiones del AMEF. Equipo:

Hilo de Contacto

Marca: Nexans

Modelo: Cu-ETP 107mm²

Falla Frecuencia CausaEfecto e

importancia

Medidas Preventivas y Correctivas

F.M. Per HH HHTARepuestos y herramientas

Observaciones

Perlado o punto de

chisporroteo

Cada 4 meses

Cable maltratado

Descargas entre el hilo de

contacto y el

pantógrafo

Limpieza y alineado del cable, tanto con la vía, como con los dobles que

tenga

3 meses

4 32 3200

Kit de herramientas, cepillo metálico, puesta

tierra, y locomotora

Se revisan 4 kilometro por

noche.

Ausencia de energía

Cada 6 meses

Arboles o ramas que tocan el portador

Pueden ocasionar fallas

transitorias o fundición del cable por mala

coordinación de

protecciones

Desmalezamiento y re coordinar la protecciones

6 meses

5 40 500

Locomotora, Luminarias, desmalezadora, puesta tierra,

machetes, etc.

Se revisan 4 kilometro por

noche.

Serial: No aplica

Ubicación Toda la vía Férrea

Función: Suministrar energía a la EMU

Registro Histórico de Fallas Haciendo la similitud de un equipo con un paciente se puede entender mejor la importancia que tiene el registro histórico de fallas, porque presenta una cronología breve de sucesos acontecidos a un equipo en específico, información importante para una filosofía de mantenimiento como MCC, sobre todo por la herramienta AMEF. Se pretende que sea el paso previo a la orden de trabajo, quien se adentra en las fallas, especificando detalles importante para futuros análisis de funcionamiento. El registro histórico de fallas propuesto, además de indicar qué equipo falló, describe brevemente la falla, sus causas, inicio y culminación de la misma, repuestos utilizados con su numero de fabricante, y horas hombres necesarias para subsanar el problema. Para tener una idea de cómo es el formato, en la fig. 3 se muestra una parte del mismo. Órdenes de Trabajos Se utilizan para indicar por escrito al personal mantenedor qué actividades debe llevar acabo, por tanto debe ser esquematizada y por ser escrita garantiza que no se pierda información en el camino, es decir, que se le olvide hacer una

actividad específica de mantenimiento. Otra ventaja es que contribuye a la creación de la base de datos de fallas por equipos con su reparación correspondiente. A la orden se le da apertura a partir de una inspección rutinaria o de un acontecimiento anómalo. El registro histórico de fallas, es el que inicia el procedimiento de identificación de equipo, falla, y causa. El paso siguiente es emitir la Orden de trabajo por parte del jefe de área, donde indica el equipo, ubicación, intervención a realizar, y la justificación. El personal encargado de hacer el mantenimiento es el encargado de terminar el llenado de la planilla, colocando el tipo de falla, la causa que la origino, lo que hizo, tiempo en la intervención, y repuestos utilizados.

Equipo Marca / Modelo

Ubicación Identificación

Falla Causa de Falla Fecha inicio Fecha culminación Repuestos # de parte HH

Registro historico de fallas por equipo





FIG.3. Ejemplo de registro histórico de fallas por equipo.

Finalizado el mantenimiento, la orden se cierra y el documento es archivado para ir creando un registro del tiempo invertido en reparación, recurso humano necesario, materiales y repuestos; a fin de hacer predicciones para futuras procuras. Adicionalmente, el registro da soporte para toma de decisiones sobre desincorporación o renovación de equipo por alcance de vida útil, problemas de diseño, mala calidad, etc.

IV. RESULTADOS Y RECOMENDACIONES A partir de la sistematización del plan de mantenimiento lograda con la aplicación de la metodología propuesta en este estudio, se puede contar con una serie de planes de trabajo en los que se combina la experiencia en campo del personal, la experticia de los especialistas y la combinación del esfuerzo en un trabajo colectivo. Los formatos diseñados para registrar adecuadamente la memoria de operación del sistema también son un aporte que permite el asentamiento de cada evento, cada experiencia, de modo tal que no haga falta inventar la rueda cada vez que ocurra una contingencia. Debería tomarse en cuenta la importancia de encontrar elementos complementarios al estudio que pudieran incentivar a los empleados a mantener el sistema, además de tenerlos tecnológicamente actualizados. Para ello es necesario darles


ISBN: 978-980-7185-1 P-49

una inducción sobre las técnicas de mantenimiento de equipos, como la propuesta en este trabajo, y su importancia. Una mejor intervención se puede dar cuando se logre que cada Operario conozca la Hoja de Decisiones y el Programa Anual de Mantenimiento Preventivo de su equipo. Sería conveniente también establecer indicadores de gestión de mantenimiento al día para evaluar el rendimiento desde diversos puntos de vista. Así mismo la cantidad de documentos que se pudieran generar en un futuro, como resultado del transcurrir del tiempo en operación, pudieran ser mejor trabajados utilizando los recursos tecnológicos de hoy en día, creando bases de datos y de consulta, así como estaciones de trabajo en las que los operadores registren sus actividades.

V. CONCLUSIONES • Gracias al modelo de mantenimiento desarrollado en este

trabajo se estandarizan las actividades regulares de mantenimiento aplicables a los equipos bajo la supervisión de la Unidad de Electrificación. Además con esta información se podrá iniciar el trabajo de mantenimiento para el año 2010 basado en la prevención y contención de las posibles fallas generadas en los distintos equipos.

• A pesar de no disponer de registros históricos de los equipos, se generaron los AMEF de los equipos gracias a la colaboración de personas clave del instituto, quienes dieron la información necesaria.

• Una vez registrados los tiempos de ejecución de las medidas preventivas y correctivas de mantenimiento, se logra tener una referencia para medir y comparar la eficiencia de la organización del personal de la Unidad de Electrificación.

• El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC) es una metodología sencilla, de la cual se obtienen resultados positivos sin tener que incurrir en grandes inversiones, ya que su implementación se basa en compartir la experiencia y el conocimiento del personal laboral. Otra de las ventajas son sus herramientas principales, el Análisis de Modo y Efecto de Falla (AMEF), y el Árbol Lógico de decisiones que ayuda a la generación de planes de mantenimiento, tomando en cuenta la criticidad de las fallas y sus efectos sobre los operarios, el medio ambiente y la producción en este orden de prioridad.

• Esta estudio resalta la importancia que debe tener el seguimiento de las actividades de mantenimiento, porque se entiende que la mejor información que se pueda tener para definir la estrategia preventiva de algún equipo, aparte de la información que provean los mantenedores y sus operarios, es la combinación de su Historial de Fallas y de las Órdenes de Trabajo que se hayan emitido. De este modo se constituye la historia de cada equipo.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Covenin, “Norma Covenin 3049-93: Mantenimiento. Definiciones”,

Venezuela, pp. 01-17 (1993). [2] Bernardo, José. 2001, “Haciendo que el RCM trabaje para su

Empresa”, disponible en: http://www.confiabilidad.net/art_05/RCM/rcm_14.pdf (consultada el 18 de agosto del 2009).

[3] Hernández, Eugenio. 2001, “Controlando y Evaluando la Gestión de Mantenimiento”, Club de Mantenimiento, disponible en: www.mantenimientomundial.com/sites/mmnew/bib/notas/Cm17.pdf (consultada el 19 de agosto del 2009).

[4] Gotera, Rafael, 2003, “Que es lo Último que Hemos Aplicado en Mantenimiento”, disponible en: www.monografias.com/trabajos13/mante/mante.shtml (consultada el 22 de julio del 2009).

[5] Moubray, John, 2002, “El Camino hacia el RCM – Mantenimiento Centrado en Confiabilidad”, disponible en: www.confiabilidad.net/art_05/RCM/rcm_3.pdf (consultada el 22 de julio del 2009).

[6] National Aeronautics and Space Administration, 2000, “Reliability Centred Maintance Guide for Facilities and Collateral Equipment”, disponible en: www.hq.nasa.gov/office/codej/codejx/Assets/Docs/RCMGuideMar2000.pdf (consultada el 25 de Julio del 2009).


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—El presente trabajo viene a determinar la factibilidad económica – financiera de un parque de generación eólica en la isla de Margarita. Este trabajo abarcó la descripción técnica del parque eólico, análisis financiero, de sensibilidad y riesgo. Se diseñó la estructura de financiamiento del parque eólico basado en un esquema de Project Finance. En la descripción técnica del parque eólico destaca el máximo grado de penetración eólica en el sistema eléctrico de la isla, lo cual permite calcular el dimensionamiento del parque, el costo total del proyecto y los ingresos que generará el proyecto en base a la energía generada por el mismo. En los resultados del análisis del caso base de estudio, el proyecto lograría una tasa interna de retorno de capital de 17 % y un período de repago de la inversión de ocho años. Esto indica claramente la factibilidad del proyecto desde el punto de vista económico.

Palabras claves: parque eólico, penetración eólica, project finance.

I. INTRODUCCIÓN El aprovechamiento del recurso eólico (viento) viene siendo

utilizado desde hace mucho tiempo; sin embargo, son las modalidades y la tecnología las que se han ido modificando hasta nuestros días [1]. El objetivo es aprovechar el recurso energético que la naturaleza ofrece de forma completamente gratuita y que, en determinadas circunstancias, puede alcanzar niveles que hacen interesante su aprovechamiento.

En la actualidad la energía eólica es una de las fuentes energéticas renovables que ha reportado un mayor crecimiento tecnológico [2], trayendo como consecuencia una importante reducción de costos de instalación, que la convierten en una candidata más dentro de la matriz energética de cualquier país.

Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA) en los últimos años ha venido impulsando estudios de emplazamientos eólicos en distintas zonas del país que presentan un amplio potencial eólico. Una de estas zonas es la isla de Margarita


EDELCA. T.J.G.R., está con EDELCA, División de Planificación de Sistemas

Eléctricos, Departamento de Planificación de Transmisión, Chuao, Estado Miranda, Venezuela, Tlf. +58-212-9502031 / 2975, Fax: +58-212-9502842, E-mail: [email protected]

J.J.R.S., está con EDELCA, División de Planificación de Sistemas Eléctricos, Departamento de Planificación de Generación, Chuao, Estado Miranda, Venezuela, Tlf. +58-212-9502190, Fax: +58-212-9502842, E-mail: [email protected]

ubicada en el mar Caribe, junto a las islas de Coche y Cubagua, constituyen el único estado insular de Venezuela.

De acuerdo con los datos eólicos de la entidad estatal, extraídos del “Inventario Eólico Nacional”, producido por el Ministerio de Energía y Minas en el año 1.981, se obtiene que la velocidad del viento promedio anual es de unos 6,24 m/s, medidos en las cercanías del aeropuerto Internacional del Caribe Santiago Mariño. Esta velocidad promedio anual corresponde con un viento de excelentes condiciones para el aprovechamiento energético.

El trabajo desarrollado abarca la descripción técnica del parque eólico La Elvira, que contempla el máximo grado de penetración eólica en el sistema eléctrico de la isla, con el fin de determinar la energía neta promedio anual generada por el parque, la inversión requerida para el proyecto así como los costos anuales para la operación del emplazamiento eólico.

La energía generada por el parque y los costos serán de vital importancia en el análisis financiero del parque, ya que se podrá definir el grado de financiamiento que requerirá el proyecto y su dependencia de las variables financieras.

Adicionalmente, se determinaron las fuentes de ingreso del proyecto y finalmente se diseñó un esquema de financiamiento acorde a las características del mismo.

II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Debido a su ubicación geográfica Venezuela cuenta con un

amplio potencial eólico, en especial en la isla de Margarita. Tal potencial no ha sido aprovechado hasta el presente y han sido muy poco los esfuerzos de organismos públicos o privados para contar con un inventario actualizado de dicho recurso, que permita establecer directrices o políticas de desarrollo bien sustentadas. Sin embargo, en los años recientes el gobierno central y algunas empresas del sector energético han mostrado curiosidad e interés en estudiar la viabilidad del aprovechamiento de este potencial con fines energéticos.

EDELCA ha sido promotora de diversos estudios de emplazamientos eólicos en distintas zonas del país que presentan un amplio potencial eólico. Unas de estas zonas es la isla de Margarita, en donde se han hecho los estudios técnicos que abarcan el diseño del sistema eléctrico del parque eólico en la isla así como su impacto en el sistema eléctrico receptor.

El presente trabajo viene a complementar los análisis

Factibilidad Económica-Financiera de un Parque de Generación Eólica en la Isla de

Margarita Tulio J. García Richani, Juan José Ríos Sánchez


ISBN: 978-980-7185-1 P-51

técnicos realizados en el caso de estudio “Parque Eólico La Elvira”, con los análisis económicos – financieros correspondientes para determinar la factibilidad del proyecto, así como determinar los posibles apalancamientos del mismo a consecuencia de la generación de ingresos por la venta de diesel evitado y el planteamiento de una estructura de financiamiento.

III. METODOLOGÍA

A. Herramienta de cálculo Para los cálculos de las variables de rentabilidad del

proyecto, así como la determinación del flujo de caja y los análisis de sensibilidad y de riesgo se utilizó el software RETScreen Versión 4, el cual se ejecuta como una herramienta de Microsoft Excel. Esta herramienta tiene capacidades que han sido desarrolladas para realizar simulaciones de proyectos de energía renovables y cogeneración de energía eléctrica.

B. Métodos de valoración económica Para la valoración económica del proyecto se utilizaron los

flujos de caja netos anuales proyectados durante los 25 años de vida útil del proyecto antes y después de impuestos.

Estos representan un estimado de la suma de efectivo que será pagado o recibido cada año durante toda la vida del proyecto.

El modelo económico, utilizado por el RETScreen para el análisis de rentabilidad del proyecto, permite la valoración del mismo a través de indicadores financieros como lo son el Valor Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR), pay-back, radio de cobertura de deuda y relación beneficio costo, utilizando los flujos de caja anuales del proyecto y un método de depreciación en línea recta.

C. Análisis de sensibilidad Para los análisis de sensibilidad del proyecto se consideró el

impacto que tiene sobre el VPN las variaciones de los ingresos del proyecto versus las variaciones de los costos iniciales, los costos de operación y mantenimiento, porcentaje de deuda, tasa de interés de la deuda y duración de la deuda. Adicionalmente, se realizaron sensibilidades variando dos de las fuentes de ingreso del proyecto. Todos los análisis de sensibilidad se realizaron con una variación del ± 25% del valor inicial.

El modelo utilizado por el RETScreen para los análisis de sensibilidad no considera la variación de la energía generada por el parque eólico, por lo que se realizó un caso adicional con una generación inferior en un 13 % al valor de energía esperado.

D. Análisis de riesgo Para el análisis de riesgo se consideraron las variables

financieras más importantes del proyecto y su impacto en el VPN del mismo.

El modelo utilizado por el RETScreen para el análisis de

riesgo es ejecutado usando simulaciones de Monte Carlo que incluye 500 posibles combinaciones de las variables de entrada (variables financieras del proyecto) resultando en 500 valores del indicador financiero seleccionado, que en este caso son el VPN y el TIR del proyecto.

Con este análisis de riesgo se puede conocer si la variabilidad del indicador financiero es aceptable, o no, observando la distribución de las posibles salidas. Una variación inaceptable del indicador conllevará a la necesidad de poner más esfuerzo en reducir la incertidumbre asociada a los parámetros de entrada identificados como causantes de grandes variaciones en el indicador financiero.

Es de hacer notar que en este análisis de riesgo se consideró que la variación típica de los parámetros de análisis es del 30% ya que se considera adecuado este rango para una etapa de conceptualización.

IV. DIMENSIONAMIENTO DEL PARQUE EÓLICO En esta sección se describen los resultados y análisis de los

estudios técnicos realizados para el diseño conceptual del parque eólico La Elvira, desde la ubicación geográfica seleccionada para la ubicación del parque, la selección del aerogenerador y el dimensionamiento del parque.

A través del dimensionamiento del parque eólico se obtendrá la energía promedio a ser generada por el parque, la cual será tomada como premisa para la evaluación económica – financiera del emplazamiento eólico La Elvira y son datos requeridos por el modelo económico del software utilizado para la realización de las simulaciones de flujo de caja, análisis de sensibilidad y riesgo.

A. Localización Geográfica El sistema eléctrico de la Isla de Margarita presenta unas

excelentes condiciones de aprovechamiento del recurso eólico, un sistema eléctrico consolidado, unidades de generación basadas en combustión interna y vapor, una marcada diferencia temporal y estacional entre el pico de demanda y la carga base y por último cuenta con una interconexión débil con tierra firme. Adicionalmente, la isla tiene una situación privilegiada, ya que se encuentra fuera de la ruta de huracanes. Estas características convierten al sistema eléctrico insular en un candidato excelente para la instalación de un emplazamiento eólico.

En los análisis técnicos se concluye que la localización óptima para la instalación del parque eólico La Elvira corresponde con Los Algodones [3]. Los resultados se pueden apreciar en la Tabla 1.

B. Máxima penetración considerada en el parque La generación eléctrica de origen eólico es un tipo de

generación con gran incertidumbre y alta aleatoriedad en cuanto a la disponibilidad del recurso primario. El problema de una fuente de potencia aleatoria de considerable magnitud con respecto al resto de las fuentes predecibles y controlables se puede enfocar en al menos tres aspectos, los cuales son:


ISBN: 978-980-7185-1 P-52

previsión de reserva rodante, calidad de potencia y la afectación sobre equipos mayores [4].

TABLA 1 RESULTADO DE LA EVALUACIÓN DE LA LOCALIZACIÓN

Emplazamiento Lugar Resultado de Evaluación

5 Los Algodones 4,70

3 La Isleta 4,44

2 Guacuco 3,96

7 La Pared 3,90

1 El Tirano 3,67

4 Juan Griego 3,47

6 El Saco 3,45

En consecuencia, la premisa de diseño del parque eólico debe asegurar que la penetración de generación eólica sea tal que ante un cambio en las condiciones de viento la actuación de los mecanismos de control automático carga – frecuencia no supongan riesgo para las unidades de vapor operativas [5]. Ello supone que no se permitirá que las turbinas alcancen los límites de operación fuera de la frecuencia nominal, pues aún cuando la turbina pueda ser protegida con las actuaciones de las protecciones adecuadas, el disparo de la unidad de generación agravaría las condiciones del balance demanda – generación con el consecuente riesgo de pérdida total del suministro eléctrico en el sistema insular.

Las turbinas de vapor son de vital importancia en el impacto que pueda tener el parque eólico sobre el sistema de potencia, ya que el principal riesgo de la operación fuera de rango de frecuencia de las turbinas de vapor es la posibilidad de presentarse vibraciones resonantes en los alabes de la turbina de baja presión. Estas vibraciones pueden originar esfuerzos mecánicos sobre el eje de la turbina deteriorando la vida útil de la misma [6].

Por las razones mencionadas anteriormente los análisis técnicos para la conceptualización del parque se enfocaron en identificar las variaciones de frecuencia que se presentarán en el sistema para distintas condiciones de penetración eólica. Estos estudios concluyen que para permitir un máximo de importación de energía desde tierra firme la máxima penetración eólica de la Isla de Margarita debería ubicarse entre el 14% y el 22%. Dado que la condición de demanda establecida para los análisis técnicos corresponde con la estimación de demanda mínima para el año 2010 (150 MW), el parque eólico se diseñó para una capacidad de 22 MW, correspondiente a una penetración del orden del 15%.

C. Selección del tipo de aerogenerador En los análisis técnicos realizados al parque eólico La

Elvira se evaluaron aerogeneradores de los mayores fabricantes a nivel mundial. Estos fabricantes son GAMESA, VESTAS y ELECTROTECNIA. A partir de los mismos fueron preseleccionados los generadores con capacidades

comprendidas entre los 500 kW y los 3.000 kW para la evaluación.

En los análisis previos se seleccionó como criterio de selección del tipo de aerogenerador la minimización del costo de la energía producible (milésimas de US$ / kWh) por el parque eólico, dichos análisis se realizaron con el programa RETScreen, introduciendo las características de cada uno de los aerogeneradores analizados. En este sentido, el aerogenerador a utilizar en el parque eólico La Elvira será el GAMESA V52 – 850 kW, cuyo costo de generación esperado está en el orden de las 110,2 milésimas de US$/kWh. El parque eólico de La Elvira estará conformado por 26 aerogeneradores GAMESA V52 – 850 kW, para una capacidad total instalada de 22.100 kW.

V. PREMISAS UTILIZADAS EN EL ESTUDIO

A. Estimación de costos iniciales y de operación y mantenimiento (O&M). La inversión requerida por el proyecto se estima en

53.299.850,86 US$ discriminados según se muestra en la Tabla 2.

TABLA 2: COSTOS INICIALES DEL PARQUE EÓLICO

CONCEPTO US$ % sobre la inversión total

Estudio de Factibilidad $945.463,35 1,77%Desarrollo $2.836.390,06 5,32%Ingeniería $1.890.926,71 3,55%

Aerogeneradores $35.540.750,33 66,68%Partes de Repuesto $1.066.222,51 2,00%

Transporte $858.000,00 1,61%Balance de Planta $6.145.511,81 11,53%

Contingencias (Misceláneos) $2.464.163,24 4,62%Intereses durante la construcción

(misceláneos) $1.552.422,84 2,91%

$53.299.850,86 100,00% B. Estimación de la energía producida por el parque eólico. Para la estimación de la energía producida por el

emplazamiento eólico se consideraron las pérdidas técnicas atendiendo al tipo de aerogenerador seleccionado (Gamesa G52 – 850 kW), pérdidas producidas por el sistema de distribución asociado el parque eólico y a la disposición seleccionada para los aerogeneradores.

Con el tipo de aerogenerador seleccionado y con una velocidad del viento promedio de 6,24 m/s, se estima una generación equivalente anual de energía de unos 63 GWh.

C. Estimación de ingresos producidos por el emplazamiento eólico. Los ingresos previstos para el proyecto son los siguientes: Ingresos por Ventas de Energía: producto de las ventas de

energía (63 GWh/año durante 25 años) a la distribuidora de electricidad local Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA). Para el análisis financiero se asumió que el precio de venta no excede el precio de la energía importada de


ISBN: 978-980-7185-1 P-53

tierra firme, a fin de no impactar a la distribuidora local. Este límite se fija en 20 US$/kWh, con lo cual se obtendrán ingresos por el orden de los 1,26 millones de US$/año aproximadamente.

Ingresos por venta de Certificados de Emisiones Reducidas (CERs): producto de contar con mecanismos financieros que gracias a la ratificación del Protocolo de Kyoto permiten a proyectos no contaminantes recibir ingresos por evitar emisiones, el proyecto La Elvira podría recibir Certificados de Emisiones Reducidas (CERs), que son papeles intercambiables por dinero en mercados internacionales [7]. En la actualidad estos papeles tienen un valor de mercado de 27 US$ por tonelada de CO2, y dado que el proyecto podría evitar la emisión de 60.072 toneladas de CO2 equivalente al año, se podrán obtener 1.621.944 US$/año. Estos ingresos podrían aumentar en el futuro, de mantenerse el Protocolo de Kyoto como medida de obligatorio cumplimiento.

Ingreso por ahorro en el consumo local de diesel: se estima que el proyecto podrá evitar el consumo de aproximadamente 21 millones de litros anuales de diesel en la Isla. La energía del parque eólico corresponde con un volumen de diesel de bajo contenido de azufre que se dejaría de consumir en el sistema eléctrico de la isla y que PDVSA podría vender a precios internacionales. Esto permitirá desplazar la venta del combustible a los mercados de exportación, generando ingresos por la diferencia de precio existente entre el precio FOB de exportación (0,901 US$/lt) y el precio del diesel en la Isla (0,02 US$/lt). Se estima que el proyecto podría recibir una porción del ingreso adicional que generará este consumo evitado. De asumir un 50% de este ingreso como cuota atribuible al proyecto, ello podría permitir ingresos de aproximadamente 9,3 millones de US$ anuales, de acuerdo al cálculo que se presenta en la Tabla 3.

TABLA 3: CÁLCULO DEL PRECIO FOB DEL DIESEL.

1,14 $/lt10%

11%

1,50 US$/€2,15 BsF/US$

1,93629 BsF/lt0,9006 US$/lt18,00 €/ton

27,00 US$/ton0,0%

0,0%

Tasa de cambio BsF/US$Precio del diesel FOB en BsF.

Precio de los CERS***

Precio del diesel FOB en US$

Tasa de escalamiento del precio del diesel

Precio de venta del diesel (USA)*Costo de transporte en funcion del precio de

% de impuesto en el precio de venta del diese

Tasa de cambio Euro/dólar**

Tasa de escalamiento de los CERs

* http://www.eia.doe.gov ** http://finance.yahoo.com *** http://www.tfsgreen.com Para el cálculo del ingreso extraordinario producto del

diesel sustituido por el parque eólico La Elvira se consideró la energía neta generable por el parque (63 GWh/año), una eficiencia de 30 % para una turbina a gas utilizando diesel (característica principal de la planta Luisa Cáceres), lo que

resulta en un volumen anual de diesel disponible para exportación de 21.173.976 litros que representan 9.298.280,81 US$ anuales, siempre y cuando se tenga un 50 % de participación en el ahorro de diesel y se mantengan los precios indicados en la Tabla 3. En la Tabla 4 se puede apreciar la valoración del diesel desviado del consumo interno.

TABLA 4: VALORACIÓN DEL DIESEL DESVIADO DEL CONSUMO INTERNO. Energia Neta Generable 63 GWh/año

1 kWh = 3600 kJ 226.773.284.896,42 kJ/año36000 kJ/lt 6.352.192,85 lt/año

Eficiencia de una turbina a gas utilizando diesel

Consumo 21.173.976,18 lt/añoPrecio del Diesel Nacional 0,048 BsF/lt

Costo a precio nacional 1.016.350,86 BsF/añoPrecio Diesel Internacional 1,93629 BsF/lt

Costo a precio internacional 40.998.958,34 BsF/año39.982.607,48 BsF/año

18.596.562 US$/año% de Participacion en el Ahorro de

Consumo de Diesel

9.298.280,81 US$/año

0,148 US$/kWh

Ingreso Extraordinario asignable al proyecto

30,0%

50%

Diferencial

D. Variables financieras y rentabilidad del proyecto. Las variables financieras y de rentabilidad utilizadas para

evaluar la rentabilidad del proyecto fueron consideradas en el modelo económico del RETSreen para la simulación de los flujos de caja que genera el parque eólico La Elvira durante el periodo de estudio. Estas variables se pueden apreciar en las Tablas 5 y 6.

TABLA 5: VARIABLES DE FINANCIAMIENTO.

% de Fondos Propios 30%% de deuda 70%

Plazo para el pago de la deuda del proyecto 8 añosTasa de Interés (Préstamo) 4,50%

Período de Depreciación 15 años

Variables de F inanciamiento

TABLA 6: VARIABLES DE RENDIMIENTO

Rendimiento de Fondos Propios 12,00%Tasa de Actualización * 4,80%

Tarifa 0,0200 US$/kWhTasa de Variacion Interanual de la Tarifa 0,00%

% de P articipac ión en el Ahorro de Consumo de Diesel 50%

CERs 27,00 US$/tonTasa Variación Interanual CERs 0,00%

Impuestos 34,00%Vida Útil 25 anos

Inflación ** 4,00%

Variables de Rendimiento

* http://www.ecb.int/stats/keyind/html/sdds.en.html#financial ** http://www.tradingeconomics.com/Economics

Para la tasa de actualización del proyecto se utilizó como referencia la tasa de interés que dan los bonos a 10 años de la comunidad europea. Como tasa de inflación se consideró la inflación promedio en la comunidad europea para el mes de agosto del año 2008.

VI. RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS

A. Análisis financiero Como criterio de aceptación de viabilidad del parque eólico

se utilizó el criterio de maximización de la tasa interna de


ISBN: 978-980-7185-1 P-54

$

39.974.911 46.637.397 53.299.882 59.962.367 66.624.852

$ -25% -13% 0% 13% 25%

6.974.200 -25% 24.596.658 19.371.213 14.145.769 8.920.324 3.694.880

8.136.567 -13% 35.629.102 30.403.657 25.178.213 19.952.768 14.727.324

9.298.933 0% 46.661.546 41.436.101 36.210.657 30.985.212 25.759.768

10.461.300 13% 57.693.989 52.468.545 47.243.101 42.017.656 36.792.212

11.623.667 25% 68.726.433 63.500.989 58.275.544 53.050.100 47.824.656

Costos iniciales

Otros ingresos (costo)

$

39.974.911 46.637.397 53.299.882 59.962.367 66.624.852

$ -25% -13% 0% 13% 25%

6.974.200 -25% 16,5% 12,6% 9,7% 7,5% 5,8%

8.136.567 -13% 21,7% 16,8% 13,4% 10,8% 8,7%

9.298.933 0% 27,1% 21,2% 17,0% 13,9% 11,6%

10.461.300 13% 32,7% 25,7% 20,8% 17,2% 14,4%

11.623.667 25% 38,6% 30,4% 24,6% 20,5% 17,3%

Costos iniciales


Valor Actual Neto $36.210.656,62

Inversión del Proyecto $53.299.882

Fondos Propios $15.989.965

Fondos Ajenos $37.309.917

Relación Beneficio - Costo 3,26

Tasa Interna de Retorno de capital 17,01%

Ingreso Anual Diesel Evitado $9.298.933

Radio de Cobertura de la Deuda 1,61

Repago de capital 9 Años

Resultados E conómicos ‐ F inanc ieros

Valor Actual Neto $21.294.307,49

Inversión del Proyecto $53.299.882

Fondos Propios $15.989.965

Fondos Ajenos $37.309.917

Relación Beneficio - Costo 2,33

Tasa Interna de Retorno de capital 12,07%

Ingreso Anual Diesel Evitado $8.089.522

Radio de Cobertura de la Deuda 1,27

Repago de capital 10 Años


retorno del capital (después de impuesto) del proyecto, sujeto a las siguientes condiciones: • Participación en el ahorro de consumo del diesel ≤ 50 %. • Valor presente neto de los flujos descontados ≥ 0 • Rendimiento de capital = 12 %

Con estas condición de maximización, se asume que el

resultado financiero del proyecto es aceptable asumiendo que el parque produce una energía promedio anual de 63 GWh. Los resultados económicos de la simulación, utilizando las premisas definidas en los párrafos anteriores, se muestran en la Tabla 7.

TABLA 7: RESULTADOS DE LA VALORACIÓN ECONÓMICA DEL CASO BASE

Con la condición de maximización sujeto a las restricciones indicadas, se asume que el resultado financiero del proyecto, bajo un escenario de generación de 54,8 GWh/año, es aceptable. Los resultados económicos de la simulación, utilizando las premisas definidas en los párrafos anteriores, se muestran en la Tabla 8.

TABLA 8: RESULTADOS DE LA VALORACIÓN ECONÓMICA DEL CASO Nº 2.

B. Análisis de sensibilidad Para el caso con una generación anual de 63 GWh se

realizaron los análisis de sensibilidad indicados en la Tabla 1. Con la finalidad de simplificar y resumir la presentación de los resultados, sólo se presentará el análisis de sensibilidad que muestra los resultados más pesimistas para el proyecto.

Ingresos por ahorro de diesel vs. Costos iniciales: De acuerdo a la tendencia observada en las Tablas 9 y 10 se puede afirmar que el máximo margen de error permitido a la hora de estimar los costos iniciales no debería ser mayor del +20%, con un porcentaje de participación en el ahorro de diesel del 50 %, ya que de incurrir en un error mayor el proyecto dejaría de ser viable. En los casos extremos del análisis de sensibilidad efectuado puede observarse que para que el proyecto sea viable económicamente debe cumplirse: • Si los costos iniciales del proyecto ascienden a los 66,6

MMUS$ el porcentaje de participación en el ahorro de diesel debería se mayor al 60 % para asegurar la viabilidad del proyecto.

• Si se obtiene una participación del 25 % en el ahorro de diesel, los costos iniciales deberían ser 13 % menores a los estimados para el caso base, ya que de ser mayores a 46,6 MMUS$ el proyecto tendría un TIR de capital menor al 12 %, por lo que no se garantiza su viabilidad.

• Con una participación del 60 % en el ahorro de diesel, se puede aceptar un margen de error del +25 % en la estimación de los costos iniciales del proyecto para garantizar su viabilidad. TABLA 9: SENSIBILIDAD DEL VPN ANTE CAMBIOS EN LOS INGRESOS POR

AHORRO DE DIESEL VS. COSTOS INICIALES (CASO BASE)

TABLA 10: SENSIBILIDAD DEL TIR DEL CAPITAL ANTE CAMBIOS EN LOS INGRESOS POR AHORRO DE DIESEL VS. COSTOS INICIALES.

Para el caso con una generación anual de 54,8 GWh se

realizaron los análisis de sensibilidad. Por las razones explicadas anteriormente, solo se presentará el análisis de sensibilidad que muestra los resultados más pesimistas para el proyecto.

Ingresos por ahorro de diesel vs. Costos iniciales: De acuerdo a la tendencia observada en las Tablas 11 y 12 se demuestra que un incremento del 13 % en los costos iniciales del proyecto manteniendo una generación neta anual de 54,8 GWh y una participación en el ahorro de diesel del 50 %, conllevaría a que el TIR de capital del proyecto sea inferior al 12 %, por lo que no sería viable. En los casos extremos del


ISBN: 978-980-7185-1 P-55

$

39.974.911 46.637.397 53.299.882 59.962.367 66.624.852

$ -25% -13% 0% 13% 25%

6.067.142 -25% 12.550.049 7.324.604 2.099.160 -3.126.285 -8.351.729

7.078.332 -13% 22.147.623 16.922.178 11.696.734 6.471.289 1.245.845

8.089.522 0% 31.745.196 26.519.752 21.294.307 16.068.863 10.843.419

9.100.712 13% 41.342.770 36.117.326 30.891.881 25.666.437 20.440.992

10.111.903 25% 50.940.344 45.714.900 40.489.455 35.264.011 30.038.566

Costos iniciales


$

39.974.911 46.637.397 53.299.882 59.962.367 66.624.852

$ -25% -13% 0% 13% 25%

6.067.142 -25% 11,0% 7,9% 5,6% 3,8% 2,3%

7.078.332 -13% 15,4% 11,6% 8,9% 6,8% 5,1%

8.089.522 0% 19,9% 15,3% 12,1% 9,6% 7,7%

9.100.712 13% 24,5% 19,0% 15,2% 12,4% 10,2%

10.111.903 25% 29,2% 22,9% 18,4% 15,2% 12,7%

Costos iniciales


análisis de sensibilidad efectuado puede observarse que para que el proyecto sea viable económicamente debe cumplirse: • Si los costos iniciales del proyecto se incrementan en una

13 % y se tiene una participación del 25 % en el ahorro de diesel el proyecto pasaría a tener un VPN negativo.

• Con una participación del 75 % en el ahorro de diesel, se puede aceptar un margen de error del +25 % en la estimación de los costos iniciales del proyecto para garantizar un TIR de capital mayor al 12 %.

TABLA 11: SENSIBILIDAD DEL VPN ANTE CAMBIOS EN LOS INGRESOS POR

AHORRO DE DIESEL VS. COSTOS INICIALES.

TABLA 12: SENSIBILIDAD DEL TIR DEL CAPITAL ANTE CAMBIOS EN LOS INGRESOS POR AHORRO DE DIESEL VS. COSTOS INICIALES.

C. Análisis de riesgo Esta evaluación tiene como objetivo identificar el grado de

confiabilidad de la inversión, medido como la certeza (probabilística) de obtener un rango determinado del TIR de capital ante variaciones en las variables de sensibilidad mostradas en la tabla en referencia.

Los resultados de la evaluación de riesgo para el caso base (63 GWh) se muestra en la Figura 1.

El histograma de la figura 1 muestra la distribución de los posibles valores del indicador financiero (TIR) que resultan de la simulación de Monte Carlo. La altura de cada barra representa la frecuencia (%) de valores que caen en el rango definido por el ancho de cada barra. El valor correspondiente a la mitad de cada rango es graficado en el eje X.

El nivel de riesgo asumido en el análisis fue del 25 %. Este valor es utilizado para establecer un intervalo de confianza dentro del cual se espera que caiga el indicador financiero. El nivel de riesgo representa la probabilidad que tiene el indicador financiero de caer fuera del intervalo de confianza.

El modelo calcula el mínimo del intervalo de confianza como el percentil de la distribución del indicador financiero (TIR) que corresponde a la mitad del nivel de riesgo asumido (12,5 %). De igual manera se calcula el máximo del intervalo de confianza.

FIG. 1. DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIA DEL TIR OBTENIDO DEL ANÁLISIS DE RIESGO (CASO BASE).

De acuerdo con los resultados de la evaluación de riesgo

que se muestran en la figura 1, puede concluirse que el proyecto del Parque Eólico La Elvira tiene un intervalo de confianza del 87,5 % de obtener un TIR de capital por debajo de 23,4 % y un 12,5 % que dicho valor sea inferior a 13 %.

Los resultados de la evaluación de riesgo para el caso 2 (54 GWh) se muestra en la Figura 2.

FIG. 2. DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIA DEL TIR OBTENIDO DEL ANÁLISIS DE RIESGO (CASO 2).

De acuerdo con los resultados de la evaluación de riesgo

que se muestran en la Figura 2, puede concluirse que el proyecto del Parque Eólico La Elvira con una generación de 54,8 GWh/año tiene un intervalo de confianza del 87,5 % de obtener un TIR de capital por debajo de 17,3 % y un 12,5 % que dicho valor sea inferior a 8,6 %. Adicionalmente, la mediana del proyecto es de 12,8 %.

VII. COMPARACIÓN CON UN PARQUE TÉRMICO

A. Estimación de los costos iniciales y de O&M de un parque térmico Las características del parque de generación térmico


ISBN: 978-980-7185-1 P-56

Número de Turbinas 1 Capacidad de la turbina 8.460 kw

Factor de PlantaHoras de utilización al año 7.446 h/año

Energia Neta Generable 63 GWh/año1 kWh = 3600 kJ 226.773.284.896,42 kJ/año

36000 kJ/lt 6.352.192,85 lt/añoEficiencia de una turbina a gas

utilizando dieselConsumo de diesel 21.173.976,18 lt/año

100%

30,0%

C ONC EPTO US $% s obre la invers ión

totalTurbina instalada $3.299.400,00 89,82%

P artes de R epuesto $98.982,00 2,69%Trans porte $100.000,00 2,72%

C ontingenc ias (Misceláneos) $174.919,10 4,76%

$3.673.301,10 100,00%

Precio del Diesel Nacional 0,022 $/ltCosto a precio nacional 472.721,33 $/año

Costo anual de operación y mantenimiento 164.970,00 $/añoContingencias (15% del O&M) 24.745,50 $/año

Total 662.436,83 $/añoCosto periódico asociado al overhoul de la

turbina 989.820,00 $/cada 10 años

Proyec to Térmico Proyec to E ólico

Valor Actual Neto $370.830,81 $36.210.656,62

Inversión del Proyecto $3.673.301 $53.299.882

Fondos Propios $1.101.990 $15.989.965

Fondos Ajenos $2.571.311 $37.309.917

Relación Beneficio - Costo 1,34 3,26

Tasa Interna de Retorno de capital ------ ------

Ingresos totales anuales $1.259.863 $12.180.087

Radio de Cobertura de la Deuda 1,43 1,61

Repago de capital 9 Años 9 Años


equivalente al parque eólico analizado se describe en la Tabla 13.

TABLA 13: CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL PARQUE DE GENERACIÓN

TÉRMICO

Para la estimación de la inversión inicial del parque térmico

se utilizaron los datos de la tabla 14.

TABLA 14: COSTOS INICIALES DEL PARQUE DE GENERACIÓN TÉRMICO

Para la estimación de los costos anuales y periódicos

originados por la operación del parque térmico, se utilizaron las premisas que aparecen en la Tabla 15.

TABLA 15: COSTOS ANUALES DE O&M

B. Comparación de la valoración económica del parque térmico con el parque eólico En la Tabla 16 se exponen los resultados asociados a la

rentabilidad de los parques eólicos y térmicos desarrollados en las secciones anteriores.

TABLA 16: COMPARACIÓN DE LA VALORACIÓN ECONÓMICA

Si bien la inversión inicial del parque eólico es casi 15

veces mayor a la inversión inicial de un parque térmico, el

primero puede generar ingresos totales anuales 10 veces superiores al del proyecto térmico. Por esta razón el proyecto del parque eólico presenta un repago de capital igual al del parque térmico y un radio de cobertura de la deuda mayor que el de su competidor, lo que demuestra la liquidez del proyecto para cumplir con sus compromisos de endeudamiento además de la rentabilidad del mismo.

VIII. ESQUEMA DE FINANCIAMIENTO DEL PARQUE EÓLICO

El esquema de financiamiento para el parque eólico La Elvira se ha planteado desde la perspectiva de aprovechamiento de las condiciones favorables de la Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación (CESCE) para la exportación de equipos fabricados en España [8]. Así pues se planteó que el fabricante de los equipos, GAMESA, procedería con los trámites para la obtención de una garantía emitida por la CESCE, para que un banco comercial apruebe el contrato para el préstamo.

El proyecto ofrecería garantías de pago en divisas provenientes de los ingresos por la venta en el exterior del diesel desplazado por la generación eólica, para el caso del préstamo de las agencias de exportación y este pago podría realizarse directamente con cargo a una cuenta off-shore por parte de la estatal petrolera PDVSA durante el plazo del préstamo. El diagrama con los flujos de los fondos generados por el proyecto debidos a los ingresos por venta de diesel evitado se aprecian en la Figura 3.

PDVSA

21,17 MM lt/anode diesel ahorradosUS$ 14,66 millones/añoParticipacion en Ahorro de Diesel 50%

7,33 millones/año

CuentaAhorros Diesel

Servicio DeudaUS$ 5,65 millones/año

Parque Eólico La Elvira22 MW

US$ 53,3 millones85% componente importado

BCE

GAMESA Fabricante

Banco comercialBBVA

Prestamo:US$ 37 millones

US$ 1,68 millones/año en los

primeros 8 añosy 7,33 millones/año

el resto

PromotoresParque Eólico

La Elvira

9,30

3,65

9,30

9,30

Compañía española de Seguros de

Crédito a la exp.CESCE

PDVSA


7,33 millones/año





BCE

GAMESA Fabricante

Banco comercialBBVA




el resto


La Elvira

9,30

3,65

9,30

9,30PDVSA


7,33 millones/año





BCE

GAMESA Fabricante

Banco comercialBBVA




el resto


La Elvira

9,30

3,65

9,30

9,30

Compañía española de Seguros de

Crédito a la exp.CESCE

FIG. 3: ESQUEMA DE PROJECT FINANCE RECOMENDADO PARA EL PROYECTO.

IX. CONCLUSIONES Desde el punto de vista económico el parque eólico es la

opción más rentable por presentar el mayor valor presente neto y por ser el TIR de los flujos de caja incrementales mayor a la tasa de descuento.

El parque eólico de La Elvira estará conformado por 26 aerogeneradores GAMESA G52 – 850 kW, para una capacidad total instalada de 22.100 kW, con una generación equivalente anual de energía de unos 63 GWh.

La inversión estimada para el parque eólico La Elvira es de 53,3 Millones de US$, estimándose los gastos anuales por


ISBN: 978-980-7185-1 P-57

concepto de operación y mantenimiento en 2,45 Millones de US$. El costo equivalente de instalación de este parque estaría en el orden de los 2.412 $/kW.

En los análisis de rentabilidad del caso base, se lograría un TIR de capital del 17 %, con un radio de cobertura de deuda de 1,6 y un período de repago de la inversión de 8 años. Esto indica claramente la factibilidad del proyecto desde el punto de vista económico y la facilidad que tiene el proyecto de obtener los flujos de caja necesarios para cumplir con sus compromisos de financiamiento.

En los análisis de sensibilidad realizados a los dos casos estudiados, se demuestra un gran apalancamiento del proyecto en otras variables distintas a las financieras, lo cual facilita la toma de decisiones de acuerdo con los posibles esquemas de negociación planteados por los organismos financieros.

El máximo margen de error permitido a la hora de estimar los costos anuales de operación y mantenimiento es del +13%, siempre y cuando se cuente con un porcentaje de participación en el ahorro de diesel del 50 % y una producción anual de energía de 63 GWh. De incurrir en un error mayor el proyecto dejaría de ser viable.

Las variables claves de viabilidad del proyecto residen en: energía generable por el proyecto alrededor de los 63 GWh, un factor de participación en el ahorro de diesel mayor o igual al 50 % y valores de inversión inicial y costos anuales dentro de un margen de variación del 25%.

Teniendo una producción de energía eléctrica 13 % inferior al valor de energía esperado por el parque (63 GWh/año) el proyecto presenta un rendimiento de capital al límite del rendimiento permisible (12 %); sin embargo, el radio de cobertura de deuda y la relación beneficio costo siguen siendo mayores a uno, lo cual demuestra la capacidad que tiene el proyecto de generar los suficientes ingresos para cubrir los pagos anuales de deuda.

El proyecto del parque eólico La Elvira demanda una inversión inicial casi 15 veces superior a la inversión requerida para producir los mismos GWh que puede generar una turbina de gas operando con diesel y no garantiza energía firme en el sistema.

El parque eólico, a lo largo de su vida útil, puede generar ingresos anuales 10 veces mayores a los producidos por el parque térmico además de no generar gases de efecto invernadero por ser el viento su fuente de energía primaria.

X. RECOMENDACIONES Construir El parque eólico de La Elvira con 26

aerogeneradores GAMESA G52 – 850 kW, para una capacidad total instalada de 22.100 kW.

Crear una estructura de Project Finance como esquema de financiamiento del proyecto parque eólico La Elvira, que contemple las tres fuentes de ingresos identificadas para el proyecto: Ingresos por Ventas de Energía, ingreso por ahorro en el consumo local de diesel e ingresos por venta de Certificados de Emisiones Reducidas (CERs).

Realizar una estimación mucho más detallada de los costos

iniciales y costos de operación y mantenimiento, por tener estos un gran impacto en el TIR de capital del proyecto.

Realizar los pagos de deuda a través de una cuenta off-shore por parte de la estatal petrolera PDVSA durante el plazo del préstamo, producto de los ingresos obtenidos por el parque eólico a consecuencia de las ventas en el exterior del diesel desplazado por la generación eólica.

XI. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] The European Wind Energy Association (Abril, 2005) “Wind Energy –

The Facts – Volume 2”. Disponible en: www.ewea.org . [2] Wikipedia (Agosto, 2008). “La Energía Eólica”. Disponible en:

es.wikipedia.org. [3] Ríos J., Acosta M. “Factibilidad para el Desarrollo de un Parque de

Generación Eólica en la Isla Margarita y Evaluación del Impacto sobre el Sistema Eléctrico Receptor”. Master en Energía Renovable On Line. Universidad de Zaragoza, España, 2007.

[4] McArdle Jane. “Dynamic Modelling of Wind Turbine Generators and the Impacts on Small Lightly Interconnected Grids”. Wind energy volume 28, n 1. Irlanda, 2004.

[5] Akhmatov Vladislav. “Voltage Stability of Large Power Networks with a Large Amount of Wind Power”. International Workshop on Large Scale Integration of Wind Power and Transmission Networks for Offshore Wind Farms. 2003.

[6] Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plant. IEEE guide. Número: C37.106. 2003.

[7] Gobierno Argentino (Septiembre, 2008). “Situación y Tendencias del Mercado de Carbono”. Disponible en: aplicaciones.medioambiente.gov.ar

[8] CESCE (Diciembre, 2008). “Razón Social”. Disponible en: www.cesce.es


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen— La mayoría de las técnicas utilizadas para el diagnóstico de cables de potencia están enfocadas a detectar cambios en el sistema de aislamiento a través de mediciones del factor de disipación o tangente delta (Tan δ) a frecuencia muy baja de 0.1 Hz, en las cuales para estimar el Tan δ se ha utilizado el circuito equivalente del aislamiento, ya que existe una creencia generalizada en la comunidad científica de que los modos de falla de los cables son principalmente debidos al envejecimiento y degradación del aislamiento del sistema de cable de potencia; sin embargo, existen otros modos de fallas relacionados con la pérdida de contacto entre el apantallamiento del aislamiento y los conductores de neutro. Un nuevo circuito equivalente se utiliza para estimar el valor del Tan δ cuando se considera la pérdida de contacto.

Palabras claves— Factor de disipación, Tan δ, cables de potencia, pérdida de contacto, VLF.

I. INTRODUCCIÓN Para garantizar la continuidad y confiabilidad del servicio de

energía eléctrica, ha sido necesario el desarrollo de técnicas para el diagnóstico de cables de potencia. El factor de disipación o tangente delta (Tan δ), es un método de diagnóstico que determina la calidad del aislamiento de los cables. Mediante la medición del Tan δ a frecuencia muy baja de 0.1 Hz, se pueden detectar cambios en las propiedades eléctricas del aislamiento y de esta manera predecir la esperanza de vida del cable [1]. En condiciones normales debe existir un buen contacto entre el apantallamiento del aislamiento y los conductores del neutro para garantizar que la zona exterior del núcleo del cable se encuentre a potencial de tierra [2]. Cuando el cable no tiene chaqueta protectora exterior esta expuesto a la corrosión de los conductores de neutro y a la mineralización, estas situaciones causan la pérdida de contacto entre el apantallamiento del aislamiento y los conductores de neutro; además dicha pérdida de contacto también puede ser causada por la degradación del material semiconductor del apantallamiento del aislamiento [1].

Artículo enviado el 25 de Enero de 2010. R.P.M. y J.H.M. están con la Universidad de Los Andes, Sector La

Hechicera, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Mérida, Estado Mérida, Venezuela, E-mail: [email protected], [email protected]

Para el estudio del Tan δ, en este trabajo, se utiliza un red de dos puertos (cuadripolo) por unidad de longitud, que considera los parámetros del aislamiento del cable, así como también, parámetros que representen la pérdida de contacto y la corrosión en los conductores de neutro; ya que el circuito equivalente usado para estimar el Tan δ, el circuito eléctrico del aislamiento, no considera estos últimos. Del estudio en el Tan δ, se obtuvo un incremento en el mismo cuando la pérdida de contacto está presente.

II. ESTRUCTURA BÁSICA DEL CABLE DE POTENCIA. El cable comúnmente utilizado en los sistemas de distribución de media tensión, es de un solo conductor; su diseño básico no ha cambiado en los últimos cien años [1], sin embargo, con el descubrimiento de nuevos materiales y técnicas de fabricación se han creado una gran variedad de cables para distintas aplicaciones. La Figura 1 muestra la sección longitudinal de un cable de distribución con neutro concéntrico. Comenzando por el centro del cable, la estructura del mismo está compuesta por: Conductor, apantallamiento del conductor, aislamiento, apantallamiento del aislamiento, neutro concéntrico y la chaqueta.

FIG. 1. Sección longitudinal de un cable de distribución con neutro concéntrico.

Estudio del Efecto en el Factor de Disipación (Tan δ) a muy Baja Frecuencia de la Pérdida de

Contacto entre el Apantallamiento del Aislamiento y Conductores de Neutro en Cables

de Potencia Rosana C. Pernía Márquez, Jean C. Hernández Mejías.


ISBN: 978-980-7185-1 P-59

A. Conductor:

El conductor tiene como función proporcionar el camino galvánico para que circule la corriente eléctrica, puede ser de cobre o aluminio, sólido o trenzado.

B. Apantallamiento del conductor:

Es una capa de material semiconductor, también conocida como Primera Capa Semiconductora, se encarga de que el campo eléctrico sea radial a partir de su superficie, evitando concentraciones puntuales de campo, obteniéndose así una superficie equipotencial alrededor de esta primera capa.

C. Aislamiento:

Los cables en estudio requieren de una separación entre el conductor de fase y el neutro. Para Media Tensión los niveles de voltaje y los espacios reducidos que se manejan en estos cables hacen necesaria la presencia de un medio aislante que sea capaz de brindar la rigidez necesaria contra las fugas de corriente, fallas entre la fase y el neutro del sistema y que pueda confinar el campo eléctrico producido por el conductor al interior de él mismo. El polietileno reticulado (XLPE) es el material de aislamiento más utilizado como aislamiento en los cables de potencia.

D. Apantallamiento del aislamiento:

Proporciona un interfaz suave entre el aislamiento y el neutro. Esta pantalla es una capa de material semiconductor que recubre al aislamiento. Su objetivo es permitir el confinamiento homogéneo de las líneas del campo eléctrico al interior del aislamiento.

E. Neutro: El neutro puede ser concéntrico o una pantalla metálica, el material más utilizado es el cobre. El neutro se coloca sobre el apantallamiento del aislamiento para mantener la parte exterior de la el núcleo del cable al potencial de tierra, lo cual ofrece protección contra el contacto accidental. El neutro también está diseñado para llevar a las corrientes de falla, parásitas, de carga, y corrientes desequilibradas.

F. Chaqueta: La chaqueta es el elemento que recubre al cable y que quedará finalmente expuesto al medio, es una cubierta de protección que proporciona un aislamiento adicional. El material de la chaqueta debe cumplir con los siguientes aspectos: Resistencia a la humedad, a los rayos ultravioleta, al impacto y la abrasión y resistencia a los hidrocarburos, así como también retardarte de la llama.

III. TAN δ COMO TÉCNICA DE DIAGNÓSTICO Tan δ es un método de diagnóstico y medición que permite juzgar la calidad del aislamiento en cuanto a la cantidad de corrientes de fuga que el aislamiento deje pasar hacia el exterior a través de la pantalla metálica. El cable se aproxima a las propiedades de un condensador perfecto si el aislamiento

del mismo está libre de defectos, por lo que el conductor y el neutro se asemejan a las placas en paralelo de un condensador separadas por el material de aislamiento. En un condensador perfecto, el voltaje y la corriente están desfasados 90°, por lo tanto, la corriente por el aislamiento es capacitiva. Si existen impurezas en el aislamiento, la resistencia en el mismo disminuye, resultando en un aumento de la corriente por dicha resistencia; entonces, la corriente y la tensión ya no están desfasados 90°. A medida en que el cambio de fase es menor a 90° es indicativo del nivel de contaminación en el aislamiento, por lo tanto, de su calidad y fiabilidad. Esta pérdida en ángulo se mide y se analiza para verificar las condiciones del cable. El sistema de aislamiento es representado por un circuito eléctrico equivalente, que consta de dos elementos, un condensador y una resistencia. Para la medición del equivalente Tanδ se aplica una tensión alterna V, al aislamiento del cable; la corriente total es el resultado de la contribución de la corriente por el condensador y la corriente por la resistencia. La fuente se puede energizar a una frecuencia de 60 Hz o a muy baja frecuencia (VLF) 0,1 Hz. En la Figura 2 se muestra el circuito eléctrico equivalente para hallar el tanδ con su respectivo diagrama de fasorial.

FIG. 2 circuito eléctrico equivalente para hallar el Tan δ y

diagrama de fasorial. De la Figura 2 se obtiene (1) mostrada a continuación.

Tan δ IRIC

V/RV/ ωC

ωRC (1)

Donde, R es la resistencia equivalente en el sistema de aislamiento en ohmios (Ω) , C es el capacitor equivalente en el sistema de aislamiento en Faradios (F) , ω es la frecuencia angular en rad/seg.

IV. PÉRDIDA DE CONTACTO Es importante considerar en el análisis del Tan , la pérdida de contacto entre el apantallamiento del aislamiento y los conductores de neutro del cable, ya que la pérdida de la misma puede presentar descargas parciales externas al cable causando daño al apantallamiento y posteriormente conllevan a una eventual falla. La pérdida de contacto puede ser causada por la corrosión o mineralización de los conductores de neutro cuando el cable no tiene chaqueta protectora exterior, o degradación del material semiconductor del apantallamiento del aislamiento del cable.


ISBN: 978-980-7185-1 P-60

Cuando se tienen problemas de pérdida de contacto, se utiliza una red de dos puertos (cuadripolos) [1] como se muestra en la Figura 3, donde Ri y Ci representan los parámetros del aislamiento por unidad de longitud, estos parámetros son los mismos utilizados cuando no existen problemas en el neutro; rx representa la resistencia de contacto por unidad de longitud, entre el apantallamiento del aislamiento y los conductores de neutro, y ry representa la resistencia de los propios conductores de neutro.

FIG. 3 Cuadripolo por unidad de longitud usado para hallar el

Tan δ cuando existen problemas de pérdida de contacto.

En la Figura 4 se muestra el cuadripolo por unidad de longitud en el dominio del tiempo y su respectiva transformación al dominio de la frecuencia, mediante la transformada de Laplace, con la finalidad de establecer una relación entre las variables de entrada y las variables de salida.

FIG. 4 Cuadripolo por unidad de longitud en el dominio del tiempo y la frecuencia, respectivamente.

El cuadripolo por unidad de longitud en el dominio de la frecuencia puede ser representado en un cuadripolo generalizado, como se muestra en la Figura 5.

FIG. 5 Modelo de cuadripolo generalizado

En la FIG. 5 se define, Xe como el vector de variables de entrada; Xs como el vector de variables de salida y M como la matriz de la función de transferencia. En (2). La matriz de la función de transferencia expresa la relación entre el vector de variables de entrada y el vector de variables de salida.

M. (2) Se puede conectar un número n de modelos de cuadripolos generalizados en cascada, con la finalidad de considerar los problemas de pérdida de contacto en cada unidad de longitud del cable, como se muestra en la Figura 6.

FIG. 6 “n” cuadripolos generalizado conectados en cascada

Análogamente a (2), se obtiene (3), donde la matriz de la función de transferencia se puede expresar como M n, ya que M1=M2=…=Mn, expresa la relación entre el vector de variables de entrada del cuadripolo generalizado 1, Xe,1 y el vector de variables de salida del cuadripolo generalizado n, Xs,n .

, M . , (3) El vector de variable de entrada puede ser expresado en términos del vector de variables de salida como se muestra en (4).

, M . , (4) El inverso de la matriz de la función de transferencia se define (5) mostrada a continuación.

(5)

Luego (5) se puede escribir de la siguiente manera.

, . , (6)

Por lo tanto

(7) Si la corriente de salida es cero (is,n = 0) , las variables de entrada son,

, A. V , (8)

, C. V , (9) Por lo tanto, la impedancia de entrada equivalente es,


ISBN: 978-980-7185-1 P-61

,,

(10) Usando la impedancia equivalente (Ze), el equivalente Tan δ del sistema de cuadripolos conectado en cascada puede ser calculado como se muestra en (11)

∠Ze (11)

V. SIMULACIONES Y ANALISIS DEL TAN δ CUANDO EXISTE PERDIDA DE CONTACTO

Utilizando la ecuación 11. Para hallar el Tan δ y con la

ayuda del programa Matlab, se graficó el Tan δ en función con la longitud del cable. Se conoce que para un cable típico de 15Kv. El Tan δ corresponde a un valor de 0,0002 [1] , Los parámetros del aislamiento , Ri y Ci, se calculan conociendo las dimensiones del cable y con (12) y (13) mostradas a continuación [3].

· [Ω] (12) Donde corresponde a la la resistividad del material

aislante en (Ω.m), a y b el radio interno y externo del aislamiento respectivamente en m, l la longitud del cable en m.

2 · [F] (13)

Donde es la permitividad del material aislante en F/m. En la Figura 7 se muestra la grafica cuando los valores de rx

y ry son cero, es decir, los problemas de pérdida de contacto no están presentes, por lo que es de esperar que el valor de Tan δ se aproxime al de un cable nuevo, es decir ,el Tan δ es un valor constante de 0,0002 en toda la longitud del cable. En la Figura 7 en el eje x, se muestra la longitud en m, (de 0 a 1000 m); en el eje y, Tan delta equivalente ×(1e-3).

Para una corrosión severa en los conductores del neutro el valor de ry=2000 Ω/m [1], para el parámetro rx se consideran cuatro casos, 0,1; 0,5; 1; 1,5 partes por millón (ppm) de la resistencia del aislamiento. Estos casos en ppm se consideran debido a que no existe evidencia en la literatura acerca del valor típico del parámetro rx y los autores consideran que un buen rango de casos prácticos pueden ser cubiertos por los extremos inferior y superior de 0,1 y 1,5 ppm respectivamente. En la Figura 8 se muestra el Tan delta equivalente en función de la longitud cuando existen problemas de pérdida de contacto.

Se compara la magnitud de aislamiento Tan δ de 0,2 × 10-3 (de la Figura 8) con los resultados de la simulación del equivalente Tan δ para 0.1 ppm (línea verde), 0.5 ppm (línea rosada), 1.0 ppm (línea rojo) ,y 1.5 ppm( línea azul) de la resistencia del aislamiento , estas simulaciones ponen de manifiesto que cuando los problemas de pérdida de contacto están presentes, el equivalente Tan δ es considerablemente

superior a la Tan δ del aislamiento.

FIG. 7 Tan δ en función de la longitud del cable, cuando no existen problemas de pérdida de contacto.

FIG. 8 Tan δ en función de la longitud del cable, cuando existe pérdida de contacto.

VI. CONCLUSIONES La pérdida de contacto es importante, ya que puede presentar descargas parciales externas al cable causando daño al apantallamiento y posteriormente conllevan a una eventual falla. Además es un factor de cuidado ya que en los resultados

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Longitud del cable en m

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100010-1

100

101

102

103

longitud [m]

Tan

Del

ta*(

1e-3

)

rx=0.1ppm*Rirx=0.5ppm*Rirx=1ppm *Rirx=1.5ppm*Rirx=2ppm *Ri

Tan δ

[1e-

3]



Tan δ

[1e-

3]


ISBN: 978-980-7185-1 P-62

obtenidos se pone de manifiesto que cuando los problemas de pérdida de contacto están presentes, el equivalente Tan δ es considerablemente superior a la Tan δ del aislamiento.

El efecto se amplifica cuando la resistencia de contacto entre el apantallamiento del aislamiento y el neutro aumenta. Además, se observó también que para todos los casos, el Tan δ equivalente aumenta con la longitud. Por lo tanto, se puede concluir que, cuando existe una importante corrosión de los conductores de neutro y un mal contacto entre el apantallamiento del aislamiento y los mismos conductores de neutro en forma distribuida a lo largo del cable, en el valor equivalente Tan δ tiene una contribución las resistencias (rx y ry).

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Hernández Jean Carlos. “Characterization of Real Power Cable

Defects by Diagnostic Measurements”. Georgia Institute of technology, Doctoral Thesis , October 2008, Atlanta ,Georgia.

[2] “Cables y Tecnología, Boletín Técnico”. Consultado en: http://www.centelsa.com (enero 2010)

[3] Carl, T.A, Johnk. (1981). “Teoría Electromagnética”. México D.F: Editorial Limusa S.A.


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—El estudio del recurso eólico en un área determinada nos permite conocer la factibilidad de la explotación de la energía eólica. Un motivo importante por el cual se perfila la energía eólica en Venezuela debido a que es un tipo de energía limpia que evita pasivos ambientales. Para la realización de este estudio se utilizaron datos otorgados por mediciones efectuadas en las estaciones meteorológicas de la red del Servicio de Meteorología. Se detectaron datos faltantes en varias estaciones, que fueron completados aplicando el Algoritmo de Expectación Máxima. Debido a la poca cantidad de estaciones meteorológicas se realizó una interpolación espacial con una rejilla base de 25km x 25km, otorgando valores de dirección y velocidad en todo el territorio nacional. Así se llega a la construcción de un atlas eólico preliminar de velocidad, dirección del viento, energía y densidad de potencia, que plasma el recurso eólico en Venezuela.

Palabras claves—Análisis Estadístico, Distribución de Weibull, Rosa de Viento, Venezuela.

I. INTRODUCCIÓN La República Bolivariana de Venezuela se encuentra

ubicada al norte de América del Sur, limitando geográficamente a su norte con el Mar Caribe, Antillas Mayores y Menores. Al sur se encuentra limitada por la República Federativa de Brasil y República de Colombia, al este con el Océano Atlántico y la República Cooperativa de Guyana y al oeste nuevamente con la República de Colombia [1].

Está separado de los demás continentes por dos océanos, el Atlántico al Este y el Pacifico al Oeste. Por las regiones naturales que comparte, Venezuela es un país caribeño, atlántico, andino y amazónico, lo cual le confiere una gran riqueza cultural, así como de paisajes, flora y fauna [1].

Debido a su ubicación en el trópico, Venezuela posee un

Artículo recibido el 22 de Enero 2009. F.G.L. está con School of Electrical and Electronic Engineering, The

University of Manchester, School of Electrical & Electronic Engineering, Ferranti Building C14, Sackville Street, Manchester M60 1QD, United Kingdom, Tlf. +44 779 5634298. E-mail: [email protected],

A.J, E.M. y A.H. están con la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional, Carretera Nacional Maracay-Mariara, Departamento de Ingeniería Eléctrica, Maracay, Estado Aragua, Venezuela, Tlf. +58-243-5536954, Fax: +58-244-5546323, E-mail: [email protected], [email protected], [email protected]

O.R. está con la Universidad Simón Bolívar, Sector Sartaneja, Caracas, Venezuela, E-mail: [email protected]

clima cálido y lluvioso en general, pero debido a la orografía, los vientos y el mar, hay diferencias climáticas. La latitud tiene poca importancia, pero la altitud cambia drásticamente el clima, especialmente la temperatura, alcanzando valores muy diferentes [1].

En este artículo se presenta un análisis estadístico descriptivo de la velocidad y dirección del viento en Venezuela. Esta investigación se base en las treinta y siete estaciones climáticas establecidas en toda Venezuela, y se han empleado los datos proporcionados por el Servicio de Meteorología de la Aviación venezolana [2], y se empleado el conocido el paquete computacional Windographer para obtener los trazados de graficas representativas necesarias para el análisis estadístico descriptivo.

Una evaluación preliminar de las series de tiempo de dirección y velocidad del viento proveídos por Servicio Meteorología de la Fuerza Aérea determino que éstas series estaban caracterizadas por una cantidad apreciable de datos faltantes, por lo que se tuvo que aplicar herramientas estadísticas para la completación de datos. En este caso particular se aplicó el método de completación de datos perdidos llamado Algoritmo de Expectación Máxima, ejecutándose mediante un software en MATLABTM [3].

Una vez obtenidos realizada la completación de datos, se procedió a realizar el análisis estadístico descriptivo con los registros diarios de los años 2005, 2006 y 2007.

II. DATOS UTILIZADOS Para colectar, resumir, procesar y hacer pronósticos el

Servicio de Meteorología de la Fuerza Aérea [2], posee una red de estaciones climatológicas en ubicaciones tanto rural como metropolitana, principalmente en aeropuertos y bases militares.

Los datos empleados para realizar el análisis estadístico de la velocidad y dirección del viento en Venezuela, fueron tomados directamente de los datos recolectados por las treinta y siete estaciones climáticas establecidos en Venezuela por el Servicio de Meteorología de la Aviación venezolana [2] (Ver Fig. 1). Estas estaciones proveen el registro de datos horarios, diarios, mensuales y anuales de cada una cada una de varias posibles variables climáticas: presión atmosférica, temperatura ambientas, humedad, velocidad y dirección del viento entre otros parámetros. Las estaciones meteorológicas cuentan con instrumentos de medición que se encuentran a una altura de 10 m sobre el

Análisis Estadístico de la Velocidad y Dirección del Viento en Venezuela

Annamaria Jordán L, Eduard A Machado R, Francisco M, González–Longatt, Arturo Hernández, Oswaldo Ravelo

sueVea lloscoroch

F

Umuen loscieperloseól

Dtiemusuúnproelimsusmereg Fforfalteórigmeladgenmúal t

est

4TO CONGR

elo. Para el anáenezuela se emlos registros dis años 2005, rresponde a uhenta datos.

FIG. 1. Ubicació

Un análisis pruestra la prese

las diferentes s instrumentos ertos intervalordidos, por lo s mismos palico.

III. METODOL

Debido a que lmpo y espaciualmente incomicos métodosoblema de lominación destitución/imputedia de la vagresión sobre laFrente a estosrma paralela altantes, se hanórica más sólidgurosa para laediante el algodo, se desarroneral, flexible últiple, y que stratamiento traCon las ecuactas se desarroll

RESO IBEROA5TAS J

álisis de la velomplearon las seiarios de veloc2006 y 2007

un total de tr

ón de las estacion

reliminar de laencia de datos

estaciones se de medición

os de tiempoque fue neces

ara obtener un

LOGÍA ALGORI

la medición deio, los registrmpleto [6]. Hass generalmentos datos perdel dato ctación de éstosariable o la as demás varia métodos clás

a la formalizacn ido desarrolda. Así se estaba inferencia enoritmo Expectaolla una nuevy fundamentad

salva muchos dadicional de losciones bien delaron mediante


ocidad y direcceries de tiempocidad y direcci

en todas las einta y ocho

nes meteorológic

as series de tiefaltantes. Estodeben entre opueden dejar

o, arrojando sario realizar un mejor resul

ITMO EXPECTA

e variables climros de datos sta hace relativte utilizados

didos eran mon valores

s por valores ppredicción ob

ables del vectoricos, en los úl

ción del problellando métodoblece una formn presencia dación Máximava metodologdo que se denode los inconvens datos faltanteefinidas para ee una función e


ISBN:

ción del vientoo correspondieión del viento

estaciones, emil ochocien

cas en Venezuel

empo consideraos datos perdidotras cosas, a qde funcionar presultados da

una estimación tado del recu

ACIÓN MÁXIMA

máticas varía enclimáticos es

vamente poco, para tratar

métodos como perdidos,

lausibles comobtenida mediar, entre otros [6ltimos años, y ema de los daos con una b

mulación generae datos faltan

a (EM). Por ogía de propósomina imputacnientes asociad

es [5]. estimar los daten la herramie


978-980-7185-

o en ente

de esto ntos

la

ado dos que por

atos de

urso

A n el stán los el la la

o la ante 6].

de atos ase al y ntes otro sito

ción dos

tos, enta

computcomo pcovarianlos dich[7].

La fexpectaprobabiiterativadisponibde expedata incvacios e[4].

En undatos gcovarianestimacpasandoestimacapreciat

A. ReInicia

viento dintroducREGEMde 30 it[4]. En introdujque en l

Al ovelocidaclimáticvalores 10% mNationaEstados

NoLa Colocumplirde 10%perdidoes de 37cumplíaexcluirl

Advalores,de tiemperdido

Otarrojadolas estimrelativolos valoerror m1.263%se realiz


-1

tacional MATLpropósito la nza de los datohos valores pe

función desarración máxima, ilística estimanamente la datable es vista enectación máximcompleta ignoren la data, asu

na iteración degausianos, la enza se realiza

ción inicial deo por dichos pción de la meditivamente de u

esultados almente se handiarias durantecido las tres

M la cual realteraciones y unlas estaciones jeron las serieslas anteriores.observar los pad y direcciócas evaluadas,

son inferioresmínimo aceptaal Renewable s Unidos [8]. o se analizan laonia Tovar, pur con el requer

% de datos perdos en una serie 7 días por año an con esta las de la estimademás existen , esto se debe

mpo completas pos en ellas. tro aspecto imos por la funcimaciones, prim

o que da una mores reales y l

muestra su valor% que entre otra

zaron las 30 ite


LABTM. Este obtención de

os incompletoserdidos y se de

rollada para obtiene los pa

ndo para datas a disponible, l

n función de loma, al igual qura el mecanismumiendo que l

el algoritmo deestimación de an en tres pase la media y

pasos hasta queia y la matriz

una iteración a

n tomado los e los años 200series de tiem

liza los cálculona tolerancia oque no contabas de tiempo ex

porcentajes deón del viento

se evidencia s al 8% lo cuaable por la n

Energy Lab

as estaciones dues fueron descrimiento de la ndidos, consider

de tiempo de aproximadamecantidad míni

ación de datos estaciones quea que dichas epor lo que no f

mportante a dón REGEM so

meramente estaedida de que talos estimados r más alto paraas cosas se deberaciones, las d

V CIBELEC 2

es una funcióel promedio y así como la imenomina REGE

utilizar el alrámetros de la incompletas, mla probabilidads parámetros. ue todos los m

mo causado por la falta de dato

e expectación mla media y l

sos [4]; comiy la matriz ce los valores pcovarianza dejotra [4].

datos de la v05, 2006 y 20mpo juntas enos con un númo margen de eran con los tres

xistentes, de la

e datos perdiden todas las

que en todas al se encuentrnormativa pre

boratory (NRE

de La Carlota, Tcartadas al prinnorma de tenerando que el 1un año, es decente y dichas eima de días,perdidos.

e no poseen ninestaciones teníafue necesario e

destacar de loon los errores ga el error medianta dispersión[9], se observ

a Valencia conbe a que para edemás estacion

2010)

P-64

ón que tiene y la matriz mputación de EM [4], [6],

lgoritmo de distribución

maximizando d de la data El algoritmo

métodos para los espacios

os es al azar

máxima para la matriz de enza con la

covarianza y perdidos y la jen de variar

velocidad de 007 y se han n la función

mero máximo rror de 0.005 años solo se

a igual forma

dos para la s estaciones las éstas los

ra dentro del eparada por EL) de los

Temblador y ncipio por no r un mínimo 0% de datos cir, 365 días, estaciones no

se decidió

ngún tipo de an sus series estimar datos

s resultados generados de io cuadrático n existe entre va que dicho n un valor de esta estación nes muestran


ISBN: 978-980-7185-1 P-65

errores muy bajos . Por otra parte el error medio cuadrático relativo de la dirección mayor es de 1.344% para la estación de San Tome en la cual ocurre lo mismo que en la estación de Valencia para la velocidad se realizaron el número máximo de iteraciones, lo pudo haber permitido que el método no convergiera por completo. Los errores medios cuadrático relativos son bastantes pequeños lo que da una buena medida de la efectividad del método utilizado.

El error estándar nos da una muestra de la desviación de los datos estimados con respecto al promedio [9], para esta investigación se tomo el error estándar máximo de los datos estimados en cada una de las estaciones a las que se aplico el método, de donde se puede observar que para la estimación de los datos de velocidad de viento el mayor error lo muestra Maturín con 4.333 m/s y para la dirección es Maracaibo con 127.415º.

En los errores estándar la mayor variación la muestra un dato estimado de dirección esto se debe a en gran parte a que la variable dirección tiende a ser muy cambiante a lo largo del tiempo lo cual se verá más adelante en el análisis de dirección de viento. De estas observaciones se puede concluir que las velocidades del viento arrojan una mayor precisión alrededor de la media que las direcciones al utilizar este método, pero para ambas variables se puede decir que la fidelidad del método es aceptable pues sus errores medios cuadrático relativos no exceden el 1.5%.

IV. ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE LAS VARIABLES CLIMÁTICAS

A. Datos Utilizados A fin de ponderar el recurso eólico en Venezuela se

procedió a realizar un estudio estadístico de series de tiempo de la velocidad y dirección el viento.

Los datos de velocidad y dirección del viento comprende principalmente el periodo desde el año 2005 hasta el año 2007. Para el análisis fueron utilizados principalmente los promedios diarios de velocidad y dirección del viento.

La altura a la que se encuentran todas las estaciones es de 10 m sobre el suelo [2]. La Tabla 1 muestra las coordenadas de ubicación de las estaciones utilizadas en este estudio, en ella además se muestra los años de registro de cada estación.

Las estaciones que aparecen marcadas, no tenían ningún año de registrado de datos por lo que se coloca se ubicación pero no tomaron para el análisis.

B. Metodología para el análisis de la velocidad del viento A fin de evaluar la velocidad del viento se procedió al

cálculo de la velocidad promedio además de algunos estadísticos como la desviación estándar, y los valores extremos (máximos y mínimos).

El trazado de graficas para las series de tiempo de velocidad del viento han resultados útiles. Para el trazado de estas graficas se tomo los valores del promedio diario de la velocidad del viento durante un mes y se logro el promedio mensual.

Además da las series de tiempo de las velocidades de viento, también resulto útil graficar el histograma de

frecuencia de la velocidad, y las funciones de densidad de probabilidad de Weibull y la función densidad acumulativa, junto con ellas también se obtuvo el diagrama de cajas que permitió dar un análisis más completo del comportamiento de la velocidad.

TABLA 1 ESTACIONES METEOROLÓGICAS EN VENEZUELA.

Estación Ubicación Altura medición

(msnm) Latitud Longitud Acarigua 9.55 -69.23 226 Barcelona 10.45 -64.68 7

Barinas 8.62 -70.22 204 Barquisimeto 10.23 -69.32 613

Calabozo 8.93 -67.42 101 Carrizal 9.42 -60.92 835

Ciudad Bolívar 8.15 -63.55 160 Colon 8.03 -72.25 43

Colonia Tovar* 10.42 -67.28 825 Coro 11.42 -69.68 1435

Cumana 10.45 -64.12 16 El Vigía 8.63 -71.65 2 Guanare 9.08 -69.73 103

Guasdualito 7.23 -70.80 163 Guiria 10.58 -62.30 130

La Cañada 10.52 -71.65 13 La carlota* 10.50 -66.88 26 Maiquetía 10.60 -66.98 63 Maracaibo 10.23 -71.73 65 Maracay 10.25 -67.65 436 Maturín 9.75 -63.18 68

Mene Grande 9.78 -70.93 27 Mérida 8.60 -71.18 1479

Palmichal 10.30 -68.23 1000 Porlamar 10.92 -63.97 24

Puerto Ayacucho 5.60 -67.50 73 San Antonio del

Táchira 7.85 -72.45 377

San Fernando 7.68 -67.42 47 San Juan 9.92 -67.33 429 San Tomé 4.60 -61.12 262

Santa Elena 9.55 -64.25 868 Santo Domingo 7.58 -72.07 328

Temblador* 9.02 -62.62 30 Tumeremo 7.30 -61.45 180 Valencia 10.17 -67.93 582 Valera 9.35 -70.62 430

Valle de la Pascua 9.22 -66.02 125

Los resultados para el análisis de la velocidad de viento a 10 m sobre el suelo se realizan a continuación. Uno de los parámetros importantes que dan información sobre la fuerza de la velocidad viento en un lugar es el valor promedio de la misma.

La Figura 2 muestra el perfil de viento promedio estacional para 6 de las 34 estaciones en estudio que representan las diversas regiones de Venezuela, es decir, que están ubicadas en la región norte, la región central, la región sur así como el occidente y oriente del país. Las estaciones escogidas fueron Porlamar, Coro, Calabozo, Mérida, Puerto Ayacucho y Tumeremo. Como se observa en las seis series de tiempo, en Venezuela los cambios de velocidad a lo largo del año no son significativos, incluso entre la época de sequia (noviembre a Abril) y la época lluviosa (mayo a octubre), no se registran cambios en el perfil de velocidad de viento promedio.


ISBN: 978-980-7185-1 P-66

La Figura 2 muestra además que las estaciones del norte como son Coro y Porlamar poseen vientos de promedios por encima de los 5 m/s a lo largo de todo el año. Las estaciones al centro y sur de Venezuela, poseen vientos promedios cercanos a los 2.5 m/s al igual que la estación del Occidente (Mérida) cuya velocidad promedio se muy influenciada por factores como la altura que aumenta la densidad del aire y disminuye la temperatura contando además efecto de las brisas valle montaña generado por la Cordillera de los Andes.

FIG.2. Perfil de viento estacional de velocidad en las estaciones meteorológicas de las distintas regiones de Venezuela

De la estación ubicada al este de Venezuela se resalta una

pequeña disminución en la velocidad del viento a partir del mes de mayo cuando comienza la época lluviosa y aumenta nuevamente para las épocas de sequia. La Figura 3 muestra los vientos extremos promedios para las 6 estaciones antes mencionadas, de ellas se puede destacar que en el norte del país (Coro y Porlamar) los máximos llegan hasta valores de 13 m/s aproximadamente lo cual ocurre los primeros meses del año entre enero y marzo que coincide con los meses de sequia, las velocidades mínimas se encuentran cerca de 1 m/s y ocurre en los meses iníciales de la época lluviosa (mayo-junio).

Para las regiones del centro y sur representadas por Calabozo y Puerto Ayacucho respectivamente, las velocidades del viento máximas alcanza los 5.5 m/s y las mínimas rondan los 0.5 m/s, al igual que en la región central las velocidades más altas se encuentran en los primeros y últimos meses del año en la época de sequia y las mínimas ocurren cuando comienza la época lluviosa.

FIG. 3. Vientos extremos de velocidad en las estaciones meteorológicas de las distintas regiones de Venezuela

Por último en la región del occidente (Mérida) y del Oriente

(Tumeremo), las velocidades máximas ocurren en las épocas lluviosas y se encuentran los 5 m/s y las mínimas comienzan desde valores de 0.1 m/s que también coinciden con la época de lluvias en Venezuela.

Lo expuesto anteriormente deja entender que las zonas con mejores características de viento se encuentran ubicadas al norte de Venezuela y se ven influenciadas por las brisas de mar a tierra que durante la época de sequia son más fuertes que durante las épocas de lluvia, permitiendo así viento fuertes durante casi todo el año.

Otra característica importante para caracterizar las velocidades de viento es su distribución a lo largo del año. La Figura 4 muestra la función densidad de probabilidad de Weibull para las estaciones meteorológicas anteriores.

De ellas se puede destacar que en las costas de Venezuela, región norte del país (Coro y Porlamar) los factores de forma tienen valores superiores a 3.6, lo cual es bueno pues dice que la variabilidad de las velocidades de viento ocurren entre rango bajos como se observa en la Figura 5, donde la función de distribución acumulativa revela que el viento el 95% del tiempo varia en 0 y 7.5 m/s aproximadamente.

También se puede resaltar que las velocidades del viento según se muestra en la Figura 5 más del 60% de las veces sobrepasa los 5 m/s.

Para los factores de escala en estas zonas tiene valores por encima de 5.5 m/s que es excelente este parámetro se relaciona directamente con las velocidades por lo que mientras más alto mayor serán los promedios de velocidad.


ISBN: 978-980-7185-1 P-67

FIG. 4. Función densidad de probabilidad de Weibull en las estaciones meteorológicas de las distintas regiones de Venezuela

Como puntos resaltantes de todo el análisis aquí hecho se

puede decir que las zonas con el mayor aprovechamiento eólico se encuentra hacia el norte de Venezuela, donde la gran diferencia entre el calentamiento del mar y la tierra se refleja como vientos de clase 3 (5.1 a 5.6 m/s) y superiores, y que mientras más alejados del mar se esté menor serán los vientos y tendrán mayor variación.

C. Metodología para el análisis de la dirección del viento A fin de analizar las direcciones de viento en Venezuela se

procedió a calcular la dirección promedio, y ciertos estadísticos como la moda y la desviación estándar.

El trazado de graficas para las series de tiempo de dirección del viento han resultados útiles. Para el trazado de estas graficas se tomo los valores del promedio diario de la dirección del viento durante un mes y se logro el promedio mensual.

Además del trazado de las series de tiempo, también se utilizaron la rosa de viento para la frecuencia de la dirección y la rosa del promedio de velocidades. Estas rosas de viento se construyeron para 12 sectores de dirección y con una valor de 0 m/s para los días en calma. En este caso la rosa de los

vientos es el diagrama utilizado para identificar de cual dirección proviene el viento, y cuál es su contenido energético. Los datos relacionados con la dirección del viento son presentados en grados, tomando como referencia el norte terrestre, es decir, que el norte representa en este caso 0°, y los ángulos son positivos en dirección horaria [1].

FIG. 5. Función de distribución acumulativa de velocidad en las estaciones meteorológicas de las distintas regiones de Venezuela Al igual que con las velocidades, las direcciones también

pueden ser evaluadas con su valor promedio como se verá más adelante. Para este caso de las direcciones se eligieron 6 de las 34 estaciones existentes como una muestra representativa, estas se escogieron por su ubicación de manera que abarcaran el comportamiento de la dirección del viento en toda Venezuela. Las estaciones que se utilizaron son las mismas que se emplearon en el análisis de velocidad de viento.

La Figura 6 muestra las series de tiempo mensuales para la dirección de viento para las estaciones elegidas, Coro, Porlamar, Calabozo, Puerto Ayacucho, Mérida y Tumeremo. En esta figura se puede observar que en zona norte de Venezuela, la presencia de las los vientos noreste-suroeste se hace notar pues aunque existen variaciones representadas por una desviación estándar de entre 40º y 50º las dirección se encuentra alrededor de un valor promedio anual de 80º aproximadamente. También se observa que en los primero meses del año las direcciones se acercan al norte (0º) y van cambiando hacia al este a media que transcurre el año.

En la región central (Calabozo) aun existe presencia de los vientos noreste-sureste aunque con una menor influencia pues a medida que se aproxima el ecuador el efecto de la fuerza Coriolis se hace cada vez menor [10], por lo que los viento en esta zona tiende a ser fluctuantes lo cual refleja en su desviación estándar que es superior a los 90º, los promedios de


ISBN: 978-980-7185-1 P-68

velocidad circundan los 77º lo cual deja ver que ciertamente el efecto de los vientos noreste-suroeste prevalece pero con mucha más variación.

FIG. 6. Series de tiempo de dirección en las estaciones meteorológicas de las

distintas regiones de Venezuela Más hacia el sur de Venezuela la influencia de los vientos

noreste-suroeste casi desaparece por completo y comienzan a aparecer los vientos sureste-noreste que a pesar de ser característicos del hemisferio sur sobrepasan hacia el norte unos cuantos grados latitud al norte [10], esto se refleja con un valor promedio cercano a los 290º con desviaciones estándar de 100º. También se observa que en los primeros y últimos meses del año los vientos se mantienen cerca del promedio pero en los meses de mitad año (junio a septiembre) las direcciones cambian con mayor influencia de los vientos de noreste-suroeste.

Para la región del occidente de Venezuela (Mérida) la influencia de los vientos noreste-suroeste se ve afectada por la presencia de la Cordillera Andina, debido a la altura de esta y la presencia de temperaturas bajas casi todo el año, los vientos que vienen del noreste cambian de dirección hacia la montaña chocan contra esta se enfrían y luego se desplazan a zonas más cálidas los que le da un promedio de dirección a estas zonas de 290º aproximadamente con variaciones de 100º, además se observa que a medida avanza el año la dirección tiende al norte en el sentido de las agujas del reloj.

En el caso de oriente debido a su cercanía con el Océano Atlántico la influencia marcada de los vientos noreste-suroeste se hace presente con promedios de dirección de 70º, pero por sus velocidades de viento vas débiles las variaciones no son tan grandes los cual se aprecia por tener una desviación estándar de 50º aproximadamente.

Otro aspecto importante a ser evaluado es la frecuencia de ocurrencia de estas direcciones, para ello se construyeron las rosas de viento de la frecuencia y las función de probabilidad acumulativa para las direcciones.

La Figura 7 muestras las rosas de viento de frecuencia, en ellas se puede constatar el análisis hecho previamente con las series de tiempo.

FIG. 7. Rosas de viento de frecuencia de la dirección en las

estaciones de las distintas regiones de Venezuela

En las dos primeras rosas de viento se presentan los estados más al norte de Venezuela, en ellos se evidencia claramente que los vientos predominantes provienen del este, con frecuencias que sobrepasan el 50%. La Figura 8 muestra con la función de probabilidad acumulativa que entre el 80% y el 90% de las veces los vientos no sobrepasan los 100º. La región central denota vientos con direcciones que van desde los 30º hasta los 150º grados donde con una frecuencia de aproximadamente el 30% la dirección del viento proviene del este, además de esto las función acumulativa denota la gran variabilidad del dirección del viento donde el 95% de las veces los vientos van desde 0º hasta los 360º, lo que demuestra que esta zona a pesar de tener gran influencia del los vientos provenientes del noreste, también se ve afectada por los vientos provenientes del sureste y por la Cordillera andina que enfría los vientos del noreste y los traslada a zonas más cálidas.


ISBN: 978-980-7185-1 P-69

FIG. 8. Función de distribución acumulativa de dirección en las estaciones meteorológicas de las distintas regiones de Venezuela

Más hacia el sur la presencia de los vientos del sureste se

hace presente donde los vientos tienen direcciones entre 180º y 300º con frecuencias del 15 % aproximadamente, está zona aunque en menor escala también siente la influencia de los vientos fríos provenientes de la Cordillera de los Andes. La variabilidad de los vientos en estas zonas queda relejada con la función de acumulativa de la Figura 8, donde el 80% del tiempo los vientos tienen direcciones de 25º a 300º.

Por último la zona occidental presenta vientos marcados fuertemente por la influencia de la cordillera con frecuencias de aproximadamente 50% y donde el 90% de las veces los vientos no superan los 300º. Mientras tanto que la zona oriental presenta vientos predominantes del este con frecuencias cercanas al 30% y con variaciones entre 25% y 100º el 90% de la veces.

Para Finalizar es importante determinar de cual direcciones provienen los viento mas fuertes para ello se utilizo la rosa de viento promedio de la velocidad del viento.

La Figura 9 muestra las rosas de viento del promedio de la velocidad. En estas se puede observar que las velocidades más altas en las estaciones más hacia al norte se encuentran en la dirección que predomina para estas que es el este, las dos primeras rosas muestran que los viento fuertes que alcanzan hasta aproximadamente los 6 m/s tienen una procedencia de las direcciones entre los 0º y los 120º que como se vio anteriormente representan la mayor frecuencia con casi el 70%.

FIG. 9. Rosas de viento de la velocidad promedio en las estaciones

Meteorológicas para las distintas regiones de Venezuela En la zona central los vientos de velocidad más fuerte son

provenientes del este con variación entre 30º y 150º, mientras que más al sur las velocidades tienen incidencias entre los 120º y 330º lo que denota lo la presencia del cambio de dirección a medida que se aleja la costa.

La región occidental denota una marcada tendencia de las velocidades más fuerte proveniente del sur con variaciones entre el este y el oeste que demuestra la influencia que ejerce la Cordillera Andina sobre esta.

Por último la región del oriente de Venezuela posee velocidades provenientes del noreste al este al igual que en la región, solo que estas velocidades son de mayor magnitud debido a la mayor lejanía de esta zona con el mar. En esta también se observa la influencia de los viento del sureste con velocidades que no superan los 2 m/s.

V. CONCLUSIONES En este artículo se ha presentado una evaluación estadística

descriptiva de la velocidad y dirección en Venezuela, basado en mediciones locales, reales. Un análisis preliminar de las series de tiempo empleadas, indican que existe una cantidad de datos perdidos lo que amerita el uso de técnicas estadísticas de completación. En éste artículo se ha empleado el algoritmo


ISBN: 978-980-7185-1 P-70

de Expectación Máxima en el proceso de completación de datos efectuada sobre las series de tiempo.

El análisis de la velocidad de viento promedio diario, indica que en la zona norte de Venezuela los vientos resultan aceptables. Además los vientos aptos para el desarrollo de explotación del recurso eólico se presentan durante casi el 60% del tiempo lo que produce un adecuado factor de planta en las posibles instalaciones de generación eólica, convirtiéndolas en una adecuada opción económica.

La dirección del viento en Venezuela indica que las zonas con vientos altamente explotables se ubican zonas nortes y a su vez estos tienen vientos con direcciones de 90º el 70% de las los registros y que más del 80% del tiempo observado no exceden cambios más allá de los 100º.

El análisis estadístico de la velocidad y dirección del viento en Venezuela indica que el área norte cercana a la costa, es apta para ser explotada como fuente de generación eólica. Estas buenas características de viento que persisten cerca de las costas se debe a que la influencia de las brisas mar y tierra dan las condiciones ideales de velocidad y la influencia de los vientos noreste-suroeste prevalece la mayor parte del tiempo.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Méndez R, Juan E. Villasana F, Rafael A. “Análisis de Pre-Factibilidad Técnica-Comercial para el Desarrollo de una Granja de Viento en la Isla de Margarita, Venezuela". Trabajo Especial de Grado para Optar al Título de Ingeniero Electricista en la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional, Maracay, Venezuela, 2006.

[2] Servicio de Meteorología de Venezuela. Disponible en: http://www.meteorologia.mil.ve (Febrero 2009).

[3] Mistaya Engineering Inc. Windographer. Disponible en: http://www.mistaya.ca/windographer/overview.htm (Mayo 2009).

[4] Cedeño F., Guevara E., Cho A., Vega C. Métodos y Recolección de Datos de las 36 estaciones meteorológicas de Venezuela. Enero 2009.

[5] Mapa División Político Territorial de la República Bolivariana de Venezuela. Disponible en: www.a-venezuela.com. Agosto 2009.

[6] Tapio Schneider. “Analysis of Incomplete Climate Data: Estimation of Mean and Covariance Matrices and Imputation of Missing Values. Atmospheric and Oceanic Sciences Program”. Princeton University, Princeton. New Jersey. 1 Marzo 2001.

[7] Gómez G, Juan “Métodos de Inferencia Estadística con Datos Faltantes. Estudio de Simulación sobre los Efectos en las Estimaciones”. Estadística Española Volumen 48, página 106, 2006.

[8] R. J. A. Little y D. B. Rubin. “Statistical Analysis with Missing Data. Wiley Series in Probability and Mathematical Statistics”. 1987.

[9] F. González, R Terán, J. Méndez, A. Hernández, F. Guillen. “Evaluación del Recurso Eólico: Parte I”. I Congreso Petrolero Energético ASME UNEFA. 26 al 28 Octubre 2006.

[10] IDEAM y UPME. “Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia”. República de Colombia. 2005


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen— El Sistema de Transporte Masivo para el Área Metropolitana de Mérida (STMM), es un proyecto que además de buscar la solución de los problemas asociados al transporte de pasajeros, constituye un modelo donde se emplean técnicas y equipos innovadores desde el punto de vista tecnológico. El estudio de su carga, representada principalmente por los vehículos en operación, los puestos de rectificación y todos los elementos involucrados en la alimentación eléctrica del sistema, constituyen temas de gran importancia en el ramo de la Ingeniería Eléctrica y sus áreas afines. Por esta razón en el presente artículo se muestra el estudio y modelado de la carga antes mencionada, integrando un trabajo de investigación combinado, donde a partir de la evaluación documental de las partes protagónicas del sistema y las bases teóricas involucradas, se realizan configuraciones en el paquete computacional SIMULINK® como herramienta de simulación para observar las principales variaciones eléctricas presentes.

Palabras claves— Convertidor hexafásico de 12 pulsos, inversor trifásico, máquina asincrónica, transformador tridevanado de potencia.

I. INTRODUCCIÓN l estado Mérida es reconocido por ser un sitio turístico de grandes bellezas naturales y hermosos paisajes. Es por ello

que la implementación y operación del STMM, representa beneficios para la ciudad por sus características de preservación del medio ambiente debido a la no emisión de gases contaminantes, la reducción en la producción de ruidos que ocasionan contaminación sónica además de la movilización de una gran cantidad de pasajeros. Estas características son el resultado de la operación en modo eléctrico de los vehículos, condición ideal donde se emplean una gran cantidad de elementos, por lo tanto temas como alimentación, distribución, acondicionamiento y manejo de la energía eléctrica juegan un papel fundamental. Es por ello que el estudio de las cargas del sistema trae consigo la necesidad de reconocer y comprender cada uno de los

Artículo recibido el 22 de Enero de 2010. J.A.L. está disponible en Mérida, Estado Mérida, Venezuela, Telf. +58-

426-5723901/ +58-274-2213232. E-mail: [email protected] M.D. y J. V. están con la Universidad de Los Andes, Sector La Hechicera,

Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Mérida, Estado Mérida, Venezuela, Telf. +58-274-2402907 / 2824, Fax: +58-274-2402890, E-mail: [email protected], [email protected]

elementos que permiten la operación eléctrica de los vehículos, más allá de una evaluación puntual de los Trolebuses [1]. Basándose en lo expuesto, el estudio y modelado de la carga de la línea 1 del STMM, plantea una propuesta interesante, reuniéndose en pro de un mismo fín, la aplicación de una gran cantidad de conceptos de Ingeniería, donde las vías de solución empleadas dependen de la orientación y el enfoque particular tomado en el trabajo. Modelos y esquemas de simulación permiten establecer un punto de referencia y comparación de magnitudes y procesos presentes en sistemas de diferente índole, razón por la que de manera creciente, gracias a los avances computacionales, tales configuraciones son empleadas como un soporte didáctico, de planificación y diseño. Es por ello que parte del artículo, plantea la propuesta de un modelo de simulación que permite observar importantes procesos eléctricos ocurridos en el sistema, y que puede servir como punto de partida en el estudio específico de temas adicionales [2]. El presente artículo está compuesto por tres apartados principales, organizados de manera secuencial acorde al planteamiento de la propuesta. En primer lugar se hace referencia a la justificación del estudio y modelado efectuado, así como los objetivos propuestos para la realización del mismo. Luego se incluye de manera sintetizada la información documental y teórica asociada a las partes más importantes del sistema, a fin de poder evaluar los procesos eléctricos ocurridos para así establecer un modelo de carga simplificado apegado a los parámetros reales del sistema. Allí la configuración de los elementos está respaldada por la demostración de las magnitudes eléctricas que los caracterizan, resultado de cálculos realizados y simulaciones previas de cada subsistema propuesto. En el tercer apartado se hace referencia al paquete de simulación usado, se establecen algunas consideraciones cinemáticas propias de este tipo de sistema, se realizan configuraciones de operación específicas y se presentan los resultados de simulaciones con el modelo propuesto. Para luego comparar dichos resultados, con registros de mediciones de campo efectuadas bajo condiciones de operación conocidas. Finalmente se establecen conclusiones a partir de los resultados obtenidos y se hacen recomendaciones generales de posible aplicación a futuro.

Estudio y Modelado de la Carga de la Línea 1 del Sistema de Transporte Masivo de Mérida,

Venezuela Javier A. Lobo, Marisol Dávila, Jesús Velazco

E


ISBN: 978-980-7185-1 P-72

II. DESCRIPCIÓN GENERAL El sistema de Transporte Masivo de Mérida tipo Trolebús entró en funcionamiento a mediados del año 2007 para servir a las poblaciones del Área Metropolitana del estado Mérida, permitiendo a los usuarios gozar de un servicio rápido, seguro y confiable para su movilización, ya que cuenta con unidades funcionales tanto con energía eléctrica como con energía térmica proveniente de combustión (motor diesel). El sistema es alimentado a través de los puestos de rectificación (PRs) ubicados a lo largo del recorrido. En estos PRs la corriente alterna proveniente de la Subestación Eléctrica de Alta Tensión (SEAT), es convertida en corriente continua para alimentar las catenarias surtidoras de energía al material rodante. Adicionalmente los PRs alimentan transformadores auxiliares que proveen de energía alterna a los sistemas de tráfico, estaciones, CCO y finalmente instalaciones en Patio y Talleres. Establecer un modelo eléctrico de la carga principal representada por los trolebuses, constituye un tema de gran importancia a fin de predecir la operación óptima del sistema. Los proyectos de transporte urbano implementados en diferentes lugares del mundo han tenido una evolución que además de buscar resolver los crecientes problemas de tránsito propios del crecimiento poblacional de las ciudades, plantean una integración innovadora de técnicas y métodos modernos que buscan establecer sistemas seguros, eficaces y de alta confiabilidad. Estudios que permitan el conocimiento de estas técnicas, contribuyen a fomentar el interés sobre las tecnologías que se encuentran implementadas en la actualidad y las tendencias de diseño que se están estableciendo, donde la economía, la comodidad de los pasajeros y una actitud conservacionista, basan su operación en el uso de sistemas accionados eléctricamente. El estudio de la carga representada por los vehículos y elementos vinculados a su operación eléctrica, además de ser un tema innovador donde están presentes técnicas y dispositivos usados actualmente en gran cantidad de procesos industriales, permite establecer un modelo simplificado de parte del sistema, donde la posibilidad verificar niveles de tensión, corriente, potencia, distorsión armónica, procesos de rectificación, inversión de señales, consumo y generación de potencia en máquinas de inducción, constituye una herramienta de gran utilidad al momento de desear observar, cotejar y predecir posibles respuestas ante diferentes configuraciones y condiciones de operación. Contar con un marco referencia como punto de partida contribuye a la toma de decisiones acertadas. Como objetivo inherente dentro de la presentación del artículo se considera indispensable la realización de los siguientes aspectos: • Análisis los convertidores estáticos existentes en los

Puestos de Rectificación. • Hallar los parámetros de los transformadores de potencia

presentes en los PRs. • Empleo de un programa de simulación para el modelado de

las cargas. • Modelado el sistema bajo diferentes condiciones de

operación.

III. TEORÍA Y MODELO DE CARGA El sistema eléctrico que conforma la Línea 1 del Sistema de Transporte Masivo de Mérida puede ser resumido de la siguiente manera: El sistema se alimenta desde la SEAT ubicada en las adyacencias de la Subestación Mérida 1, en el sector Belensate de la Ciudad de Mérida. La SEAT a su vez, se alimenta de la red de 115 kV de la empresa suplidora de servicio eléctrico CADAFE desde una derivación en la torre de entrada a Mérida 1. En la SEAT se lleva a cabo la transformación de 115 kV a 13,8 kV y constituye el punto de partida de los circuitos de media tensión que alimentan el sistema, los cuales se distribuyen en cuatro ternas separadas en grupos de 2, desde el pórtico de 13,8 kV, el cual se encuentra ubicado espacialmente en una posición intermedia respecto a la disposición de los 8 PRs distribuidos a lo largo de la línea 1. Dicha división se ejecuta con la finalidad de ramificar la alimentación principal y de respaldo de los PRs ubicados 4 hacia la zona sur y los restantes hacia zona norte. En la actualidad se han instalado y se encuentran en pleno funcionamiento 5 PRS, 4 en la zona sur y 1 en la zona norte. Los puestos de rectificación constituyen un punto bucle en las conexiones de media tensión y en ellos se rectifica la tensión de 13,8 kV obteniéndose a su salida una tensión de 750 Vdc, la cual, a través de los disyuntores de vía y posteriormente las cajas de seccionadores es finalmente distribuida en la Línea Aérea de Contacto (LAC), lugar donde se conectan las pértigas de los trolebuses para permitir la alimentación del equipo de tracción dispuesto en los cofres de los vehículos, donde ocurre un proceso de censado, monitoreo y control de señales eléctricas principalmente mediante modulación de ancho de pulsos (PWM), a fin de lograr variaciones de torque y velocidad de la máquina asincrónica del vehículo, la cual normalmente opera como motor de tracción, pero que posee la capacidad de actuar como generador de energía durante procesos de frenado, energía que posteriormente y bajo ciertas condiciones según rangos establecidos puede ser reinsertada a la red o disipada en una resistencia de frenado. Una vez reconocidos de manera general los diferentes componentes del sistema eléctrico, se particulariza y se enfoca el artículo, en el estudio y configuración de los elementos que permitan establecer el modelo representativo del mismo, específicamente de las partes fundamentales que intervienen en la operación eléctrica de la carga bajo estudio.

A. Configuración de los PRs Para la realización del modelado de cada uno de los puestos, los mismos serán representados básicamente por dos de los elementos que permiten la conversión de los niveles de media tensión en la señal de voltaje con los valores y características deseadas. Dichos elementos están representados por el transformador de potencia y el convertidor hexafásico encontrado en cada PR.

1) Transformador de Potencia El transformador encargado de alimentar el grupo rectificador está constituido por un transformador trifásico tridevanado en conexión Yyn0d11 y capacidad nominal de


ISBN: 978-980-7185-1 P-73

(1100/ 550-550) kVA, (13,8/0,587-0,587) kV, 60 Hz. Para este grupo de conexión las tensiones de línea entre primario y secundario se encuentran en fase, mientras que las tensiones del terciario se encuentran adelantadas 30° respecto al primario. El esquema de conexión entre devanados es presentado en la Fig. 1.

FIG. 1. Grupo de conexión del transformador de potencia

A fin de determinar los valores tanto reales como en por unidad (p.u) del circuito equivalente del transformador, necesarios para realizar el modelado, se procedió a hacer uso de los datos observados en las Tablas 1-3, obtenidos a partir de la hoja de protocolo de ensayos de rutina suministrada por el fabricante [3].

TABLA 1 ENSAYO EN VACÍO.

Tensión (V) Intensidad (A) Pérdidas Hierro (W)

Vo=587 Io= 4.06 Wo= 3268

TABLA 2 RESISTENCIA EQUIVALENTE POR ARROLLAMIENTO

Tensión (V) Intensidad (A) Resistencia (Ω)

13800 46.021 0.8726

587 Y 540.96 0.0016496

587 D 540.96 0.0014922

TABLA 3 ENSAYO EN CORTO CIRCUITO (CC)

Ensayo Tensión (V) Vcc (%) Intensidad (A) Pérdidas (Wc)

13800/587 Y Vcc1=718.86 5.209 Icc1=23.01 2828

13800/587 D Vcc2=726.02 5.261 Icc2=23.01 2803

13800/587 D+Y Vcc3=809.23 5.864 Icc3=46.021 5380 Planteando (1), (2) y (3) y sustituyendo los valores aportados por la Tabla 3 se tiene:

√

18.037 (1)

√18.217 (2)

√10.152 (3)

Finalmente al resolver el sistema de ecuaciones de 3x3 compuesto por (1), (2) y (3) se obtiene:

• 2.178 .

• 15.859 .

• 16.039 . Para realizar la configuración del transformador en el programa de simulación, se requiere incluir los valores tanto de las resistencias e inductancias en magnitudes reales por devanado o en p.u referido al lado primario por lo que se procede a realizar el cálculo de los mismos. Debido a que se cuenta con los valores de resistencia de cada devanado se puede obtener la reactancia por fase teniendo presente la ecuación (4) y extendiéndola a cada una de las fases.

(4)

• 2 . 5.305 .

• 0.02865 . 76 .

• 0.02896 . 76.82 .

Con el propósito de incluir los parámetros del circuito magnético en el modelo del transformador se procede a calcular los mismos a partir de los datos del ensayo en vacío. Las ecuaciones a utilizar son:

3 (5)

(6)

(7) (8)

Donde: • Wo = Potencia trifásica de perdidas en el hierro.

• Vof = Tensión nominal de fase en secundario.

• Rfe = Resistencia de pérdidas en el hierro.

• Xμ = Reactancia de magnetización.

• Io = Corriente de vacío.

• Ife = Corriente de pérdidas en el hierro.

• Iμ = Corriente de magnetización.

Sustituyendo, despejando y refiriendo al primario se obtiene: • Rfe’ = 58275 Ω.

• Xμ’ = 75508 j (Ω).

2) Convertidor Hexafásico El convertidor encontrado en cada PR opera como un rectificador de marcha libre, es decir el proceso de rectificación producto de la operación como interruptores de los diodos dispuestos en cada puente trifásico, está completamente guiado y controlado por la forma de onda de tensión proveniente de la red eléctrica. En cuanto al tipo del convertidor, éste corresponde a un rectificador hexafásico de 12 pulsos como resultado de la interconexión en paralelo de 2 rectificadores trifásicos de onda


ISBN: 978-980-7185-1 P-74

completa con diodos montados en puente de de Graetz trifásico [4]. El comportamiento del convertidor hexafásico responde a un proceso de rectificación en las formas de onda de tensión, mediante el cual se consigue la conexión hacia la carga, de los voltajes instantáneos de línea con mayor magnitud producidos durante el semiciclo tanto positivo como negativo de cada fase durante un periodo. Dado que se tienen seis fases, tres por cada secundario, desfasadas 30° debido al grupo de conexión, finalmente se consiguen 12 pulsos por cada periodo de onda fundamental. (Ver Fig. 2).

FIG. 2. Formas de ondas de tensión Asumiendo que la forma de onda de la fuente de voltaje es Vs(t) = VmCos(wt) , se puede realizar el cálculo de algunos de los parámetros más importantes asociados a este convertidor.

Voltaje promedio en carga (Vcd):

(V)=0.988616 (9)

Voltaje eficaz en carga (Vrms):

(V)= 0.98866 (10)

Factor de rizado (r):

1 100(%)=1.42 % (11) Aprovechando la posibilidad que permite el software de simulación de observar diferentes formas de onda durante la operación del convertidor hexafásico, se presenta la Fig. 3 con las señales de corriente características en primarios del Tx. Para analizar la presencia de los armónicos en las diferentes corrientes, se realizó una rutina de programación en Matlab, mediante la cual se logra calcular y observar gráficamente (Fig. 4) la magnitud de los mismos, teniéndose presente que la representación en el espectro de frecuencia de señales periódicas, consiste en el muestreo por parte de una función impulso de los coeficientes del desarrollo en series de Fourier [5].

Sea: ∑

100 (12) Donde:

• Ih= Magnitud de la componente armónica individual.

• I1= Magnitud de la componente fundamental.

• THDI= Distorsión armónica total de corriente.

FIG. 3. Corrientes de fase en primarios del Tx.

FIG. 4. Espectro de frecuencia de corrientes de línea primaria Como se puede observar la componente cd es prácticamente nula, debido a la simetría en el eje x de las formas de onda. El aporte principal de la señal es proporcionado por la componente de frecuencia fundamental (n=1). Además a pesar que la corriente de primario sea próxima a una señal sinusoidal presenta algunas componentes de orden superior, siendo las principales las registradas para n =11 y n=13, alcanzándose una THDI menor del 15%. Por otra parte las corrientes de líneas secundarias, presentan mayor cantidad de componentes de orden superior, siendo las principales las visualizadas para n=5, 7, 11, 13, 17, 19, alcanzándose una THDI inclusive del 100%, acorde a cálculos aportados por la rutina de programación [2].


ISBN: 978-980-7185-1 P-75

B. Bobina de Alisamiento A la salida del rectificador se encuentra dispuesta una bobina de 0.1 mH conectada en serie, cuyo propósito principal es aplanar los cambios de corriente. En este punto es importante recordar que un inductor se opone ante los cambios bruscos de corriente en señales de cd. También se debe tener presente que el inductor opera como un filtro pasa bajo con el propósito de eliminar la mayoría de los componentes de ca.

C. Configuración de Conductores de Media Tensión Para la representación de los conductores de media tensión, se procede a ejecutar el cálculo de las impedancias equivalentes por cada tramo entre PR, haciendo uso de los parámetros eléctricos de los conductores de media tensión (13,8 KV-60 Hz) de 150 mm2 [6] con disposición subterránea a lo largo del recorrido de la línea y de las distancias en Km de los tramos correspondientes [7]. Impedancia equivalente por tramo:

• Z12 = 0.357 + 0.291j Ω. L= 0.772 mH.

• Z23 = 0.377 + 0.307j Ω. L= 0.814 mH.

• Z34 = 0.361 + 0.294j Ω. L= 0.78 mH.

• Z4P = 0.183 + 0.149j Ω. L= 0.395 mH.

• ZP5 = 0.167 + 0.136j Ω. L= 0.361 mH

D. Configuración de los Conductores de Baja Tensión Acorde a valores extraídos de la hoja de datos del fabricante, la sección equivalente de los conductores es de 120 mm2, siendo el material del mismo cobre de temple duro cuya resistividad volumétrica a 20°C es de 0.018 Ω*mm²/m, se puede obtener para este conductor una resistencia equivalente 0.149 Ω/Km a 20°C y 0.152 a 25°C, de forma tal que a partir de las distancias por cada sección es posible calcular la resistencia total por tramo. Resistencia equivalente por sección:

• De terminal a PR1: 0.187 Ω.

• De PR1 a PR2: 0.341 Ω.

• De PR2 a PR3: 0.360 Ω.

• De PR3 a PR4: 0.345 Ω.

• De PR4 a PR5: 0.334 Ω.

E. Configuración del Vehículo Simplificado A continuación se procederá a realizar la representación eléctrica de los trolebuses empleando estratégicamente parte de la información topológica y funcional real del vehículo [1], a fin de lograr uno de los objetivos propuestos para el presente artículo, que es conseguir el modelado de los mismos como bloque de consumo y regeneración de energía para poder observar sus efectos en diferentes condiciones de operación. En la Fig. 5 se puede observar el diagrama final empleado para realizar la correspondiente representación eléctrica de los vehículos. Allí se distinguen varios de los elementos correspondientes al diagrama de potencia real del vehículo, entre los cuales se encuentran las reactancias del filtro de red,

el chopper de freno, el inversor trifásico, el modulador de ancho de pulso y la máquina asincrónica.

FIG. 5. Diagrama simplificado de vehículo

A pesar de la similitud del modelo planteado al esquema real, se debe tener en cuenta que existe una diferencia importante asociada al mecanismo de control y regulación de velocidades del vehículo. Esta diferencia reside en el hecho de que el modelo opera bajo el concepto de un sistema a lazo abierto, condición seleccionada con el objetivo de tener un control directo y simplificado sobre las condiciones de generación y consumo de potencia por parte de la máquina asincrónica, lo cual se puede lograr modificando los parámetros eléctricos del estator por medio de variaciones de frecuencia y tensión voluntarias al cambiar las variables internas del PWM. Las modificaciones de frecuencia y tensión mencionadas, efectivamente son realizadas en el mecanismo de control real del vehículo, como resultado de todo el proceso de a lazo cerrado cuya implementación requeriría un detallado modelado, ajuste y configuración de parámetros y subsistemas, que va más allá de los objetivos propuestos para el presente artículo, constituyendo un tema específico de estudio de gran interés como posible propuesta para un trabajo adicional.

1) Filtro de Red Está representado por un filtro LC, donde los valores de sus elementos corresponden a las magnitudes de los empleados en el vehículo, 0.75 mH y 3000 μF respectivamente.

2) Chopper de Freno Como bloque equivalente al chopper de freno se planteó el subsistema denominado ChopFre1 mediante el cual se consigue disipar potencia en la resistencia de freno con capacidad de 75 kW una vez que se detectan 980 V en los terminales de la capacitancia de red. Cabe destacar que en simulaciones de prueba, ante la ausencia de dicho dispositivo la tensión en Cred1 tendía a incrementarse hacia el infinito durante los instantes de generación de la máquina asincrónica, dándonos ciertamente una idea de la necesidad fundamental de


ISBN: 978-980-7185-1 P-76

tal dispositivo y su papel como protección de los elementos del sistema al evitar tal comportamiento.

3) Generador PWM El bloque PWM empleado permite la posibilidad de generar un conjunto de pulsos en pro de controlar la conmutación coordinada del bloque inversor. Para esta oportunidad dicho generador es configurado en modo puente de tres ramas a fin de ser usado como un controlador trifásico. La técnica de modulación empleada para este caso es del tipo Sinusoidal Pulse Width Modulation (SPWM), la cual consiste en variar el ancho de cada pulso en proporción a la amplitud de una señal sinusoidal de referencia, lo que permite mejorar el desempeño en relación a la señal rms producto de pulsos de ancho fijo [4]. La frecuencia de salida del inversor será controlada por medio de la frecuencia sinusoidal de referencia (fo), adicionalmente la amplitud pico de la misma puede ser modificada variando el valor del índice de modulación el cual está dado por la relación entre la amplitud de la señal senoidal de referencia (Vr) y la de la triangular portadora (Vc) lo que de manera clara permite modificar el valor rms a la salida del inversor.

4) Inversor El dispositivo inversor empleado para el modelado corresponde al señalado en la Fig. 6 donde se distingue la disposición de los 6 transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), junto a los respectivos diodos antiparalelo que permiten el flujo de corriente bidireccional.

FIG. 6. Esquema inversor

El control de los IGBTs, en el bloque empleado se logra conectando la salida del PWM a la entrada g del inversor donde los 6 vectores modulados son direccionados a fin de manejar la puerta de cada transistor.

5) Maquina Asincrónica Para la representación de la máquina de inducción se hace uso del bloque disponible en el software de programación. Una de las características que han de ser particularmente aprovechadas al usar el programa, está dada por la posibilidad de poder configurar la máquina tanto como motor como generador, condición que puede ser controlada a partir de la característica par-velocidad de los motores de inducción. El proceso de generación es llevado a cabo en los vehículos al momento del frenado como fué mencionado previamente, sin embargo un aspecto que debe quedar claro es que al frenar, en los vehículos la velocidad del eje del motor también disminuye, de forma tal que la única forma de pasar a la

región de regeneración es lograr disminuir de manera controlada (a fin de permanecer en la zona lineal de bajo deslizamiento) [8] la velocidad sincrónica de la máquina, objetivo que puede conseguirse disminuyendo la frecuencia eléctrica de los parámetros estatóricos modificando la frecuencia de la señal sinusoidal de referencia establecida en el PWM.

IV. SIMULACIONES Y RESULTADOS El software de simulación MATLAB es un programa basado en cálculos numéricos que cuenta con una gran cantidad de prestaciones, como la posibilidad de realizar operaciones matemáticas, implementar algoritmos de lógica secuencial y aplicar operaciones en un entorno de interfaz gráfico conocido como Simulink®. En el trabajo de referencia [2] el modelo planteado se implementó completamente en el Simulink®, dado que dicho espacio cuenta con un conjunto de bloques basados en sistemas dinámicos los cuales se apegan en gran medida a los fenómenos variables que se desean representar. Dentro del Simulink® se cuenta a su vez con un conjunto de librerías divididas por categorías, que permiten plantear, modelar, diseñar o verificar sistemas de diferente índole. Teniéndose como interés actual el modelado de un sistema con elementos activos, pasivos, máquinas eléctricas y dispositivos semiconductores de electrónica de potencia, fue necesario el empleo de la extensión de bloques SimPowerSistems, la cual cuenta con un conjunto de blocksets orientados a la aplicación de sistemas eléctricos de este tipo.

A. Parámetros cinemáticos considerados El Sistema de Transporte Masivo de la Ciudad de Mérida está sujeto a características y variaciones permanentes de tipo cinemático y dinámico, teniendo presente los tiempos de parada, aceleración y frenado de los vehículos, velocidades máximas y promedios, variaciones de torque mecánico y demanda, tanto por diferencias continuas en la pendiente del terreno a lo largo del recorrido así como por cambios en la cantidad de pasajeros dependiendo de la operación en horas picos y períodos valles. Una de las relaciones más importantes a tomar en cuenta tiene que ver con la conversión de las rpm del motor a la correspondiente rapidez lineal, que representa el desplazamiento del vehículo en función del tiempo, unido a la relación mecánica entre el eje del rotor y la transmisión del vehículo.

3.6 0.377 (13) Donde:

• V= Velocidad lineal del vehículo (Km/h). • W= Velocidad angular del eje del rotor (Rad/s). • R= Radio de la rueda del vehículo (m). • Rt= Relación de transmisión mecánica. • N= Revoluciones por minuto del motor (rpm).

Los parámetros correspondientes al vehículo son: Rt= 12.4/1 y un R= 0.465m [1]. Al sustituir dichos valores, (13) queda expresada de la siguiente forma.


ISBN: 978-980-7185-1 P-77

0.135 0.01414 (14) Una fuente de información importante está constituida por el conjunto de valores disponibles en la hoja de datos técnicos del motor instalado en los vehículos [9]. Haciendo uso de las ecuaciones 14, 15, 16 y los términos necesarios de la Tabla 4, se pueden establecer los valores de la Tabla 5, lo que constituye una referencia al momento de establecer las configuraciones de los vehículos en la simulación.

(15)

(16) Donde:

• Nsinc= Velocidad sincrónica de la máquina. • Nm= velocidad del eje del motor. • S= deslizamiento • Fe= Frecuencia eléctrica del estator. • P= Número de polos de la máquina.

TABLA 4

PRESTACIONES DEL MOTOR DE INDUCCIÓN EN VEHÍCULOS

Magnitud Unidad de medida

Punto Especifico

Permanente Máximo

Tensión V 460 570 570

Corriente A 418 274 196

Potencia kW 273 230 160

Par Nm 1630 1062 360

Revoluciones r.p.m 1597 2067 4239

Fp - 0.91 0.91 0.91

Frecuencia Hz 55 70 143

TABLA 5

CARACTERÍSTICAS DE VELOCIDAD DEL MOTOR

Operación Nsinc(rpm) Ws(rad/s) Wr(rad/s) S(%) Vl(Km/h)

Punto Específico

1650 172.8 167.24 3.2 22.6

Permanente 2100 220 216.46 1.6 29.2

Máximo 4290 449.25 446.9 1.2 60

Donde: • Nsinc= Velocidad sincrónica de los campos

magnéticos del estator. • Ws= Velocidad angular sincrónica de los campos

magnéticos del estator. • Wr= Velocidad angular del rotor. • S= Deslizamiento porcentual de la máquina. • Vl= Velocidad lineal equivalente del vehículo.

Tomando en cuenta la información previa así como los parámetros promedios asociados a la operación actual del sistema [2], con un periodo total de recorrido aproximado de 68 min en una distancia de 10.2 km, se establece que la velocidad promedio de operación es de 18,2 km/h, con

velocidades instantáneas comprendidas entre (0-60) km/h. A su vez estableciendo como punto de comparación los momentos en que normalmente se encuentran 16 vehículos en operación, correspondiendo idealmente un espaciamiento entre vehículos de 1.29 km y un tiempo de despacho de 4.25 min, se realizan las simulaciones de rigor en torno a PR1con ayuda del Simulink®. Producto de la interacción de los vehículos y la correspondiente superposición de efectos, en informe de mediciones eléctricas realizado adicionalmente [10], se observaron constantemente variaciones en los parámetros eléctricos registrados por un equipo de medición ubicado en los diferentes PRs, constituyendo un punto de comparación entre los resultados obtenidos a partir de las simulaciones y los registros en campo. A continuación en las Fig. (7-12) se presentan los valores máximos obtenidos a partir de los gráficos simulados y registrados.

FIG. 7 Corriente (A) vs Tiempo (s) simulado en PR1.

FIG. 8 Corriente vs Tiempo registrado en PR1.

V. CONCLUSIONES Se puede distinguir como los valores picos de corriente y potencia registrados alcanzan magnitudes similares a las obtenidas a partir de la simulación, obteniéndose una diferencia del 9.1% y 0.7% respectivamente, dando muestra del buen funcionamiento del modelo aproximado. A partir de las simulaciones y mediciones efectuadas, se puede observar como la frecuencia de operación actual de los vehículos representa en determinados momentos incrementos de demanda que no superan las capacidades nominales instaladas en los puestos de rectificación, razón por la cual la

289.53A

0

100

200

300

400

05:52:40

06:02:20

06:12:00

06:21:40

06:31:20

06:41:00

06:50:40

07:00:20

07:10:00

07:19:40

07:29:20

07:39:00

07:48:40

07:58:20

08:08:00

08:17:40

08:27:20

08:37:00

08:46:40

08:56:20

09:06:00

09:15:40

09:25:20

A

Corriente PR1


ISBN: 978-980-7185-1 P-78

estabilidad del sistema debido a los requerimientos energéticos de la carga depende en mayor medida de factores de operación y manejo adecuado del vehículo [2]. Garantizar puntualidad en la frecuencia de despacho así como un manejo uniforme por parte de los conductores es condición indispensable en pro de evitar concentraciones de la carga producto de posibles efectos tren, lo que ocasionaría sobrecargas en las capacidades de los equipos de la alimentación y más aun si se encuentra desconectado algún PR. Los resultados obtenidos fueron presentados bajo la condición de operación asistida de los PRs. Es sabido que éstos, están en capacidad de aportar la energía de un tramo de manera independiente, es decir cuando alguno de los PRs vecinos se encuentra desconectado. Sin embargo esta operación es desfavorable ya que aumentan los requerimientos de carga en un mismo PR y las caídas de tensión en la línea de contacto son mayores, lo que reduce la confiabilidad del sistema. Se recomienda continuar los estudios relacionados a la carga de este sistema, de manera específica, asociados con el mecanismo empleado por los trolebuses para el control de la máquina asincrónica. Lograr la aplicación detallada del método de control vectorial de campo orientado en un modelo de vehículo podría ser útil para establecer de manera más ajustada los diferentes procesos asociados al manejo de los mismos, aparte de las aplicaciones prácticas que podrían ser establecidas.

FIG. 9 Tensión (V) vs Tiempo (s) simulado en PR1.

FIG. 10 Tensión vs Tiempo registrado en PR1.

FIG. 11 Potencia (W) vs Tiempo (s) simulado en PR1.

FIG. 12 Potencia vs Tiempo registrado en PR1.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] UTE Transmérida. “Proyecto de Obras Electromecánicas del

Sistema de Transporte Masivo de Mérida. Sistema de Material Rodante. Ingeniería de Detalle”. (Documento N° 1). Mérida, Venezuela, 2000.

[2] Lobo, J. A. “Estudio y Modelado de la Carga de la Línea 1 Sistema de Transporte masivo de Mérida”. Trabajo de Grado presentado para obtener el título de Ingeniero Electricista, Universidad de Los Andes, Mérida, Noviembre, 2009.

[3] ABB. “Protocolo de Ensayos de Rutina”. [CD]. Disponible: CYMI Venezuela s.a., 2002.

[4] Rashid, M. H. “Electrónica de Potencia: Circuitos, Dispositivos y Aplicaciones”. (2da Ed.). México: Prentice Hall Hispanoamericana, 1995.

[5] Briceño, J. E. “Representación Espectro-Temporal de Señales. Principios de las Comunicaciones”. (pp. 1-85). Mérida, Venezuela: Taller de Publicaciones de la Facultad de Ingeniería, ULA, 2004.

[6] Taborda, L. “Informe de Pasantías”. Disponible: CYMI Venezuela S.A. Delegación Mérida, 2009.

[7] Balfour Beatty Rail. (sf1). “Plano Esquema Unifilar Disposición de Subestaciones”. [Digital]. Disponible en Ute transmérida. Mérida, Venezuela, 2000.

[8] Chapman, S. J. “Máquinas Eléctricas”. (4ta Ed.). D.F. México: McGraw-Hill Interamericana, 2005.

[9] AEG Div. Sistemas Ferroviarios. “Hoja de Datos Técnicos Motor BAZu 4651/4”. (Ed. 01). Mérida, Venezuela: UTE Transmérida, 1995.

[10] Lobo, J. “Informe de Pasantías”. Mérida, Venezuela: UTE Transmérida, 2009.

575

580

585

590

595

05:52:40

06:03:20

06:14:00

06:24:40

06:35:20

06:46:00

06:56:40

07:07:20

07:18:00

07:28:40

07:39:20

07:50:00

08:00:40

08:11:20

08:22:00

08:32:40

08:43:20

08:54:00

09:04:40

09:15:20

09:26:00

V

Tensión PR1

576,686kW

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

05:52:40

06:01:40

06:10:40

06:19:40

06:28:40

06:37:40

06:46:40

06:55:40

07:04:40

07:13:40

07:22:40

07:31:40

07:40:40

07:49:40

07:58:40

08:07:40

08:16:40

08:25:40

08:34:40

08:43:40

08:52:40

09:01:40

09:10:40

09:19:40

09:28:40

W

Potencia PR1

4TO CONGRESO IBEROAMERICANO DE ESTUDIANTES DE INGENIERÍA ELÉCTRICA (IV CIBELEC 2010). 5TAS JORNADAS DE INGENIERÍA ELÉCTRICA (V JIELECTRIC 2010)

ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—El presente artículo presenta una guía básica de los requerimientos técnicos utilizados para disminuir el riesgo eléctrico en las subestaciones, bajo el marco regulatorio establecido por la normatividad internacional vigente, la cual a su vez debe ser validada por los entes reguladores del sector eléctrico en cada país. Esto constituye una ayuda para los ingenieros del sector que necesiten incursionar en el diseño de subestaciones eléctricas y para aquellos que deseen información de las últimas disposiciones contempladas por la normativa internacional. Así mismo se establecen los lineamientos básicos a seguir por los grupos certificadores de este tipo de instalaciones. Palabras claves—Apantallamiento, distancia mínimas de seguridad, malla de tierra, riesgo eléctrico.

I. INTRODUCCIÓN

a reglamentación del sector eléctrico para el diseño de subestaciones, busca establecer las medidas que

garanticen la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal y la preservación del medio ambiente; con el objeto de prevenir, minimizar ó eliminar los riesgos de origen eléctrico [1]. A su vez se busca que se incremente la confiabilidad y la seguridad en los ambientes de trabajo minimizando el riesgo eléctrico existente en la operación y/o mantenimiento que se realice en los patios o edificio de control donde se ubique el equipo eléctrico de las subestaciones. Es de vital importancia para el personal evitar contactos accidentales de tipo directo ó indirecto ocasionado por cortocircuitos [2], fallas en aislamientos, descargas ocasionadas por rayos, que al no ser eliminadas ó minimizadas adecuadamente, puedan causar la muerte u otro tipo de accidentes ó enfermedades profesionales. Conjuntamente con esto, la reglamentación plantea unos lineamientos básicos para el correcto mantenimiento y funcionamiento de los equipos e instalaciones. En otras palabras, a través de la implementación de los reglamentos técnicos se busca que los diseñadores cumplan con unas normas básicas mínimas a tener en cuenta en el diseño, desde las cuales se mitiguen ó eliminen los riesgos potenciales y se

Articulo recibido el 18 de Diciembre de 2009, por el Comité Técnico del IV

CIBELEC y las V JIELECTRIC 2010. J.G.T. está con la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de

Telecomunicaciones. Grupo de investigación GISEL Universidad Industrial de Santander. Docente UTS. Bucaramanga, Colombia. Tlf 317 4007953, Fax 0757(7) 6447835. E-mail: [email protected]

H.R.V.T. está con la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones. Universidad Industrial de Santander. Bucaramanga, Colombia. Tlf 300 5705431, Fax 0757(7) 6359622. E- mail: [email protected]

cree una instalación segura que no represente riesgo para los equipos o las personas que estén cerca de ellos [3], [4]. De los diversos tipos de sistemas de seguridad que pueden proteger las personas y equipos, en este artículo se determinan aquellos que son básicos a nivel industrial: Malla de puesta a tierra, metodologías de sistemas de apantallamiento básicos en subestaciones basados en los modelos electro geométrico, el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad de acuerdo a las normas eléctricas vigentes en el ámbito internacional y la valoración del riesgo eléctrico.

II. MALLA DE TIERRA Uno de los principales requerimientos para minimizar los riesgos de origen eléctrico establecidos por los entes reguladores de energía de cada país, es la instalación de Sistemas de Puesta Tierra (SPT), cuya función es proteger al personal que labore en actividades de operación y mantenimiento o que se encuentre en el sitio de la subestación, no experimentar tensiones de toque o de paso que superen los niveles o umbrales permisibles por el cuerpo humano, cuando se presenten fallas, y evitar accidentes o riesgos de tipo eléctrico [5],[6]. Para efectuar el cálculo y acatar los requerimientos para elaborar los diseños de la malla, en el presente artículo el estudio se basa en la norma ANSI/IEEE 80-2000[7- 9]. El diseño de puesta a tierra se fundamenta en determinar las tensiones máximas aplicables al cuerpo humano en caso de fallas, como se vera continuación. 1) Diseño de la malla: El diseño de la malla debe tener en cuenta las siguientes variables: • Resistividad del terreno. • Tensión de paso tolerable. • Tensión de toque. • Conductor de la malla. • Configuración de la malla. • Profundidad de enterramiento conductor de la malla. 2) Tensión de paso tolerable: Las tensiones de paso tolerable por el cuerpo humano se

Síntesis de los Requerimientos Básicos de Diseño para Disminuir el Riesgo Eléctrico en

Subestaciones Jairo Gómez Tapias, Hermann Raúl Vargas Torres

L


ISBN: 978-980-7185-1 P-80

calcula de acuerdo con el peso corporal y están definidas por, [7]:

][116,0

)61000()50(

Vts

sCsKgS

E ρ××+= (1)

][157,0

)61000()70(

Vts

sCsKgS

E ρ××+= (2)

Es: Tensión de paso tolerable en V Cs: Factor de reducción para disminuir el valor de resistividad de la capa

superficial ρs: Resistividad de la capa superficial del terreno, Ω-m ts: tiempo de duración de falla, s Los subíndices indican el peso corporal de las personas, y deben calcularse para 50Kg ó 70 Kg. 3) Tensión de toque tolerable: La tensión de toque tolerable por el cuerpo humano se calcula de acuerdo con el peso corporal y esta dada por, [7]:

0,116(1000 1, 5 ) [ ]

(50 )E Cs s Vt Kg ts

ρ= + × × × (3)

0,157

(1000 1, 5 ) [ ](70 )

E Cs s Vt Kg tsρ= + × × × (4)

Et: Tensión de toque tolerable en V Cs: Factor de reducción para disminuir el valor de resistividad de la capa

superficial. ρs: Resistividad de la capa superficial Ω-m. ts: tiempo de duración de falla, s Los subíndices indican el peso corporal de las personas, y deben calcularse para 50 ó 70 Kg. 4) Selección del conductor: Para seleccionar el conductor de la malla se tiene en cuenta el área correspondiente, [7]:

]2[

)ln(410

1mm

TakoTmKo

rTcTcap

IA

++

×××

−××=

ρα

(5)

A : Área del conductor, mm² I : Corriente simétrica de malla en kA. Tm : Temperatura máxima en los nodos de la malla permitida °C. Tc : Tiempo que fluye la corriente, s K : Temperatura ambiente 30°C ko : Coeficiente térmico 1/αr Tcap : Coeficiente de la capacidad térmica/cm. α :Coeficiente de resistencia térmica a la temperatura de

referencia 20°C ρr : Resistividad del conductor de la malla Ω-m.

5) Cálculo de la Resistencia de la malla, [7]:

][/201

11

2011

Ω×+

+××

+= ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

mallaAhmallaALtcRm

(6)

Rm : Resistencia de la malla en Ω Ltc : Longitud total del conductor, m Amalla : Área de la malla, m² .h : Profundidad de enterramiento de la malla, m.

El valor de la resistencia de malla calculada debe ser menor que los valores de resistencia máximos especificados en las normas para cada tipo de subestación. 6) Máxima corriente de malla, [7]:

][kAfcIgDfIG ××= (7) IG :Máxima corriente de malla, kA. Df : Factor de decremento de duración total de la falla. Ig : Corriente máxima de falla, kA. Fc : Factor de decrecimiento de la falla. 7) Cálculo de la tensión máxima en la malla, [7]:

RmIGGRP ×= [V] (8) GRP: Tensión máxima de la malla en V. IG : Corriente máxima de malla en kA. Rm : Resistencia de la malla en Ω. 8) Cálculo de la tensión de toque y de paso en la malla calculada: Para el cálculo de la tensión de malla se debe tener en cuenta los siguientes tópicos: a) Factor de espaciamiento entre conductores de la malla: km. b) Factor de corrección que tiene en cuenta la profundidad de

la malla: kh. c) Factor de corrección por geometría de la malla: ki. d) Longitud perímetro del conductor en m: Lpc e) Longitud total del numero de varillas de la malla en m: lr f) Longitud a lo largo de la malla en m: lx. g) Longitud a lo ancho de la malla en m: ly. 9) Tensión de malla, [7]:

][

]22

22,155,1[

V

lylx

lrlrlpc

KikmIGEm

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

+×+×+

×××=

ρ (9)

Em: Tensión de malla, V ρ : Resistividad del terreno, Ωm. IG : Corriente máxima de falla, kA Km: Factor de espaciamiento Ki : Factor de corrección por geometría de la malla lpc: Longitud perímetro de conductor, m


ISBN: 978-980-7185-1 P-81

lr : Longitud total del numero de varillas, m lx : Longitud a lo largo de la malla, m ly : Longitud a lo ancho de la malla, m 10) Tensión de paso en la malla, [7]:

][85,075,0

Vlrlpc

KiksIGEs

×+××××

=ρ

(10)

Es: Tensión de paso en la malla, V ρ: Resistividad del terreno, en Ωm. IG : Corriente máxima de falla, kA Ks: Factor de geometría para tensiones de paso Ki : Factor de corrección por geometría de la malla lpc: Longitud perímetro de conductor, m lr : Longitud total del numero de varillas, m Una vez se evalúen los parámetros de la malla, los resultados del cálculo de la malla serán satisfactorios si se observa que las tensiones ofrecidas por la malla son menores que las tensiones tolerables por el cuerpo humano.

III. APANTALLAMIENTO DE SUBESTACIONES. En la práctica, el apantallamiento de una subestación debe proteger a la subestación contra sobretensiones presentadas por descargas atmosféricas sobre las líneas de transmisión interconectadas a la subestación ó por descargas atmosféricas (rayos) que pueden caer en la subestación [10], [11]. La normatividad internacional establece que en sitios donde se tenga aglomeración de personas se debe hacer análisis del nivel de riesgo por exposición al rayo, en el que se observa que no están exentas las subestaciones industriales [12- 15], para ello se debe efectuar la correspondiente evaluación del riesgo que pueda causar el efecto de la descarga producida por el rayo a través de las siguientes métodos: • Metodología basada en la teoría de lógica difusa

Esta metodología describe los dos principales aspectos a tener en cuenta en la definición de un riesgo son la frecuencia del daño, la cual define las veces que ocurre el daño, y la “severidad del daño”, la cual describe la severidad que el daño puede producir. Ambos aspectos implican una evaluación cualitativa y cuantitativa de los efectos del daño, donde un número difuso puede ser usado para modelar estos aspectos. Una vez identificados, la medida del riesgo del daño puede ser dada por: Riesgo = # eventos dañinos x índice de seguridad • Metodología basada en la norma NFPA 780-2004

Esta metodología solo considera el daño causado por un impacto directo a la estructura o edificio a proteger y las corrientes que fluyen a través del sistema de protección. La probabilidad de que una estructura u objeto sea impactado por el rayo, es el producto de un área equivalente de

recolección de la estructura por la densidad de rayos a tierra para el área donde esta localizada la estructura. La frecuencia anual de impactos de rayo a una estructura se determina mediante la siguiente ecuación:

610−×××= CAeNgNd [Frecuencia anual de impactos/año] (11) Nd : Frecuencia anual de impactos de rayo /año Ng: Densidad anual promedio de rayos a tierra [rayos a tierra/Km²-año] Ae : Área efectiva de recolección de la estructura, m² C : Coeficiente de entorno • Metodología basada en la norma NTC4552-2008

La norma técnica para Colombia NTC4552, establece que para encontrar el nivel de riesgo tiene en cuenta cuatro índices, clasificados y ponderados dentro de dos características como son los parámetros de los rayos e índices que están relacionados con la estructura [16]. Los parámetros de las descargas eléctricas atmosféricas utilizadas para encontrar el nivel de riesgo son la densidad de descarga a tierra (ddt) y la corriente pico absoluta (Iabs) promedio en kA, asignando una mayor relevancia a la densidad de descarga, debido a la posibilidad de que la estructura se vea afectada dependiendo de la cantidad de la descargas a la que esta expuesta que de la intensidad de la misma, [11]. El nivel de riesgo se determina con la siguiente ecuación, [11]:

])[3,0()7,0( kAIabsddtRiesgo ×+×= (12) ddt: Riesgo debido a la densidad de descarga a tierra Iabs: Magnitud de la corriente pico absoluta promedio • Metodología basada norma IEC62305-3-2005

La metodología usada por la norma IEC62305-3, es homologada por la norma colombiana 4552-2-2008, evalúa el daño, a partir de la fuente primaria como es la corriente del rayo, la cual puede causar daños como son: Daño mecánico inmediato, Fuego y explosión iniciado por chispa causadas por sobretensiones resultantes de acoples inductivos o resistivos y por el paso de parte de la corriente del rayo, o por fallas o mal funcionamiento de sistemas internos causados por impulsos electromagnéticos radiados.

Con base en los riesgos de impacto de rayos desarrollados por estas cuatro metodologías, se deben implementar protecciones de tipo externo que tengan como función principal interceptar las descargas que caigan sobre las estructuras y conducir la corriente del rayo hasta el suelo [11], esto deriva en el uso de uno de los siguientes modelos de apantallamiento:

• Modelo electro geométrico Para determinar la efectividad de los apantallamientos Giman y Whitehead [17], desarrollaron un sistema analítico basado en el modelo electro geométrico. Además Mousa y Link desarrollaron una metodología mas moderna para


ISBN: 978-980-7185-1 P-82

apantallamiento con cables de guarda basado en el modelo electrogeométrico [18-20]. Este modelo es el más usado en apantallamiento de subestaciones, en la practica se simula un balón esfera de radio igual a la distancia de descarga, rodando sobre la superficie de la subestación y sobre los objetos de la misma, en el que todos los equipos que toque la esfera están sujetos a la descarga directa, diseñándose entonces con el propósito que lo que toque la esfera sean los dispositivos de apantallamiento; en el que se usan como parámetros el área de la subestación y el nivel ceráunico a tener en cuenta en el sitio donde se diseña y construye la subestación. Para determinar gráficamente la altura mínima de los dispositivos de protección se trazan arcos de circunferencia con radios equivalentes a las distancias de descarga, a los objetos a ser protegidos de manera que los arcos sean tangentes a la tierra y a los objetos, teniendo en cuenta que todo lo que toque el radio esta sujeto a descargas directas. La Figura 1, muestra el radio de protección descrito por la circunferencia.

FIG. 1: ALTURA MÍNIMA DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN E INTERCEPCIÓN

• Distancia efectiva de descarga en el modelo electro

geométrico: La distancia efectiva de descarga determina la posición de la estructura apantalladora con respecto al equipo a proteger, Se calcula experimentalmente para un intervalo de confianza correspondiente a una desviación típica de la media de un 10/100, [21]. - Distancia efectiva de descarga, [21]:

][32

5,8 mIocRsc ×= (13)

Rsc : Distancia efectiva de descarga. Ioc : Corriente de retorno, kA. - Corrientes de retorno corregida por Whitehead, [21]:

][1,1 kAIcIoc ×= (14) Ioc : Corrientes de retorno corregida por Whitehead, para el cálculo de

la distancia efectiva de descarga.

][)2//( kAZCICFOIc = (15) Ic : Corriente crítica retorno, kA. ICFO : Tensión critica de flameo inverso de los aisladores y

explosores de la línea, kV. ZC : Impedancia característica del conductor de fase, Ω. - Impedancia característica del conductor de fase, [21]:

][)/2ln(60 Ω××= rhavZc (16)

Zc : Impedancia característica del conductor de fase mas alta con reflejo

capacitivo, Ω. r : Radio externo del conductor de fase o radio medio geométrico en

caso de haz de conductores, m. hav : Altura promedio del conductor de fase mas alto, m. - Altura promedio del conductor de fase más alto, [22]:

][32

mFMhHav ×−= (17) Hav : Altura promedio del conductor de fase más alto, m. FM : Flecha máxima del conductor de fase más alto, m h : Altura del conductor de fase más alto, m Para líneas de alta y extra alta tensión, los científicos Mousa [18] y Link [19], establecen que se debe verificar que la relación Rsc/d ≥ 1,5 para garantizar que hmin de los cables de guarda no sea alta y el diseño se convierta en antieconómico [22]. • Método de diseño empíricos

Este modelo de apantallamiento, desarrollado por Warner [IEEE 1996] y Mousa [1976], utiliza ángulos fijos para determinar la cantidad, posición y altura de los mástiles o cables de guarda, en el que los ángulos que se usan se determinan por el área y grado de importancia de la subestación. En el modelo se debe tener en cuenta que a medida que sea necesite ampliar la altura de la estructura de la subestación se debe reducir el ángulo de apantallamiento. La Figura 2 muestra, la disposición de los ángulos, descritos cuando se apantalla con un mástil, [22].

1. Mástil 2. Estructura a proteger 3. Plano de referencia

FIG 2 CUBRIMIENTO CON UN MÁSTIL.


ISBN: 978-980-7185-1 P-83

• Apantallamiento con bayonetas Se conoce como bayoneta un elemento metálico con su extremo superior cortado en forma diagonal, su longitud es variable y esta limitado por la zona que se requiere apantallar o proteger su diámetro depende directamente de la longitud del tubo soporte. El utilizar bayoneta es un medio adicional empleado en las subestaciones, que deja de ser útil si se selecciona o se escogen bien los cables de guarda. La bayoneta es un dispositivo que actúa como electrodo, en caso de producirse descargas atmosféricas ocasionadas por los rayos. Se colocan en las partes más altas de las estructuras de manera que se describe un cono de apantallamiento, determinando en forma experimental un ángulo de 30º a 45 º, la zona de protección se determina a través de la distancia llamada radio critico de flameo rcf que se define de acuerdo a: - Radio critico de flameo (rcf) definida por, [22]:

5,1>Xtrcf

(18) Xt: distancia radial de protección, m - Distancia radial de protección (Xt) definida por, [22]:

πA

Xt = (19)

A: área protegida al nivel del suelo, m² • Apantallamiento con cables de guarda Desarrollado a partir del modelo electro geométrico, en el que los cables de guarda se utilizan para proteger, contra las descargas directas, cuando el nivel isoceráunico es significativo, o simples astas sobre los soportes cuando la probabilidad de rayos es muy reducida, aspecto este que puede bien ser tomado como norma en las subestaciones a muy altas tensiones con el objeto de reducir la altura de los soportes en zonas poco tormentosas. Los hilos de guarda en las subestaciones deben instalarse a una altura adecuada para proteger eficazmente los conductores y equipos bajo tensión. El ángulo efectivo de protección es de 45º para un hilo de guarda y de 60º cuando se utiliza más de un cable de tierra. Para determinar la altura mínima de los hilos de tierra, a fin de asegurar una protección eficaz de los equipos, se utiliza el método ideado por Langrehr, que supone que cuando el rayo se descarga hacia tierra y se encuentra a una altura igual al doble de la del hilo de guardia, la descarga se efectuara sobre estos o el suelo, por ser estos los puntos mas cercanos al rayo. La zona de protección queda entonces determinada, como se observa en la Ffigura 3: [22].

IV. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD. En las subestaciones se deben garantizar las distancias mínimas dadas por normas internacionales (IEC), con el objeto de garantizar los niveles de aislamiento y para preservar

la vida del personal que labora o realice labores de mantenimiento en la subestación de tipo convencional [8].

-

h : Altura de los conductores o del equipo a protegerse. 2a : El ancho de la celda H : Altura mínima de los hilos de guardia o de los mástiles ó astas de

protección, m

FIG 3. APANTALLAMIENTO CON CABLES DE GUARDA

Distancias útiles a conservar en ambientes interiores o exteriores, salvo en subestaciones de tipo blindado o aisladas en gas.

La determinación de estos lineamientos establecidos para el diseño de subestaciones debe tener en cuenta las distancias eléctricas entre las partes vivas del equipo entre estas y las diferentes estructuras como muros o rejas de cerramiento, áreas de circulación de personal, vehículos, distancias a pisos, se calculan así: [22]. 1) Altura de los equipos sobre el nivel del piso, [22]: La altura mínima de los equipos en sus partes vivas al nivel del piso hasta una altura de 1000 m.s.n.m. se calcula así:

][01058,03,2 mkVhs ×+= (20) kV : Tensión máxima de diseño hs : Distancia de la a nivel de los equipos a piso y no inferior de 3m. En el caso de sobrepasar los 1000 m.s.n.m. la distancia de seguridad deberá corregirse:

][])100

10000125,0[ mhs

hhshsh ×

−×+=

(21) hsh : Distancia mínima de la parte viva al piso a una altitud h sobre el

nivel del mar. hs : Distancia mínima de los equipos a piso dada desde 0 a 1000 m.s.n.m. h : Altitud sobre el nivel del mar, m 2) Altura de las barras colectoras sobre el piso, [22]: Esta altura se calcula hasta una altura entre 0 y 1000 m.s.n.m así:


ISBN: 978-980-7185-1 P-84

][0125,00,5 mkVhb ×+= (22) kV : Tensión máxima de diseño. hb : Distancia de la barras al piso a1000 m.s.n.m. Distancia a corregir

para alturas diferentes a 1000m. En el caso de sobrepasar los 1000 m.s.n.m. debe calcularse, [22]:

][])

1001000

0125,0[ mhsbh

hshsb ×−

×+= (23)

hsb : Distancia mínima de la parte viva al piso a una altitud h sobre el

nivel del mar. h s : Distancia mínima de los equipos a piso dada a 1000 m.s.n.m. h : Altitud sobre el nivel del mar en metros. 3) Altura de líneas que ingresan a la subestación: Esta altura no debe ser inferior a 6 m y se puede calcular así, [22]:

][006,00,5 mkVhl ×+= (24)

Kv : Tensión máxima de diseño. hl : Altura de remate de la línea en la subestación. Para encontrar la altura de remate en las líneas de la subestación a alturas sobre el nivel del mar diferentes a 1000 m se calcula, [22]:

][])100

10000125,0[ mhl

hhlhlh ×

−×+= (25)

hlh : Distancia mínima de remate de la subestación a una altitud h sobre el nivel del mar.

hl : Distancia mínima de los equipos a piso dada a 1000 m.s.n.m. h : Altitud sobre el nivel del mar en metros. 4) Distancias de seguridad. Definidas como los espacios de libre de circulación y que permiten la libre circulación y efectuar labores operativas o de maniobra, mantenimiento en la subestación sin que se presenten riesgos para el personal. La distancia de seguridad en aire esta dada por, [22]:

][9,0 mdftdh += (26)

][25,2 mdftdv += (27) dh : Distancia horizontal a respetar en las zonas de circulación en m. dv : Distancia vertical a respetar en las zonas de circulación en m y no

debe ser inferior a 3 m. df t : Distancia mínima de fase a tierra correspondiente al nivel al nivel

básico de aislamiento (NBI) en la zona. En la Tabla I se encuentran valores característicos para las distancias de seguridad a diferentes tensiones.

TABLA I DISTANCIAS DE SEGURIDAD SEGUN TENSIONES

Tensión nominal [kV]

NBI [Kv]

dft ( a 2300 m)

[m]

dv [m]

Ajuste [m] dh [m]

dv [m]

85/115 230 400

550 1.050 1.425

1.35 2.59 3.76

3.60 4.84 6.00

2.30 3.50 4.70

3.6 4.90 6.00

5) Zonas de circulación de personal. En subestaciones o sitios donde circule personal, las distancias mínimas de seguridad deben contemplarse así, [22]:

][25,2 mhbdmc += (28) dmc : Distancia mínima de circulación personal. hb : Equivalente a la distancia base dft. En zonas donde por motivos especiales no se cumplen con las distancias mínimas de seguridad se exige la instalación de barandas de seguridad de altura mínima 1,2m. , [22]:

][90,0 mhbdhm += (29) dhm : Distancia horizontal mínima, m hb : Equivalente a la distancia base dft. En zonas donde no se permita al circulación de personal, se exige la instalación de barandas de altura mínima 1,2 m y separadas la distancia dft ampliadas en 0,9 m.

V. CONCLUSIONES 1. Para el diseño de nuevas subestaciones eléctricas, la

normatividad internacional y la normatividad de cada país en particular del sector eléctrico, establecen las condiciones técnicas básicas para minimizar los riesgos eléctricos en el momento de adelantar el diseño.

2. La implementación de un buen y eficiente sistema de apantallamiento en las subestaciones eléctricas esta muy marcado por su nivel de tensión, el nivel de aislamiento requerido, el nivel isoceraunico del sitio donde se ubica la subestación, la altura de los equipos a proteger, la altura y separación efectiva de los cables de guarda. Además, esta influenciada por las sobretensiones de origen externo (descargas atmosféricas) que pueden incidir en el área de protección, aspectos que deben ser minuciosamente estudiados para garantizar un apantallamiento efectivo.

3. Un inadecuado diseño del apantallamiento y/o de la malla de puesta a tierra en las subestaciones eléctricas, puede traducirse en la aparición de sobretensiones que deterioran los niveles de aislamiento y la vida útil de los equipos; ó en su defecto ocasionar choques eléctricos que comprometen la vida del personal técnico y operativo.

4. La implementación de los requerimientos básicos para minimizar el riesgo eléctrico no garantiza totalmente, la disminución del alto riesgo de la accidentalidad presente en el sector energético. Especialmente en subestaciones, se hace necesario implementar programas de capacitación


ISBN: 978-980-7185-1 P-85

y prevención en seguridad eléctrica en las diferentes áreas de trabajo.

5. La seguridad humana en el área de subestaciones, tiene estrecha relación con la efectividad del diseño de la correspondiente puesta a tierra, y de la capacidad que esta tenga para efectuar la evacuación de las fallas provenientes del sistema de potencia, o de descargas atmosféricas atrapadas por los diferentes sistemas de apantallamiento.

6. Aspectos importantes a tener en cuenta para minimizar los riesgos de tipo eléctrico ocasionado por tensiones, a los que están expuestos los operadores en las subestaciones, se logran con el diseño planteado para el cálculo de las mallas a tierra y los correspondientes sistemas de apantallamiento.

7. No hay un modelo o unos estándares definidos para el montaje del apantallamiento externo de subestaciones, este es un tema que debe ser desarrollado en investigaciones futuras por su importancia para el cumplimiento de la norma y para el diseño financiero del montaje de las subestaciones

8. La elaboración de prototipos o herramientas computacionales en un futuro inmediato facilita el análisis, diseño, verificación y certificación, en forma ágil y rápida de la normatividad establecida para la puesta en macha de las subestaciones eléctricas.

IV.REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

[1] RETIE, “Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas”, Resolución 184766 del 2 de abril de 2007.

[2] Atanackovic D. T. McGillis, F.D. Galiana, “The Application of MultiCriteria Analysis to Substation Design” IEEE Transactions on Power System, Vol. 13, No. 3, August 1998, pp. 1172-1178.

[3] NFPA 70, “National Electrical Code”, Edition 2005. [4] NFPA 780, “National Electrical Code”, Edition 2005.

[5] IEC 60865, “Short Circuit Currents, Calculation of Effects. Part1: Definitions and Calculation Methods”. 1993, 15pp

[6] IEC 60865, “Short Circuit Currents, Calculation of Effects. Part 2: Examples of Calculation Methods”. 1994, 81p

[7] “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”, IEEE Standard 80-2000.

[8] Moreno G., Valencia, J.A. “Fundamentos e Ingeniería de las Puestas a Tierra”, Ed. Universidad de Antioquia, Primera Edición, Medellín, 2007.

[9] NTC 2050, Norma Técnica Colombiana 2050. [10] Torres, H. “El Rayo: Mito, Ciencia y Tecnología”, Ed. Unilibros,

Bogotá, 2002. [11] Torres H. “Protección contra Rayos”. Ed. Universidad Nacional de

Colombia, Bogotá, 2008, pp 486. [12] Hotwath T, “Standardization of Lighting Protection Based on the

Physics or on the Tradition”, 26th ICLP, Cracow, Poland, 2002. [13] “Standard for the Installation of Lightning Protection Systems”.

NFPA-780. 2000. [14] Darveniza M. “The Placement of Air to Intercept Lightning in

Accordance With Standards-revisited”. Cracow, Poland, 2002. [15] NTC 4552, “Norma Técnica Colombiana Protección contra Rayos

4552”, 2008. [16] Gilman D.W., Whitehead E.R., “The Mechanism of Lightning

Flashover on High-voltage Transmission Lines”, ELECTRA No 27, march 1973. Pp 65-96

[17] Mousa Abdu M., “Shielding of High Voltage and Extra-high Voltage Substations’’ IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol-PAS- 95, Jul/August 1976, pp.1301-1310

[18] Linck H., “Shielding of Modern Substations Against Direct Lightning Strokes” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol-Pass-94, Sept/October 1975, pp.1674-1679

[19] “IEEE Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations”, IEEE Std 998, 1996.

[20] Ramírez C., “Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión”, Primera Edición, Ed. Mejía, Villegas S. A., Medellín, 1989.

[21] Rámirez C., “Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión”, Segunda Edición, Ed. Mejía Villegas S.A, Medellín, 2003.

[22] Martín J.R., “Diseño de Subestaciones Eléctricas”, Ed. McGraw-Hill, 1992.


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen—En este trabajo se describe una estrategia de modulación por anchura de pulso (PWM, Pulse Width Modulation) optimizada por el método directo y la aplicación de Algoritmos Genéticos (GA, Genetic Algorithms) para la minimización del contenido armónico específicamente el quinto y séptimo armónico del contenido total, basado en la minimización de la distorsión armónica total (THD, Total Harmonic Distorsion). Se expone el desarrollo del método, las pautas a tener en cuenta incluyendo el desarrollo del algoritmo, de la estrategia dentro del Procesador Digital de Señales (DSP, Digital Signal Processor), y visualizando los resultados obtenidos.

Palabras claves—Modulación por ancho de pulso, eliminación selectiva de armónicos, algoritmos genéticos, distorsión armónica, Procesador Digital de Señales, transformada rápida de Fourier (FFT, Fast Fourier Transform).

I. INTRODUCCIÓN La gran evolución de los procesos industriales soportados

por máquinas eléctricas de corriente alterna ha aumentado la demanda de estrategias altamente confiables para el control y funcionamiento óptimo de las mismas, es por eso, que se hace necesario estudiar e investigar diferentes procesos que permitan suplir dichas necesidades, las cuales dan origen al desarrollo de aplicaciones como la presentada en este trabajo [1-4]. Una de las grandes motivaciones es la disminución del consumo energético de los dispositivos, además de esto la reducción en las pérdidas de conmutación y la reducción del contenido de armónicos.

La utilización de técnicas de inteligencia artificial como los son los Algoritmos Genéticos, establecen una nueva herramienta para la optimización, a pesar de su relativa actualidad no resulta complejo su implementación, por lo que se constituye una herramientas eficiente y atractiva a la hora de solucionar un problema de optimización [5].

II. MODULACIÓN PWM OPTIMIZADA Para generar una modulación PWM optimizada se necesita

de un determinado conjunto de ángulos (posiciones) de

Artículo recibido el 21 de Diciembre de 2009. AFLV, JLDR y APG están con la Universidad de Pamplona, Facultad de

Ingenierías y Arquitectura, Ciudadela Universitaria. Pamplona, Norte de Santander, Colombia, Tlf.: +57-7-5685303 Ext. 164, E-mail: [email protected], [email protected], [email protected]

conmutación que se determinan utilizando métodos numéricos y computacionales.

El auge de los dispositivos digitales programables, tales

como los Procesadores Digitales de Señales o DSP’s, han permitido que estas técnicas PWM puedan ser implementadas de una manera cómoda y eficiente, permitiendo así la gran evolución de las estrategias de modulación incluyendo la disminución de costos para su desarrollo [6].

En la Fig. 1 se muestra una señal PWM optimizada por un método directo de 3 pulsos [4, 6].

0 0.005 0.01 0.015 0.02 0.025 0.03 0.035 0.04 0.045 0.05-400

-200

0

200

400vo

ltaje

[vol

t]

tiempo [seg] FIG. 1. PWM optimizada por el método directo.

La modulación PWM optimizada presenta la ventaja de no

hacer uso de una señal portadora, como el caso de la de la modulación SPWM (Sinusoidal PWM), ya que el algoritmo genera internamente los ángulos de conmutación desde el dispositivo por medio de la reproducción de patrones de onda debidamente conformados, como los de la fig. 1.

A continuación se comenta el procedimiento utilizado para generar la PWM optimizada, a partir de las expresiones de desarrollo del método planteado [4, 6].

A partir de la expresión de la referencia sinusoidal: tsenVu m ω= (1)

Donde: u Voltaje de salida deseado Vm Valor máximo (Amplitud). ω Frecuencia angular (ω = 2πf). f Frecuencia.

El área de un semiperíodo de (0 a π/ω)

Minimización de la Distorsión Armónica de una Modulación PWM usando Algoritmos

Genéticos Andrés Fernando Lizcano Villamizar, Jorge Luis Díaz Rodríguez, Aldo Pardo García


ISBN: 978-980-7185-1 P-87

ωπωπ

ωω

ω00

cos tV

dttsenVA mmseno −== ∫ (2)

ωm

senoVA 2

= (3)

Esto se puede dividir en np intervalos de tiempo regulares

como se muestra a continuación [4, 6]:

pp

i

p

pn

p

p

ninit

nn

t

nt

nt

t

,,2,1,02

0

2

1

0

L

LLLLLL

==⇒

⎪⎪⎪⎪⎪⎪

⎭

⎪⎪⎪⎪⎪⎪

⎬

⎫

==

=

=

=

ωπ

ωπ

ωπ

ωπ

ωπ

(4)

El área para cada uno de los intervalos esta da por:

( )iim

i

t

tm

t

tmi

ttVA

tVdttsenVAi

i

i

i

ωωω

ωω

ω

coscos

cos

1

11

−=

−==

−

−−

∫ (5)

Conociendo el área de cada uno de los intervalos y fijando

el valor máximo de la onda PWM igual a la amplitud de la señal sinusoidal, se puede determinar el ancho de los pulsos.

m

ii V

Apt = (6)

Finalmente, para la conformación de la señal PMW bajo el criterio de optimización antes expuesto, se ubican cada uno de los pulsos obtenidos en el centro de cada uno de los intervalos, expresando matemáticamente este conjunto de pulsos en un plano cartesiano xy, donde el eje x corresponde con el tiempo y el eje y con la amplitud, como se muestra a continuación [4]:

( )

p

m

iiiiii

i

niVy

ptxxx

ptxxyxPulso

,,2,1,0siendo0

,2222,

11

L

L

K

=

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

≤≤

++

≤≤−+

=−− (7)

A. Simulación del sistema Se hace necesario desarrollar un sistema de simulación

para la validación de los resultados, con este objetivo se utiliza el Simulink® del Matlab®, para lo que implementa en un bloque la metodología antes desarrollada, este bloque es el encargado de generar de la modulación PWM optimizada en conjunto con el inversor y el sistema de cálculo y visualización de la distorsión armónica [4].

En la Fig. 2 se muestra el bloque de simulación

correspondiente a la descripción de la modulación PWM desarrollada y el respectivo cálculo del contenido de armónicos tanto de manera gráfica como de manera numérica. Este bloque posee los siguientes parámetros: la amplitud a la

que se desea trabajar, la frecuencia, el número de pulsos de conformación de la onda y además de esto una entrada que me permite generar una asimetría en la señal de salida en un rango comprendido entre -1 y 1 con respecto a un eje de referencia.

FIG. 2. Modelo en Simulink® para obtener la distorsión armónica total (THD) y los armónicos 5to y 7mo.

La Fig. 3 muestra el resultado de la modulación para una

de las fases del inversor y la siguiente muestra el espectro de armónicas para una frecuencia fundamental de 60 Hz, un número de pulsos np=33 y posición del pulso de 0.45 asimétrico con respecto al eje de referencia central.

0 0.005 0.01 0.015 0.02 0.025 0.03 0.035 0.04 0.045 0.05-400

-200

0

200

400

tiempo [seg]

volta

je[v

olt]

FIG. 3. Modulación PWM.


ISBN: 978-980-7185-1 P-88

En la Fig. 4 se muestra la aplicación de la transformada rápida de Fourier a la modulación anterior.

FIG 4. Análisis de Fourier para la señal PWM de salida.

Los parámetros de entrada están colocados de forma que se pueden variar de aleatoria, lo que no asegura que el sistema sea lo óptimo posible, como se puede observar el espectro de frecuencia obtenido tiene contenido armónico de componente directa, por supuesto esto no es deseado a la hora de ser implementado. Pero se observa que el quinto y séptimo armónico son bastante bajos en amplitud lo que hace que no sea del todo mala la respuesta obtenida. De manera numérica obtenemos el resultado de una distorsión armónica total correspondiente al quinto y séptimo armónico igual al 23%, la cual es adecuada.

III. OPTIMIZACIÓN DE LA MODULACIÓN PWM CON ALGORTIMOS GENÉTICOS

El propósito de la aplicación de Algoritmos Genéticos es la optimización de la modulación PWM, esto se logra a través de la creación de un conjunto de individuos (diferentes valores de frecuencias, número de pulsos y posición del pulso) que representan las posibles soluciones al problema en particular que se quiere optimizar y buscar la menor distorsión armónica del sistema, lo que hace que la función objetivo (fitness) a optimizar sea la distorsión armónica equivalente al quinto y séptimo armónicos de la señal PWM de salida. Cada uno de los valores del THD es sustraído de la constante α que corresponde al máximo valor de distorsión permitido estandarizado dentro del algoritmo genético [7-9]. La función objetivo está dado por:

1

27

25

vvv

F+

−= α (8)

Donde: F Función objetivo (fitness). α Máximo valor del fitness estipulado. v5 Magnitud del voltaje del 5to armónico. v7 Magnitud del voltaje del 7mo armónico. v1 Magnitud del voltaje del armónico fundamental.

En la anterior ecuación se toman solamente las magnitudes

del quinto y séptimo armónico, ya que por la forma de la señal sólo se presentan armónicos impares, el tercer armónico por la conexión del motor asíncrono trifásico con neutro aislado no permite su circulación. Por lo que los armónicos más

representativos (de magnitud) resultarían el quinto y séptimo armónicos, los otros armónicos por estar alejados de la frecuencia fundamental tienden a no influir considerablemente en el funcionamiento de la máquina.

La Fig. 5 muestra el diagrama en bloque de la estructura del Algoritmo Genético (GA) implementado [7], como se observar de esta figura el primer paso que se ejecuta es crear una población inicial que hace referencia a las posibles soluciones al problema, después se hace la evaluación de la función objetivo y sólo los individuos más aptos pasarán a la siguiente etapa, que es aplicarles tazas de mutación y cruce para así generar nuevos individuos con mejores características que serán evaluados de nuevo y así hasta encontrar la mejor optimización posible en 100 generaciones.

FIG. 5. Diagrama del algoritmo genético empleado. El algoritmo genético puede detenerse de dos maneras, la

primera es si cumple la optimización deseada y la segunda si termina de ejecutar el número de generaciones estipuladas.

Una de las grandes ventajas de aplicar un algoritmo genético es que este asegura que así no llegue a encontrar una respuesta de error nulo si logrará al terminar su proceso dar a conocer el individuo más apto para conseguir el menor error posible.

A. Resultados obtenidos En la tabla I se muestran los resultados para algunas de las

frecuencias cercanas a 60 Hz, donde se presentan los parámetros más aptos para la implementación de la modulación.

TABLA I: RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN PARA FRECUENCIAS CERCANAS A 60 HZ

Frecuencia (Hz) Np Posición THD (%)

58 129 0.9661 10.9916

59 111 0.9520 5.2787

60 15 0.3392 6.2368


ISBN: 978-980-7185-1 P-89

Debido al resultado del algoritmo mediante el cual se obtiene el individuo óptimo y se consigue la menor distorsión posible a esta frecuencia. En la Fig. 6 se muestra la aplicación de la Transformada Rápida de Fourier (FFT, Fast Fourier Transform) a la señal PWM optimizada.

FIG. 6. Espectro de la señal PWM para 60 Hz.

En la Fig. 6 se puede observar como el armónico fundamental casi está en su máximo valor, ademas se puede notar la disminución del quinto y séptimo armónico de una manera considerable y de igual forma la no existencia de armónicos pares. Al aplicar la modulacion PWM optimizada al motor podemos conseguir la onda de corriente y su espectro de frecuencia donde se obtiene un porcentaje de distorsión armónica inferior al 1 %, como se aprecia en la Fig. 7

FIG. 7. Espectro de la corriente del motor para 60 Hz.

IV. IMPLEMENTACIÓN DE LA ESTRATEGIA EN EL DSP 56F801 Como dispositivo de control se utilizó un procesador digital

de señales DSP 56F801 de FREESCALE de punto flotante, ya que en comparación con otro dispositivo, como un microcontrolador, posee mucha más capacidad de cálculo y almacenamiento de memoria; para la implementación de la estrategia se optó por realizar los cálculos dentro del mismo algoritmo del DSP, la Fig. 8 muestra un diagrama en bloques del sistema implementado.

Este diagrama nos muestra que los datos, como son el número de pulsos, la frecuencia de trabajo y la posición del pulso, son enviadas desde una interfaz gráfica del computador hasta el DSP que captura estos datos los procesa y genera las señales de control que irán hacia el inversor trifásico al cual se conecta el motor trifásico a controlar.

En la Fig. 9 se observan las señales de control generadas por el DSP y tomadas con el osciloscopio.

FIG. 8. Esquema de la implementación de la estrategia de

modulación en el DSP.

FIG. 9. Señales de la modulación PWM optimizada generadas

con el DSP para un np=4.

En las Figs. 10 y 11 se muestran las seis señales de control que van hacia el inversor, se encuentran las tres señales de activación de la parte alta del puente y las tres señales de activación de la parte baja y desfasadas 120º entre sí.

FIG. 10. Señales de la modulación PWM optimizada

generadas con el DSP para un np=5.

En la Fig. 12 se muestra el circuito encargado de generar dichas señales.

El sistema está compuesto por el procesador digital de señales DSP, el programador del mismo el circuito de adaptación de niveles TTL a RS232, construido a partir de un MAX232 y el osciloscopio para registrar las formas de ondas, el sistema empieza a funcionar cuando a través de la interfaz


ISBN: 978-980-7185-1 P-90

gráfica se envían los datos hacia el DSP que almacena las formas de ondas PWM resultado del proceso de optimización y realiza la construcción y conformación de la modulación cuyas salidas de esta son visualizadas en el osciloscopio (ver Fig.9, Fig.10 y Fig.11).

FIG. 11. Señales de la modulación PWM optimizada

generadas con el DSP para un np=15.

FIG. 12. Circuito correspondiente al Procesador Digital de Señales DSP 56F801.

V. CALIDAD DE LA ENERGÍA El término calidad de energía esta relacionado con el

cumplimento de especificaciones de diseño de los equipos de uso final, cuando la magnitud de la tensión y de la frecuencia suministrada, así como la forma de onda de la tensión, es la adecuada. La energía entregada debe estar libre de problemas de estabilidad, continuidad y deterioro de la forma de onda [10], de lo contrario los equipos no funcionan como se espera y pueden resultar afectados.

Al diseñar una estrategia PWM que brinde las mejores condiciones en cuanto a disminución de la distorsión armónica se asegura la entrega de una señal adecuada la cual brindará las mejores características de trabajo a la máquina eléctrica o dispositivo que se conecte, lo que se contribuye directamente a la calidad de la energía [10].

Con la motivación anterior, la estrategia PWM que se

plantea en este trabajo aborda a lo largo de su desarrollo a un objetivo explicito: la optimización de la distorsión armónica.

El desarrollo de esta estrategia de modulación PWM con bajo contenido de armónicos genera una gran confiabilidad a la hora de evaluar la calidad de energía entregada por el inversor, permitiendo establecer con esta modulación una magnitud de eficiencia mayor en función de la menor distorsión armónica generada.

VI. CONCLUSIONES Los algoritmos genéticos son estrategias eficientes y

robustas para la solución de problemas no triviales que contribuyen en gran medida a la optimización de diferentes procesos donde son requeridos. Gracias a la utilización de estas técnicas se han podido encontrar las mejores condiciones de trabajo para los diferentes barridos de frecuencia donde se trabaja la modulación PWM y llega a inferirse que la modulación obtenida es óptima posible. Al optimizar la señal de modulación PWM directamente se optimiza la distorsión armónica de la señal de corriente del motor en un porcentaje bastante aceptable para la máquina.

Al finalizar el proceso de selección mediante Algoritmos Genéticos, se establecieron los individuos más aptos para encontrar la menor distorsión armónica posible entregada por el inversor a nivel del quinto y séptimo armónico.

El desarrollo del Algoritmo Genético se hace de manera offline debido a que estas estrategias de inteligencia artificial se caracterizan por su extenso tiempo de generación y alto consumo de recursos de memoria, por lo cual los individuos más aptos son obtenidos a nivel de simulación del algoritmo y entonces programados al DSP.

En los análisis de los resultados a nivel de modulación se muestra un excelente aprovechamiento de los parámetros como son tensión, corriente y forma de onda, resultando lo más importante que los niveles de distorsión armónica entregados hacia la máquina son minimizados, obteniendo el funcionamiento eficiente del conjunto inversor-motor.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] M. H. Rashid. “Power Electronics Handbook, Second Edition:

Devices, Circuits and Applications”. Academic Press; 2 Ed., 2007. [2] M. H. Rashid. “Power Electronics”. Prentice Hall, India, 2008. [3] N. Mohan, T. M. Undeland y W. P. Robbins. “Electrónica de Potencia.

Convertidores, Aplicaciones y Diseño”. McGraw Hill Interamericana, 3ra Edición, México D.F., 2009.

[4] A. Pardo y J. L. Díaz. “Aplicaciones de los Convertidores de Frecuencia, Estrategias PWM”, Editorial Java E. U., Colombia, 2004.

[5] D. E. Goldberg. “Genetic algorithms in search, optimization & machine learning”. Addison-Wesley, Reading, 1989.

[6] J. L. Díaz, A. Pardo y E. Y. Ríos. “Implementación de una Modulación PWM Optimizada para el Control de un Motor Trifásico de Inducción usando la Tarjeta DSP TMS320C6416 DSK”, Revista Colombiana de Tecnologías de Avanzada, Vol. 1, No. 13, 2009.

[7] Justus Rabi, B. “Minimization of Harmonics in PWM inverters based on Genetic Algorithms”. Journal of Applied Sciences 6 (9): 2056-2059, 2006.

[8] K. L. Shi and H. Li. “Optimized random PWM strategy based on Genetic algorithms”, IEEE Trans. Mag. Vol. 33, pp. 07-11, 2003.

MAX 232

DSP 56F801

Programador del DSP 56F801

Osciloscopio


ISBN: 978-980-7185-1 P-91

[9] N. Tutkun. “A New Modulation Approach to Decrease Total Harmonic Distortion of the SPWM Voltage Waveform using Genetic Optimization Technique”. International Conference on Renewable Energies and Power Quality (ICREPQ'08), Palacio de la Magdalena de Santander, 12-14 de Marzo de 2008.

[10] G. Carrillo, et al. “Caracterización, Compensación y Medición de un Sistema de Distribución de Energía Eléctrica con Alta Polución Armónica”. Primer Simposio Internacional sobre Calidad de la Energía Eléctrica Bogotá, Noviembre 2001.


ISBN: 978-980-7185-1

Resumen— Este trabajo desarrolla mecanismos para mantener operativas las transacciones y servicios prestados en las agencias de una institución bancaria. Se plantean una serie de actividades, entre las cuales destaca la determinación de la calidad del producto eléctrico de la empresa local de servicio de energía eléctrica. Para ello se crea una matriz de evaluación con el objeto de establecer el sistema de respaldo, basados en UPS y Planta Eléctrica (PE), para un número determinado de agencias consideradas casos críticos. El análisis de opciones y equipos disponibles, se apoya en criterios técnicos y económicos que permiten establecer la alternativa de respaldo adecuado. La selección de los sistemas de respaldo estudiados depende del espacio físico y las cargas a respaldar las cuales si son de alto consumo deberán ser estudiadas, planteando técnicas de ahorro energético que permitan reducir el consumo para aumentar la eficiencia del sistema de respaldo.

Palabras clave: Energía, calidad, respaldo, económico, técnico,

ahorro.

I. INTRODUCCIÓN

Actualmente el Sistema Interconectado Nacional (SIN) presenta un déficit en el suministro de energía debido a un crecimiento desordenado de la demanda, poca planificación por parte de las empresas de generación y distribución de energía, falta de mantenimiento de equipos y líneas del sistema, entre otras causas, produciéndose apagones masivos, cortes no programados e interrupciones (en algunas zonas) que van del orden de las horas, dejando sin energía a varias regiones del país, en especial las del interior del territorio nacional, lo cual afecta la calidad de vida de la población, entidades de servicios públicos, productividad de empresas, establecimientos comerciales entre otros [1].

Las entidades como agencias bancarias, se ven afectadas por las interrupciones en el suministro a largo plazo, por la baja calidad del servicio, ocasionando pérdidas de todos los sistemas operativos, pérdidas económicas y molestias a los clientes.

Artículo recibido el 22 de Enero de 2010.

R.J.H.F., A.A.G.U., G.G.M.C. y L.J.S.G. están con la Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela, E-mail: [email protected], [email protected] [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

En este trabajo se plantean soluciones a este

inconveniente, mediante el diseño de sistemas de suministro alterno de energía eléctrica, que dependerá del análisis de diversos aspectos técnicos y económicos, que permiten la selección e implantación de sistemas de respaldo óptimos y de calidad del servicio eléctrico [2]. Estos sistemas, tienen como objetivo fundamental mantener la continuidad del suministro de electricidad, para así, garantizar el completo o parcial funcionamiento de las agencias bancarias, de acuerdo a las exigencias del banco y de la capacidad estructural de las mismas.

El diseño de los sistemas de respaldo estará sujeto a diversos factores tales como: capacidad, confiabilidad, estabilidad, selectivita, eficiencia y tamaño, que se sumaran al factor económico (siendo este uno de los más importantes) para seleccionar los distintos sistemas de respaldo que se adapten mejor a las diversas agencias [3,4].

Así mismo, se propondrán métodos de ahorro de energía

que ayuden a reducir el consumo energético de las entidades bancarias, lo cual se reflejará directamente en disminución de costos y menor esfuerzo para los equipos de respaldo.

II. METODOLOGÍA

La metodología comprende las fases del trabajo que al ser desarrolladas de forma secuencial y coherente deben permitir delimitar, desarrollar y obtener el objetivo general planteado con criterios técnicos que correspondan en la resolución del problema, la cual establece el desarrollo de las siguientes actividades:

A. Levantamiento del sistema eléctrico El levantamiento del sistema eléctrico representa un factor

de suma importancia para el desarrollo de una propuesta de mejoras del suministro de energía eléctrica ya que evalúa la factibilidad en la ejecución del supuesto emitido. Las actividades para la ejecución del levantamiento comprenden:

B. Recolección de información existente (planos, documentos técnicos, entre otros).

Esta actividad comprende la búsqueda y recolección de toda aquella información referida a los antecedentes técnicos de gran utilidad para el desarrollo del trabajo. Recopilación de planos arquitectónicos y de las instalaciones eléctricas, facturación del servicio de electricidad, ubicación de alimentadores y estudio de fallas en determinadas agencias

Análisis Técnico-Económico del Sistema de Respaldo de Energía Eléctrica de Entidades Bancarias

Ricardo J. Hernández Fher, Alberto A. Galue Urdaneta, Gleb G. Machado Carrillo, Luisa J. Salazar Gil


ISBN: 978-980-7185-1 P-93

C. Recolección de información en campo. C.1. Caracterización de las agencias bancarias.

El banco se encuentra conformado por 176 agencias a nivel nacional, para el estudio fueron seleccionadas 10 agencias por presentar el más alto número de fallas y mayor cantidad de horas totales de falla, localización y factores estratégicos intrínsecos del banco, y consideradas por la institución financieras como las más críticas. De las 10 agencias, se escogieron cinco tal como se observa en la Tabla I, seleccionadas por la ubicación geográfica, cubriendo así las principales regiones del territorio, y la referencia de operación de diversas empresas de distribución de energía eléctrica.

TABLA I

AGENCIAS SELECCIONADAS Y VISITADAS Localidad

seleccionada Localidad visitada

La Morita La Morita Puerto Cabello Puerto Cabello

Maturín Maturín San Felix San Felix Las Minas Las Minas

Barinas El Tigrito Lecherías Punto Fijo

Después de analizar las cinco agencias, se construyó la Tabla II con las características principales y la estadística de falla de un año (2008 – 2009) para establecer similitudes y diferencias y así producir una clasificación.

TABLA II

CARACTERÍSTICAS DE LAS CINCO AGENCIAS VISITADAS

Aspectos La Morita Pto Cabello Los Teques San Felix Maturín

Nro. de Eventos 24 18 15 15 13

Total de Hrs. 98,22 40,83 190,02 27,77 94,9

Empresa ELECENTRO ELEOCIDENTE EDC ELEORIENTE SEMDA

Tipo de Servicio SERVICIO GRAL 2 BT

GENERAL MAYOR BT

COMERCIAL GRAL BT

COMERCIAL GRAL BT

GENERAL MAYOR BT

Localización Geográfica

CENTRO NORTE

NOR OESTE

CENTRO NORTE

SUR ESTE ESTE

Ubicación Estructural Propia Centro Comercial Centro Comercial Centro

Comercial Propia

Posibilidad PE X X X

Consumo Energético 8002,67 4740 - 2983 11596

Demanda de Potencia (kVA)

28

23 22

7

45

Los aspectos característicos de la tabla se tomaron de

acuerdo a lo siguiente:

• Número y total de horas de los eventos: resulta complicado realizar la clasificación considerando que es una combinación de variables, se trabaja tanto con el número de eventos o fallas, como con el total de horas de los mismos. Esto porque puede producirse un solo evento en una agencia

pero durar varias horas convirtiéndola en una agencia importante por la cantidad de tiempo que pasó sin energía. Otro caso es una agencia con 50 eventos, pero cada uno con una duración de 1 minuto. Esta también es una agencia a considerar por el alto número de eventos, a pesar de que el tiempo total de ellos no llegue al orden de horas. Debido a la intermitencia de estos eventos, descontrola los sistemas y reinicio cada uno de ellos, creando tiempos mayores de inoperatividad comercial.

• Empresa de distribución de energía eléctrica: para este aspecto se presentan 5 diferentes empresas de servicio eléctrico.

• Tipo de cliente para las compañías de distribución: Un gran número de agencias tienen el mismo tipo de contrato de servicio [5,6], siendo clientes comerciales contratando en baja tensión. A excepción de tres agencias, de las 10 asignadas, que son clientes comerciales pero con contrato en Media Tensión, el resto es el mismo tipo de cliente. Esto no garantiza una clasificación equilibrada y control en el tipo de tarifa entre carga instalada y carga demandada de las agencias.

• Localización geográfica: Para esta característica se busco que las agencias estuvieran en puntos diferentes del territorio, para analizar el comportamiento del servicio eléctrico de cada región. Por tal motivo se tendrían varias regiones donde poder clasificar las agencias.

• Ubicación estructural: Se establecen dos grupos, las agencias ubicadas en edificios propios y las agencias que se encuentran en edificios comerciales. Además de la simplicidad, ambos grupos están balanceados en cuanto a la cantidad de agencias que manejan, de las cinco visitadas, tres están en edificio comercial y dos en edificio propio.

• Posibilidad de planta eléctrica: Aspecto que funciona para la clasificación, ya que también es simple (agencias que permitan planta eléctrica y aquellas que no), no presenta desequilibrio en la agrupación, tres agencias que si permiten y dos que no lo permiten.

• Demanda de potencia y consumo energético: Ambos son valores que difieren en cada agencia. Aquellas agencias que presentan una demanda de kVA similar, el consumo energético entre ellas es totalmente diferente. Sin embargo al concentrarse en los kVA por agencia, se reducen estas variaciones y se simplifica la clasificación, aunque tampoco queda resuelto todo el problema.

C.2. Levantamiento de tableros.

Actividad constituida por el levantamiento de la información técnica referente a los diversos tableros eléctricos. La metodología empleada en la recopilación y documentación de la información que comprende: a) Desmontaje de los tableros. b) Registro de datos del circuito alimentador de cada tablero y

características de la protección principal.


ISBN: 978-980-7185-1 P-94

c) Registro de datos de los circuitos ramales. d) Evaluación visual del tablero. C.3. Censo de carga.

A fin de determinar la calidad del producto eléctrico, que se establece en la norma [2], referida a los valores admisibles y forma de onda de la tensión suministrada por la distribuidora se realizó un censo de carga y registro de la misma en el tiempo. Tomando como ejemplo la agencia ubicada en Las Minas, se conectó el analizador de red en el tablero principal y se tomo un registro de la data en un periodo de tiempo de 60 minutos. Registrando parámetros como tensiones (de fase y de línea), corrientes (de fase y de línea), potencias, factor de potencia, formas de ondas, armónicos, desequilibrios, entre otros. Para un registro de los parámetros mencionados de este tipo de instalaciones se debe medir por un tiempo mucho mayor según lo estipulado en el reglamento [2,7,8].

C.4. Medición de niveles de iluminación puestos de trabajo.

La medición de los niveles de iluminación se hizo específicamente en los puestos de trabajos, dado que eran los puntos más críticos. Se tomaron mediciones a la altura del plano de trabajo en cada puesto, mediante el empleo de un luxómetro analógico. Se colocó el instrumento en el punto de visión más crítico para el usuario por un periodo de tiempo de un minuto, y se adquirió registro de los valores obtenidos. El tiempo de medición fue limitado, a pesar de lo que establece la norma [2], debido a que las medidas se realizaron durante horas de funcionamiento y atención al público de la agencia. En el análisis realizado se toma en cuenta factor temperatura y humedad, tiempo (hora de medición), elementos asociados a cada puesto, flujo e intensidad luminosa, los colores del ambiente equipos entre otros y efecto de luz sobre los objetos para observar los efectos de sensación asociados a los colores que de ser un aspecto subjetivo podemos decir que es importante interpretar entre colores fríos y calidos, hasta un punto donde puede variar el tipo de iluminación, la intensidad luminosa y la incidencia en la potencia de la lámpara.

C.5. Levantamiento de la disposición de luminarias.

Para visualizar la disposición de las luminarias en la agencia, se elaboran los planos donde se muestra la ubicación, para observar de forma detallada el arreglo de luminarias, presentándose por separado cada puesto de trabajo en donde se realizo la inspección.

III PROPUESTAS DE RESPALDO

A. Selección de cargas a respaldar.

Para hablar de alternativas se debe establecer la carga o cargas a respaldar, en general son las cargas críticas o de

emergencia que consiste en: • Cajero “humano”. (PE) • Sistema de comunicaciones e informática. UPS • Cajero automático. UPS • Asesor financiero. (PE) • Taquilla externa. UPS • Iluminación en puestos de trabajo. (PE) • Sistema contra incendio. (PE) • Circuito cerrado (UPS) • Bóveda (UPS) • Control de acceso (UPS) • Iluminación de las salidas de emergencia y áreas de

concentración. (PE) Para la agencia las cargas críticas están representadas por: • Cajero “humano”. (PE) • Sistema de comunicaciones e informática. UPS • Cajero automático. UPS • Asesor financiero. (PE) • Taquilla externa. UPS • Iluminación en puestos de trabajo. (PE)

Lo que representa un consumo total de potencia 3Ø de 6 kVA, que es la potencia que cualquier equipo de respaldo debe suplir en este caso, ya que es lo mínimo indispensable que necesita la agencia para funcionar bajo los requerimientos de seguridad y calidad de servicio bancario.

Se establece una carga máxima que se refiere a la agencia completa. Basándose en el estudio de carga realizado, donde se determino un consumo de corriente alrededor de 50 A, siendo la tensión suministrada a la agencia de 208 V se obtiene un promedio de carga máxima de:

kVAAVIVS 18~33,18013350*208*3**3 ==== (1)

Lo cual representa el consumo máximo de potencia de una agencia en particular. Adicionalmente se puede establecer una selección de cargas particulares, que este comprendida entre las antes mencionadas, siendo dicha selección mayor a las cargas de emergencia y menor a la carga de toda la agencia. Esto se traduce en:

)2(FS*)CkVA6(CC pcpc +=+

Donde: Cc = Carga crítica Cp = Cargas particulares

6 kVA = Potencia a respaldar Ccp = Consumo de potencia de las cargas FS = Factor de Seguridad


ISBN: 978-980-7185-1 P-95

La relación (2) es igual a la potencia del equipo que se va a emplear para respaldar esta selección de cargas particulares. En base a estos datos de carga se tienen diversos equipos o combinaciones de equipos que sirvan de respaldo. Donde se tiene que: B Planteamiento de alternativas. La gran mayoría de las agencias bancarias presentan un sistema de respaldo para el gabinete de comunicaciones, central telefónica y el servidor, por lo que se debe mejorar dicho sistema para suplir cualquiera de las cargas ya mencionadas. Donde es importante destacar el tiempo de operación efectiva de la unidad de respaldo, el cual incide en el servicio que presta dicha unidad. A continuación se presentan los equipos que pueden incorporarse a las agencias para cumplir con el respaldo energético. B.1. Incorporación de UPS.

En las agencias se plantea el uso de este equipo para suplir las cargas críticas (6 kVA), por un periodo aproximado de 45 min.

Mayor capacidad o tiempo, implica un incremento considerable en el costo y dimensiones, por ello se piensa para aquellas agencias cuyo espacio físico este limitado para equipos de gran magnitud.

Estos equipos deben instalarse en lugares adecuados, con un ambiente de humedad y temperatura controlado. La temperatura óptima de operación del equipo de respaldo es de 20°C a carga nominal, debido a que la selección de cargas no permite la incorporación de aires acondicionados, el equipo puede presentar salida de funcionamiento, desempeño irregular y deterioros a tiempo futuro. Al llegar al límite térmico del equipo, por su protección interna sale de funcionamiento antes de cumplir con el tiempo de autonomía estimado.

B.2. Incorporación de Planta Eléctrica (PE). El uso de este equipo está pensado para manejar una mayor cantidad y diversidad de cargas, siendo posible el suplir la agencia entera si así se desea. La planta ofrece una mayor holgura en cuanto al tiempo de autonomía del respaldo, siendo esta del orden de horas. Estos equipos son de grandes dimensiones requieren un espacio apropiado para la seguridad, por lo que su uso esta sujeto a las agencias cuyos espacios físicos sean lo suficientemente amplios como para albergar la PE. B.3. Incorporación de Celdas Solares. Esta es una alternativa novedosa, actualmente la celdas solares están adquiriendo importancia dentro de los sistemas de generación eléctrica a nivel mundial, ya que son equipos de

fácil manejo, mantenimiento e instalación. pueden implementarse con el fin de cargar las baterías y suministrar energía a parte del sistema, reduciendo así la dependencia completa con la red principal de alimentación, lo que se traduce en ahorros en la factura eléctrica. Este equipo puede combinarse con UPS y Con UPS-Planta Eléctrica (PE) [9].

Su desventaja radica en que es un equipo supeditado a condiciones climáticas específicas, lo que reduce su desempeño. Además está condicionada a un amplio espacio físico y las agencias que posean una estructura propia.

IV ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO – ECONÓMICA

Se plantea el estudio comparativo entre las alternativas de respaldo primordiales, UPS y PE, basado en dos aspectos el técnico y el económico, para lo cual se escoge el equipo más simple y económico dentro de cada alternativa, debido a que existen muchos modelos de las alternativas planteadas diferenciados en rendimiento, efectividad, funciones adicionales, dispositivos que aumentan o varían el precio. Las características para comparar un UPS con una PE, quedan a criterio del cliente al momento de seleccionar una alternativa de respaldo, entre las dos planteadas, que satisfaga sus necesidades para ofrecer y tener un servicio de calidad, eficiencia, rendimiento y seguridad. Es importante destacar que las fuentes de energías alternativas se descartan del estudio comparativo ya que no son una opción rentable desde ningún de los aspectos analizados, estos equipos requieren gran cantidad de espacio para producir los niveles requeridos de potencia; espacio que no dispone la agencia. Así mismo si se lograse encontrar el área requerida dentro de las instalaciones de las entidades, sus costos superan por mucho al de otras alternativas de respaldo. Para los aspectos técnicos se evalúan y comparan las siguientes características:

• Potencia o capacidad manejada por el equipo. • Tiempo de autonomía. • Niveles de tensión. • Espacio físico o dimensiones. • Mantenimiento. • Rendimiento. • Seguridad. • Entre otros.

Para los aspectos económicos se evalúan y comparan las siguientes características:

• Costo de equipos. • Costo de transporte e instalación. • Mantenimiento. • Rendimiento. • Costo de inversión y Recuperación de la misma.


ISBN: 978-980-7185-1 P-96

Considerando estudio realizado a las alternativas de respaldo, se simplifica la selección de equipos de respaldo, estableciendo un cuadro o matriz (Tabla III) que considere, en gran parte, las condiciones, características y criterios a tomar en cuenta para la selección de los equipos:

TABLA III MATRIZ DE SELECCIÓN DE OPCIONES DE RESPALDO

Cualidades 6 kVA 25 kVA 15 kVA 50 kVA

125 kVA

Potencia Critica Alta Moderada Alta Alta

Tiempo de Autonomía Bajo Bajo Alto Alto Alto

Dimensiones Baja Alta Alta Alta Alta

Mantenimiento Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo

Niveles de Tensión -- -- -- -- --

Costo de Inversión Bajo Alto Moderado Alto Alto

El cuadro o matriz comparativa es una síntesis del análisis

desarrollado, el cual está sujeto a las características del planteamiento inicial (cargas críticas de 6 kVA), las capacidades de las plantas eléctricas, se resumen en los valores mínimos, intermedio y máximo que se podrán encontrar en las diferentes entidades bancarias.

La evaluación de cada característica se establece

comparando una alternativa con otra, seleccionando como ejemplo las dimensiones de los equipos seleccionados en la tabla (UPS 6 kVA y 25 kVA, PE 15 kVA, 50 kVA, 125 kVA). Se sabe por el análisis técnico-económico que el UPS de 6 kVA, es un equipo compacto y pequeño, así como que las PE en general son de mayor dimensión que este. El UPS de 25 kVA tiene mayores dimensiones que las plantas eléctricas analizadas, por lo que si se hace la comparación volumétrica de estos equipos se determina que el UPS de 6 kVA es el más pequeño, por lo que se le asigna la ponderación “Baja”, mientras que para los demás equipos la ponderación es “Alta”, ya que son más grandes que el UPS en cuestión y de dimensiones similares ente sí. De forma análoga se hace con el resto de los criterios.

De la información mostrada en la Tabla II y Tabla III se

presentan en la Tabla IV las opciones de respaldo para las cinco agencias en estudio.

V ALTERNATIVAS DE AHORRO DE ENERGÍA

El sistema de iluminación, un aspecto cotidiano del

funcionamiento de la agencia, tiene un impacto significativo en el ahorro energético.

En la revisión del sistema de iluminación se puede lograr

una reducción significativa del consumo de energía de tres maneras:

• Reduciendo las horas del uso de aquellas luminarias

ubicadas en sectores de la agencia que no sean de alta concurrencia, permaneciendo estas apagadas cuando no haya tráfico de personas.

• Sustituyendo las luminarias existentes por modelos que consuman menor cantidad de energía

• Adecuar el nivel de iluminación de los espacios, el cual deberá ser el óptimo para los diferentes puestos de trabajo de la agencia [10,11].

TABLA IV ALTERNATIVAS DE RESPALDO AGENCIAS EN ESTUDIO

Localidad Alternativa

Costo

Inversión

La Morita PE Alta Puerto Cabello PE Alta

Maturín PE Alta San Felix UPS Bajo Las Minas UPS Bajo

Para la primera propuesta, se plantea el uso de sensores de movimiento [12], que permitan el encendido y apagado de las lámparas, en función del flujo de personas en determinadas áreas. Del total de agencias, un gran porcentaje posee dos niveles (piso) en su estructura, siendo la segunda, destinada a sala de conferencias, archivos, depósitos, entre otras áreas de poco uso. Basándose en una inspección visual de estas áreas, se observó que el sistema de iluminación permanecía encendido constantemente durante todo el tiempo de funcionamiento regular de la agencia, consumiendo una gran cantidad de energía que no es aprovechada.

VI CONCLUSIONES

Se justificó la necesidad de emplear un sistema de respaldo

energético, para las agencias bancarias, en base a la baja calidad del servicio eléctrico, número de fallas en el suministro de las mismas, por periodos prolongados de tiempo, desmejorando el desempeño regular de estas, ocasionando pérdidas económicas.

Los criterios para la selección de sistemas de respaldo de agencias bancarias, se basan básicamente en la disponibilidad de espacio, la carga a respaldar y el tiempo que se desea respaldar. Esto influye sobre los costos de inversión total del diseño del sistema, ya que los precios de los equipos destinados a este fin, varían según sus dimensiones, capacidades y el tiempo que pueden suplir una determinada carga. El diseño del sistema de respaldo se planteo


ISBN: 978-980-7185-1 P-97

principalmente con equipos UPS y PE, debido a la disponibilidad en el mercado nacional y fácil manejo e instalación. Se exploraron alternativas energéticas como celdas solares, que resultaron complicadas y poco rentables. El análisis técnico-económico realizado a las alternativas de respaldo planteadas, mostró que se deben tomar en cuenta aspectos cualitativos y cuantitativos a la hora de la selección de un sistema de respaldo para este tipo de entidades, es decir, que no solo es fundamental el tema económico, sino también se debe hacer énfasis en criterios técnicos que ofrezcan ventajas estratégicas para las agencias, permitiendo un desempeño optimo de esta, a pesar de las interrupciones que pueden suceder en la red principal, y más aún, comparando lo que es la inversión total, con las pérdidas monetarias producto del no desempeño correcto de las actividades plenas de las agencias. La matriz de selección propuesta es una síntesis de la selección de un sistema de respaldo para entidades bancarias, estableciendo una ponderación a las opciones de respaldo, en función de los principales criterios para su selección. Es posible extrapolar de esta matriz de síntesis y aplicarla a otro tipo de estructuras, siempre considerando cuáles son las necesidades y el uso del sistema de respaldo que se desea emplear. Por ejemplo, se debe tener cuidado con la aplicación de los UPS, ya que estos no manejan todo tipo de carga. Es de especial cuidado el manejo de motores con UPS, ya que estos, cuando se dimensionan para un consumo nominal del motor, no soportan sus corrientes de arranque, por lo que debe colocarse un UPS de al menos el doble de la carga nominal del motor, a fin de que el equipo de respaldo maneje las magnitudes de corriente de arranque. Pero mantienen un servicio continuo en todo el sistema de información y comunicación al cual esta conectado generalmente, trayendo como consecuencia estabilidad y seguridad en todo el proceso de actividad

La incorporación de una planta eléctrica, ofrece mayores ventajas técnicas que el UPS y su costo de inversión se compensa por las pérdidas monetarias que sufren las agencias cuando están fuera de servicio. Pero el inconveniente es que requiere un mantenimiento mayor que los UPS además de que en el momento de corte de la energía inicial “transitorio” los equipos electrónicos de información, comunicación, sala de servidores entre otros quedan totalmente desconectados el tiempo (10 segundos) en que la (PE) se acopla al sistema trayendo como consecuencia el reinicio y la eventual perdida de información de los equipos en servicio. Las técnicas de ahorro de energía que se sugieren son simples pero de fácil aplicación. Estas producen beneficios a mediano y largo plazo resultando una medida eficaz y eficiente, sin requerir un gran costo de inversión.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] CNG, “Informe Anual 2008,” Centro Nacional de Gestión. Disponible

en http://www.opsis.org.ve/pdf_info/frame_informes_anuales.html (febrero 2008).

[2] “Reglamento General de la Ley de Servicio Eléctrico”. Republica Bolivariana de Venezuela.

[3] Definición, “Clasificación y Caracterización de UPS”. Disponible en http://www.alegsa.com.ar/Dic/ups.php (enero 2010)

[4] “Caracterización de Plantas Eléctricas”. Disponible en http://plantaselectricas.wordpress.com/planta-electrica/ (diciembre 2009)

[5] CADAFE. “Tipo de Contrato y Tarifas”. Disponible en http://www.cadafe.com.ve/tarifas_servicios.php (diciembre 2009)

[6] Electricidad de Caracas (EDEC). “Tipo de Contrato y Tarifas”. Disponible enhttp://www.laedc.com.ve/CategoryDetail2.asp?CategoryId=10891&modulo=3&ArticleId=148896 (diciembre 2009)

[7] “Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”. IEEE Std-519-1992.

[8] “Control de Armónicos en Sistemas Eléctricos”. FONDONORMA 3842-04-E.

[9] INTELEC. “Celdas Solares”. Disponible en www.intelec.com.ve (enero 2010)

[10] “Iluminancias en Tareas y áreas de Trabajo”. COVENIN 2249-93 [11] PHILIPS.“Catalogo de Luminarias” Disponible en

http://www.lighting.philips.com (enero 2010) [12] BTICINO. “Tecnologías en Sensores de Movimiento”. Disponible en:

www.bticino.com.mx (enero 2010)

potencia

Documents