REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELECTRICA
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INFLUENCIA DE LA RED DE AEROGENERADORES DEL PARQUE EÓLICO LOS TAQUES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO FALCÓN PARA CORPOELEC
Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad Rafael Urdaneta para optar al título de:
INGENIERO ELECTRICISTA
Autor: Br. William Anderson Lee Sánchez Tutor Académico: Prof. Nancy Mora Tutor Industrial: Ing. Luis R. Díaz C.
Maracaibo, Enero de 2014
INFLUENCIA DE LA RED DE AEROGENERADORES DEL PARQUE EÓLICO LOS TAQUES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO FALCÓN PARA CORPOELEC
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______________________ Lee Sánchez, William Anderson C.I. 20.380.656 Av. Sabaneta, Sector El Varillal, Resd. La Vega, Edif. 1D, Apto. 02 Telf.: (0424) 6692022
[email protected]
______________________ Mora de Morillo, Nancy Nelita Tutor académico
DEDICATORIA
A DIOS, por permitirme vivir este momento junto a mis seres queridos.
A mis padres, por todo el cariño y apoyo brindados.
A mi abuela, por darme el apoyo necesario en los momentos más difíciles.
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A mis amigos, por acompañarme durante todo este recorrido.
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AGRADECIMIENTOS
Antes que todo a Dios todopoderoso, por iluminar mi mente con sabiduría, paciencia y perseverancia, herramientas indispensables para lograr esta meta.
A mis padres por el esfuerzo realizado para permitirme llegar a este punto tan importante de mi vida.
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A mis familiares y amigos, todos aquellos que de alguna u otra forma han ayudado y con los cuales he compartido durante el desarrollo de la carrera, muchas gracias a todos.
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HO C E ER Quintero Subcomisionado Generación Fuentes Alternas Al ingeniero D Francisco Centro – Occidente, quien concibió este tema de investigación y permitió su realización.
A mi tutor industrial el ingeniero Luis Díaz y al ingeniero Marcos Pesquera, por los conocimientos que han compartido conmigo y por ser pacientes, constantes y una escuela para mi persona tanto en materia técnica como personal, definitivamente hicieron de ésta una experiencia grata para recordar.
A CORPOELEC Zulia por confiar en mi capacidad, especialmente a la Gerencia de Planificación Zulia y el Departamento Unidad Fuentes Alternas de Centro – Occidente. A los ingenieros: Cesar Arrieta, Exior Sánchez, por la ayuda incondicional que me ofrecieron, al facilitar sus instalaciones y aportar toda la información requerida para la investigación.
A mi tutora académica Prof. Nancy Mora por su total apoyo, comprensión y determinación durante todo el desarrollo de la investigación.
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ÍNDICE GENERAL
RESUMEN ABSTRACT Pág INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………..
13
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA……………………………………………………
15
1.1. Planteamiento del problema…………………………………………………
15
OS D A RV 1.2. Formulación del problema………………………………………………….. E S E R 1.3. Objetivos………………………………………………………………………. S O H C E 1.1. Objetivo general……………………………………………………………… ER D 1.1. Objetivos específicos………………………………………………………..
19 20 20 20
1.4. Justificación e importancia de la investigación……………………………
21
1.5. Delimitación de la investigación…………………………………………….
22
1.5.1. Delimitación espacial.......………………………………………………....
22
1.5.2. Delimitación temporal………………………………………………………
22
1.5.3. Delimitación científica………………………………………………………
22
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO………………………………………………
23
2.1. Descripción de la empresa…………………………………………………
23
2.2. Antecedentes de la investigación………………………………………….
26
2.3. Bases Teóricas……………………………………………………………....
31
2.3.1. Estudios de Flujo de Carga………………………………………………
31
2.3.1.1. Representación del Sistema……………………………………………
33
2.3.1.2. Datos del Sistema………………………………………………………….
37
2.3.1.3. Datos de Barras……………………………………………………............
37
2.3.1.4. Datos de Generadores…………………………………………………....
39
2.3.1.5. Datos de Líneas…………………………………………………………….
40
6
2.3.1.6. Datos de Transformadores………………………………………………
40
2.3.1.7. Métodos para la solución de flujo de carga…………………………..
41
2.3.2. Estudios de Cortocircuito…………………………………………………...
48
2.3.2.1. Requerimientos para la realización del estudio………………………
50
2.3.2.2. Modelado del Sistema…………………………………………………….
53
2.3.2.3. Fuentes que contribuyen a fallas……………………………………….
55
2.3.3. Interruptores…………………………………………………………………...
56
2.3.3.1. Tipos de Interruptores……………………………………………………..
57
2.3.3.2. Especificaciones técnicas de los interruptores……………………...
64
2.3.4. Aerogeneradores………………………………………………………….
65
OS D A RV 2.3.4.1. Estructura de un aerogenerador ……………………………………… E S E R 2.3.4.2. Tipos de aerogeneradores……………………………………………. S O H C E 2.3.5. DigSILENT.………………………………………………………………… DER
66 68 71
2.3.5.1. DigSILENT Power Factory (DPF) versión 14.0.520…………………
72
2.3.5.2. Aplicaciones del DFP……………………………………………………
73
2.3.5.3. Funciones del DigSILENT Power Factory …………………………...
73
2.4. Definición de Términos Básicos……………………………………………
74
2.5. Operacionalización de la variable………………………………………….
76
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO………………………………………...
80
3.1. Tipo de investigación……………………………………………………………
80
3.2. Diseño de la investigación……………………………………………………..
81
3.3. Población y muestra…………………………………………………………….
83
3.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos…………………………
84
3.5. Fases de la investigación……………………………………………………….
86
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS….
89
4.1. Descripción de la red de transmisión del Estado Falcón.………………...
89
4.2. Descripción del parque eólico a instalar en el sistema eléctrico del Estado Falcón.………………………………………………………………………….
93
7
4.2.1. Características del aerogenerador seleccionado para el parque eólico de Los Taques.…………………………………………………………………….
94
4.3. Modelado de la red de transmisión en el software de simulación DigSILENT Power Factory.………………………………………………………..
96
4.3.1. Red de Transmisión..………………...........................................................
99
4.4. Definición de escenarios de operación...………………...............................
108
4.5. Estudios de Flujo de carga...………………...................................................
110
4.5.1. Premisas para el estudio de flujo de carga...………………....................
111
4.5.2. Resultados...………………...........................................................................
111
4.5.3. Análisis de resultados....……………….......................................................
116
OS D A RV 4.5.4. Casos contingencia....………………........................................................... E S E………………............................. R 4.5.4.1. Resultados de casos contingencia.... S O H C E 4.5.4.2. Análisis de R Eresultados de casos contingencia....………………............ D 4.5.5. Casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón....….
118 118 122 126
4.5.5.1. Resultados de casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón..……………………………………………………………………..
127
4.5.5.2. Análisis de resultados de casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón.……………………………………………………....
131
4.6. Estudios de Cortocircuito....……………….....................................................
134
4.6.1. Premisas para el estudio de cortocircuito....……………….......................
134
4.6.2. Resultados....………………...........................................................................
135
4.6.3. Análisis de resultados....……………….......................................................
137
4.7. Verificación de las capacidades nominales de los interruptores actualmente instalados..…………………………………………………………...
139
CONCLUSIONES………………………………………………………………………..
143
RECOMENDACIONES…………………………………………………………………
146
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………….
148
ANEXOS……………………………………………………………………………..
149
8
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág Figura 2.1. Organigrama CORPOELEC………………………………………….
25
Figura 2.2. Diagrama unifilar de un sistema de potencia industrial típico …
35
Figura 2.3. Representación de barras y generadores………………………..
36
Figura 2.4. Representación de cargas, líneas y transformadores………….
36
Figura 2.5. Variables que caracterizan una barra…………………………….
38
Figura 2.6. Formas de onda del cortocircuito………………………………….
OS D A RV Figura 2.8. Interruptor de hexafluoruro de azufre E ……………………………. S E Figura 2.9. Interruptor con mecanismo S deRresortes………………………….. O H ECtécnicos de un interruptor……………………….. Figura 2.10. Hoja deR datos E D
51
Figura 2.7. Interruptor en aceite…………………………………………………
59
Figura 2.11. Estructura básica de un aerogenerador………………………...
67
Figura 2.12. Aerogenerador de eje horizontal…………………………………
70
Figura 2.13. Aerogenerador de eje vertical……………………………………
71
Figura 4.1. Diagrama Unifilar del Estado Falcón……………………………...
90
Figura 4.2. Vista frontal y lateral del aerogenerador Made AE – 61………..
95
Figura 4.3. Menú de elementos disponibles para modelado…………………
97
Figura 4.4. Directorio de la Base de datos utilizada…………………………..
98
Figura 4.5. Modelado de barras y terminales………………………………….
99
60 63 65
Figura 4.6. Ingreso de nuevo Transformador de Potencia de dos devanados.…………………………………………………………………………
100
Figura 4.7. Menú para selección de tipo de transformador…………………..
101
Figura 4.8. Datos técnicos necesarios para la creación de un nuevo modelo de transformador.………………………………………………………………….
102
Figura 4.9. Creación nuevo modelo de generador…………………………….
103
Figura 4.10. Creación nuevo modelo de generador – Ingreso de reactancias.………………………………………………………………………..
103
Figura 4.11. Modelado de grupos de generación distribuida………………..
104
9
Figura 4.12. Modelado de la red externa equivalente………………………..
105
Figura 4.13. Modelado de la red externa equivalente – Estudio cortocircuito.……………………………………………………………………….
105
Figura 4.14. Modelado de nuevo tipo de línea de transmisión………………
106
Figura 4.15. Valores característicos de la línea según su longitud…………
107
Figura 4.16. Diagrama unifilar del Caso horizonte 2017……………………..
109
Figura 4.17. Diagrama unifilar del Caso incorporación del parque eólico.………………………………………………………………………………
110
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ÍNDICE DE TABLAS
Pág Tabla 2.1. Cuadro de variables…………………………………………………...
78
Tabla 4.1. Niveles de tensión de transmisión en subestaciones del Estado Falcón.…………………………………………………………………………….....
91
Tabla 4.2. Niveles de tensión de generación en plantas del Estado Falcón.…………………………………………………………………………….....
92
Tabla 4.3. Datos Técnicos del Aerogenerador Made AE – 61………………..
96
Tabla 4.4. Colores Standard según nivel de tensión………………………….
98
OS D A V R Tabla 4.5. Perfil de tensiones de ambos escenarios de operación…………. E S Eescenarios de operación……. R Tabla 4.6. Cargabilidad de los Txs de ambos S O H C E Tabla 4.7. Perfil de tensiones en contingencias………………………………. ER D Tabla 4.8. Cargabilidad de los Txs en contingencias………………………….
112 114 119 121
Tabla 4.9. Mejoramiento del perfil de tensiones……………………………….
128
Tabla 4.10. Cargabilidad de los Txs en casos de mejoramiento…………….
130
Tabla
4.11.
Niveles
de
cortocircuito
de
ambos
escenarios
de
operación…………………………………………………………………………….
136
Tabla 4.12. Verificación de capacidades nominales de interruptores instalados…………………………………………………………………………….
140
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LEE SÁNCHEZ, William Anderson. INFLUENCIA DE LA RED DE AEROGENERADORES DEL PARQUE EÓLICO LOS TAQUES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO FALCÓN PARA CORPOELEC. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Eléctrica. Zulia, Maracaibo, Venezuela, 2013.
RESUMEN
El objetivo de esta investigación, fue estudiar la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico Los Taques en el sistema eléctrico del Estado Falcón, para conocer el impacto que tendrá dicho parque en el mencionado sistema y además saber que acciones se pueden realizar para mejorar las condiciones operativas del sistema. Se recabaron los datos técnicos necesarios de los elementos del sistema y del parque eólico, para armar el diagrama unifilar y realizar los estudios de flujo de carga y cortocircuito, mediante la herramienta Power Factory, bajo diferentes escenarios. Se evaluaron los resultados con la finalidad de determinar la cargabilidad de los transformadores, encontrándose que ninguno presenta sobrecarga. Del mismo modo, se determinaron los perfiles de tensión del sistema y se verifico que se encontraran dentro de los límites establecidos por el estándar IEEE 141-1993. Adicionalmente, con el fin de mejorar la condición operativa del sistema, se realizaron casos de mejoramiento, en uno incorporando compensación reactiva y el otro agregando líneas de transmisión adicionales, dicho mejoramiento quedo evidenciado con los resultados positivos del perfil de tensiones del sistema para dichos casos. Al comprobar los niveles de cortocircuito, se observo que los interruptores instalados poseen una capacidad nominal de interrupción mayor al nivel de falla máximo presentado en cada barra del sistema, concluyéndose que ante cualquier falla presentada en las barras, los interruptores están capacitados para operar bajo condiciones de cortocircuito.
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Palabras claves: influencia de red de aerogeneradores, estudio de flujo de carga, estudio de cortocircuito, verificación de interruptores.
[email protected]
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LEE SÁNCHEZ, William Anderson. INFLUENCE OF THE WIND TURBINES NETWORK OF LOS TAQUES WIND FARM IN THE ELECTRICAL SYSTEM OF FALCÓN STATE FOR CORPOELEC. Universidad Rafael Urdaneta. Faculty of Engineering. School of Electrical Engineering. Zulia, Maracaibo, Venezuela, 2013.
ABSTRACT
The objective of this research, was to study the influence of the wind turbines network of Los Taques wind farm in the electrical system of Falcón to know about the impact, that will have the above mentioned park in the mentioned system and also know that actions can be realized to improve the operative conditions of the system. There was obtained the technical necessary information of the system elements and the wind farm elements, to assemble the one-line diagram and also realize the studies of load flow and short circuit, using the tool Power Factory, under different scenarios. The results were evaluated by the purpose of determining the transformers loading, finding that none has overload. In the same way, were determined the system voltage profile and were making sure they were within the limits established by the IEEE 141-1993 standard. In addition, in order to improve the operational condition of the system, were realized improvement cases, in one incorporating reactive compensation and the other by adding additional transmission lines, the above mentioned improvement is evidenced with the positive results of the system voltage profile for these cases. When checking the short circuit levels, it was observed that installed interrupting devices have a greater interrupting capability than the máximum short circuit current presented in each busbar of the system, concluding that to any failure on each busbar of the system, interrupting devices are able to operate under short circuit conditions.
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Keywords: wind turbines network influence, load flow study, short circuit study, interrupting devices verification.
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INTRODUCCIÓN
La planificación, el diseño y la operación de los sistemas eléctricos de potencia, requiere de acuciosos estudios para evaluar su comportamiento, confiabilidad y seguridad. Estudios típicos que se realizan son: flujos de potencia, estabilidad, coordinación de protecciones, calculo de cortocircuito, entre otros. Un buen diseño debe estar basado en un cuidadoso estudio que incluye la selección de voltaje, adecuado tamaño del equipamiento y selección apropiada de
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protecciones.
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La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que represente al sistema de potencia, generalmente conocido como diagrama
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unifilar. La productividad, eficiencia y éxito de muchos procesos dependen en gran parte del buen funcionamiento y continuidad del servicio eléctrico.
A raíz de las exigencias del mercado actual, las industrias se ven en la necesidad de aumentar su capacidad de producción mediante una constante expansión de sus instalaciones, esto conlleva a un incremento de la demanda de la carga del sistema. Por lo tanto, la empresa que suministra la energía se ve en la obligación de aumentar su capacidad de generación, para suplir las exigencias de la nueva demanda.
En este orden de ideas, el presente trabajo de investigación consiste en estudiar la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico los taques en el sistema eléctrico del estado falcón. Así, al llevar a cabo los diferentes estudios dentro de esta investigación, se evaluará el impacto sobre el sistema eléctrico luego de la incorporación de la nueva generación.
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A su vez cabe mencionar la necesaria participación del personal de la empresa CORPOELEC, lo cual permitió la obtención de los datos referentes a características técnicas de los equipos actualmente instalados.
Este trabajo de investigación está organizado en cuatro capítulos denominados: el problema, marco teórico, marco metodológico y análisis e interpretación de los resultados respectivamente. A su vez presenta una perspectiva que incluye un desglose secuencial llevado de la siguiente manera:
•
•
OS D A V El capítulo I (El Problema), contiene el R planteamiento del problema, E S Eplanteados, justificación y delimitación formulación del problema, objetivos R S HO C de la investigación. E R E D En el capítulo II denominado Marco Teórico, se hace una breve descripción de la empresa CORPOELEC, se presentan los antecedentes, bases teóricas que sustentan la investigación. Así mismo se definen términos básicos y el cuadro de variables.
• El capítulo III, corresponde al Marco Metodológico y describe el tipo y diseño de la investigación, las técnicas de recolección de datos utilizadas, la población y muestra y las fases de investigación. • Por último, en el capítulo IV se presenta el análisis e interpretación de los resultados. Además se incluyen conclusiones, recomendaciones y se complementa con anexos.
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CAPÍTULO I EL PROBLEMA
Este capítulo corresponde al primer paso de una investigación, el cual es la descripción de la problemática a tratar y abarca los siguientes aspectos: planteamiento del problema, formulación del problema, objetivos de la
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investigación, justificación e importancia de la investigación, y por último, se
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presenta las delimitaciones donde se va a enmarcar la investigación.
HO C E 1.1. Planteamiento del Problema. DER
En el mundo el uso de la energía eléctrica se ha convertido en algo vital para todas las personas, comunidades y organizaciones ya que la mayoría de las herramientas y equipos que utilizamos para trabajar, comunicarnos e incluso para transportarnos requieren de ella. Se ha visto a lo largo de la historia países enteros que han llegado a caos en las calles por ausencia del funcionamiento de los semáforos, cientos de fábricas perdiendo grandes cantidades de producción, millones de estudiantes perdiendo clases, un sinfín de personas que no tienen como transportarse simplemente porque el metro dejó de estar en servicio y todo esto se debe a la ausencia de la energía eléctrica.
En estos momentos en Venezuela se presentan ciertas situaciones entre las cuales se tiene: mayor ocurrencia de fallas en el sistema interconectado nacional, aumento de interrupciones del servicio eléctrico y también mayor ocurrencia de bajones de voltaje a nivel residencial. Todo esto se debe a que el sistema de energía eléctrica está desactualizado ya que se está sobrepasando la
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demanda que se tenía prevista para estos años y lo cual conlleva a que exista actualmente una sobrecarga en el sistema interconectado nacional.
Una de las acciones poco eficientes para la solución de este problema ha sido, el racionamiento de la energía eléctrica para algunas partes del territorio nacional, principalmente aquellos estados donde se exige más demanda que además de todo, desmejora la calidad de vida de la gente.
OS D A implementación de otras nuevas plantas de energía RVeléctrica a nivel nacional. E S E de las centrales instaladas son del Cabe destacar que en Venezuela, la mayoría R S HO Una de las más importantes es la conocida tipo termoeléctricas e hidroeléctricas. C E ER como represaD del Guri, la cual es capaz de producir aproximadamente 50.000
Otra de las acciones para resolver este problema, ha sido la
GWh al año, abasteciendo gran parte del país. Sin embargo en las plantas hidroeléctricas, éstas utilizan un recurso natural que no contamina el medio ambiente, pero presentan problemas cuando el nivel del agua en los embalses o represas baja y no hay precipitaciones; esta situación no permite asegurar el suministro energético en las diferentes estaciones del año.
En relación a las centrales termoeléctricas, éstas son en comparación con las centrales hidroeléctricas igual de costosas en cuanto a fabricación y mantenimiento, pero tienen un alto grado de contaminación ya que para su funcionamiento se utilizan derivados del petróleo para producir el calor necesario en la caldera para evaporar el agua y ser utilizada en la turbina de vapor, donde los derivados del petróleo al ser utilizados como combustible, generan grandes cantidades de dióxido de carbono que son enviados a la atmósfera contribuyendo al calentamiento global.
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Esto ha producido que científicos e investigadores de diversos países se preocupen por el impacto ambiental que causamos sobre la Tierra y se han ido experimentando nuevas tecnologías para las industrias, fábricas, automóviles y todo aquello que se pueda mejorar para reducir el impacto ambiental; en especial para el caso de la producción de electricidad se ha venido pensando en el uso de las energías que no dependen de los combustibles fósiles, es decir las energías renovables. Bajo estas ideas, los profesionales de la ingeniería eléctrica y otras áreas multidisciplinarias han logrado crear centrales eléctricas aprovechando la fuerza del agua, los principios termodinámicos, la fuerza del viento, la energía solar e inclusive el calor del núcleo de la Tierra.
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HO C E R limpio y ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al DE Concretamente, la energía eólica es un recurso abundante, renovable,
reemplazar termoeléctricas a base de combustibles fósiles, lo que la convierte en un tipo de energía verde. En Latinoamérica varios países han tomado en cuenta esta forma de generar energía eléctrica, entre los cuales Venezuela es uno de ellos. Es necesario puntualizar, que no todos los países pueden aprovechar la gran fuerza del viento ya que las condiciones ambientales en cada región del mundo son distintas. Sin embargo en Latinoamérica, en especial Venezuela, están a su favor los movimientos cíclicos de los vientos que circulan en la región del Caribe.
Actualmente la máquina eléctrica utilizada para el aprovechamiento de la energía eólica se le denomina aerogenerador. En resumen y según Antonio Creus (2008), un aerogenerador es cualquier maquina eólica que consta de unos soportes de unos sistemas de captación, orientación, regulación, transmisión y generación. Dichas máquinas deben encontrarse sobre un apoyo que debe soportar la fuerza del viento así como las eventuales vibraciones. En otro orden de ideas, su altura debe la necesaria como para que las turbulencias debidas al
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suelo no afecten a la máquina y no se produzca una perturbación localizada sobre el régimen de vientos.
Asimismo, un aerogenerador básicamente está compuesto por: una conexión a la red eléctrica, la torre de contención, una escalera de acceso, un sistema de orientación, un generador, el freno, la transmisión, la góndola, las palas, el buje y un anemómetro. Existen diferentes tipos de aerogeneradores, dependiendo de su potencia, la disposición de su eje de rotación, el tipo de
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generador, entre otros. Los aerogeneradores pueden trabajar de manera aislada o agrupados en plantas de generación eólica también comúnmente llamados parques eólicos.
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En vista de las anteriores situaciones, en Venezuela y en específico la empresa CORPOELEC, ha venido desarrollando estudios acerca de aquellas localidades a nivel nacional que posean las características adecuadas para implementarse parques eólicos basados en la energía obtenida del viento. Obteniendo como resultado que una de las ubicaciones donde se va a implementar estos parques eólicos sea en el Estado Falcón, concretamente en el Municipio Los Taques, debido a que esa área posee las condiciones adecuadas según estudios eólicos realizados.
Ahora bien, como en Venezuela es la primera vez que se va a utilizar la energía eólica bajo la modalidad de parques eólicos de moderada capacidad, no se posee la experiencia acerca de cómo va a impactar la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” sobre el sistema eléctrico del Estado Falcón y además, tampoco se sabe que acciones se podrían realizar para conseguir mejorar las condiciones operativas del sistema eléctrico del Estado Falcón al incorporar el parque eólico.
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La instalación de nuevos generadores en un sistema eléctrico producirá ciertas influencias tanto positivas como negativas, porque habrá más capacidad para atender los crecimientos de la demanda, con una modificación en el perfil de tensión y flujos de potencia; también se incrementarán los niveles de cortocircuito y es necesario verificar si los interruptores tienen la capacidad para soportar las nuevas condiciones. Por ende, es necesario realizar un estudio para determinar la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón, utilizando la herramienta computacional Power Factory, para modelar la red de aerogeneradores en el mencionado
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sistema eléctrico y la ejecución de los estudios de flujo de carga y cortocircuito.
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O H C E 1.2. Formulación del DERproblema.
En función a lo anteriormente planteado, se formulan las siguientes interrogantes:
¿Cómo va a impactar la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón?
¿Qué acciones se podrían realizar para conseguir mejorar las condiciones operativas del sistema eléctrico del Estado Falcón al incorporar el parque eólico?
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1.3. Objetivos de la Investigación.
1.3.1. Objetivo General.
Estudiar la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón.
1.3.2. Objetivos Específicos.
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E S E Recabar información técnica SdeRlos elementos que integran el sistema O H ECFalcón, así como el parque eólico a ser instalado en el eléctrico del Estado R E D municipio Los Taques.
9 Comparar los resultados del estudio de flujo de carga del sistema eléctrico del Estado Falcón bajo condiciones actuales, con los correspondientes a la incorporación del parque eólico del Municipio Los Taques, ante las situaciones previstas para el año 2017. 9 Realizar casos de estudio a fin de conseguir mejorar la condición operativa del sistema del Estado Falcón al incorporar el parque eólico. 9 Comparar los resultados del estudio de cortocircuito del sistema eléctrico del Estado Falcón bajo condiciones actuales, con los correspondientes a la incorporación del parque eólico del Municipio Los Taques, ante las situaciones previstas para el año 2017. 9 Verificar si las capacidades nominales de los interruptores actualmente instalados satisfacen las nuevas condiciones operativas derivadas de la incorporación del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico bajo estudio, proponiendo sustituciones en los casos que lo amerite.
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1.4. Justificación e Importancia de la Investigación.
Este trabajo de investigación se justifica debido a que, va a ser la primera vez que se va a utilizar la energía eólica bajo la modalidad de parques eólicos de moderada capacidad en Venezuela. Por lo que CORPOELEC necesita de un material técnico que sirva como una guía, en el que se indique el impacto que la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” tendrá en el sistema eléctrico del Estado Falcón, y también que señale que acciones se podrían
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realizar para conseguir mejorar las condiciones operativas de dicho sistema eléctrico al incorporar el mencionado parque eólico.
Entonces
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O Hresultados los C E ER con
de
esta
investigación
la
empresa
CORPOELEC podrá contar con un estudio técnico que le sirva de referencia para los aspectos de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” que se quieren estudiar, tales como: las modificaciones que se tendrán en el perfil de tensión de las barras y los flujos de potencia, así como también las acciones que se pueden realizar para conseguir mejorar las condiciones operativas del sistema al incorporar dicho parque eólico, al igual que los nuevos niveles de cortocircuito; y con ello se podrá saber si los interruptores actualmente instalados serán capaces de satisfacer las nuevas condiciones operativas derivadas de la incorporación del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico bajo estudio, proponiéndose en los casos que lo ameriten la sustitución de los mismos.
En otro orden de ideas, al autor del presente trabajo de investigación le permitirá la adquisición de destrezas en las técnicas que deben aplicarse en simulaciones relacionadas con estudios de flujo de carga y cortocircuito de un sistema eléctrico, con lo cual conseguirá complementar su formación académica que sin duda le proporcionará más herramientas para enfrentar con éxito los retos del futuro desenvolvimiento profesional.
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Adicionalmente, este trabajo de investigación será de gran importancia ya que servirá como una guía para posteriores investigaciones en esta misma área de la ingeniería eléctrica.
1.5. Delimitación de la Investigación.
1.5.1. Delimitación Espacial.
OS D A La delimitación de esta investigación se estableció RV en las instalaciones de E S E Unidad Fuentes Alternas de Centro la empresa CORPOELEC en el Departamento R S HO – Occidente de la E Subcomisionaduria Generación Fuentes Alternas de C R E Dcuya sede operativa está ubicada en la ciudad de Maracaibo. El CORPOELEC, alcance de la investigación será para el sistema eléctrico del Estado Falcón y el parque eólico “Los Taques”.
1.5.2. Delimitación Temporal.
Esta investigación fue realizada desde Mayo 2012 hasta Noviembre 2013.
1.5.3. Delimitación Científica.
Este estudio está enmarcado en el área de Potencia, dentro de la línea de investigación Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica.
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CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
Este capítulo corresponde al segundo paso de una investigación, el cual trata de ubicar la información teórica necesaria para la realización de los objetivos planteados, así como también puntualizar las variables para cumplir dichos
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objetivos, y abarca los siguientes aspectos: descripción de la empresa,
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antecedentes de la investigación, bases teóricas, definición de términos básicos y operacionalización de la variable.
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2.1. Descripción de la Empresa.
CORPOELEC, Empresa Eléctrica Socialista, adscrita al Ministerio del Poder Popular de Energía Eléctrica, es una institución que nace con la visión de reorganizar y unificar el sector eléctrico venezolano a fin de garantizar la prestación de un servicio eléctrico confiable, incluyente y con sentido social. Este proceso de integración permite fortalecer al sector eléctrico para brindar, al soberano, un servicio de calidad, confiable y eficiente; y dar respuestas, como Empresa Eléctrica Socialista, en todas las acciones de desarrollo que ejecuta e implanta el Gobierno Bolivariano.
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Visión
Ser una Corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida
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para todo el pueblo venezolano.
Misión
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Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente, confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para contribuir con el desarrollo político, social y económico del país.
Valores Corporativos •
Ética Socialista
•
Responsabilidad
•
Autocrítica
•
Respeto
•
Honestidad
25 •
Eficiencia
•
Compromiso
Estructura Organizativa
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 2.1. Organigrama CORPOELEC (CORPOELEC, 2013)
2.2. Antecedentes de la Investigación
Para la realización de este trabajo de grado, es necesaria la revisión de proyectos realizados por otros autores, que estén relacionadas con el propósito de la investigación actual.
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En el año 2008 Antonio Alizo y José Barrios, realizaron el trabajo especial de grado titulado:“INFLUENCIA DEL AUMENTO DE PRODUCCIÓN DE UNA EMPRESA DESMINERALIZADORA DE AGUA SOBRE LOS COMPONENTES DE SU SISTEMA ELÉCTRICO, PARA LA EMPRESA ARIADNA C.A.” Facultad de Ingeniería, Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo – Venezuela.
Los objetivos de este trabajo se centraron en (a) recopilar la información necesaria para los estudios, diseñar circuitos de alimentación, protección y control
OS D A RV
para los nuevos motores, (b) describir el funcionamiento y las facilidades de la herramienta computacional ETAP Power Station 4.0.0 como software para
E S E SR
estudios de sistemas eléctricos, (c) realizar en diferentes escenarios de operación
HO C E capacidades nominales DER de los dispositivos de protección instalados.
estudios de flujo de carga, cortocircuito y arranque de motores y (d) verificar
El tipo de investigación fue explicativa y el diseño de la investigación estuvo enfocado desde el punto de vista no experimental.
La misma consistió en evaluar el comportamiento del sistema eléctrico de una planta desmineralizadora de agua, considerando la incorporación de nuevos motores eléctricos, con el propósito de incrementar su capacidad de producción.
En su desarrollo, se evaluó el impacto del aumento de carga, y se analizaron los resultados obtenidos de los valores de tensión, niveles de corriente y flujos de potencia obtenidos mediante las simulaciones realizadas con el software ETAP Power Station 4.0.0 y se compararon tanto con los valores indicados en el estándar IEEE 141-1993, como con capacidades nominales de componentes instalados. Estos análisis, arrojaron como resultado
unos
porcentajes de caídas de tensión y niveles de corrientes de cortocircuito que estuvieron dentro de los límites establecidos en esta norma.
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En el caso de operación en contingencia, la caída de tensión en el centro de control de motores de la planta, llegó al límite establecido y el estudio de arranque de motores mostró la imposibilidad de realizar el arranque simultáneo de los tres motores más grandes de la red en condiciones de contingencia.
Sólo se encontraron problemas con dos fusibles asociados a las cargas gasoil pump y Skim and surge slopoilpump, a los cuales propusieron ser cambiados por otros de 150 A y 25 A, respectivamente. La mayoría de los
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interruptores instalados poseían una capacidad nominal de régimen continuo sobredimensionada para la carga alimentada, mientras que la capacidad nominal
E S E SR
de interrupción era adecuada al nivel de falla máximo esperado.
HO C E ER
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En líneas generales, se realizo una propuesta donde se llego a la conclusión de que el sistema estaba capacitado para soportar satisfactoriamente el aumento de carga contemplado y requerido para la planta desmineralizadora de agua.
El aporte a este trabajo especial de grado viene dado por la realización del estudio de flujo de carga y cortocircuito ya que servirá como una guía para observar cómo se desarrollaran los escenarios en dichos estudios al utilizar una herramienta computacional, así como será de gran ayuda a la realización del marco teórico del presente trabajo de investigación.
Además, en el año 2010 Alexander Loaiza y Andrés Martínez, realizaron el trabajo especial de grado titulado: “PROPUESTA PARA EL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ÁREA DE PRODUCCIÓN DE LA EMPRESA PROPILVEN” en la Facultad de Ingeniería, Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo – Venezuela.
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El objetivo general fue: Realizar una propuesta para mejorar el sistema eléctrico dentro del área de producción de PROPILVEN; y los objetivos específicos fueron: (a) recabar información técnica de los equipos instalados actualmente en la subestación eléctrica de alimentación de PROPILVEN, (b) realizar estudios de flujo de carga y de cortocircuito, considerando el aumento de carga futura del área de producción, (c) verificar las capacidades nominales de los transformadores e interruptores de potencia, (d) identificar las necesidades de mejoras de la subestación de PROPILVEN, (e) proponer mejoras para el sistema eléctrico del área de producción de PROPILVEN.
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E S E SR
El tipo de investigación fue descriptiva, con un diseño de investigación no
HO C E ER
experimental, así como también documental, bibliográfica y de campo.
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Se recolectaron las características técnicas de transformadores, barras, conductores, interruptores y cargas conectadas a los centros de control de motores, para armar el diagrama unifilar y realizar el análisis de flujo de carga y de cortocircuito, mediante la herramienta ETPA POWER STATION, bajo diferentes escenarios. Se evaluaron los resultados con la finalidad de determinar la cargabilidad de los componentes instalados, así como los perfiles de tensión del sistema, encontrándose que estos últimos están en los límites establecidos por el estándar IEEE 141-1993. En la comprobación de la cargabilidad de las barras, se verificó que todas estaban por debajo de su capacidad nominal, pero se consideró que la del Tablero de Emergencia debía ser cambiada por estar cerca de la nominal y por lo crítico de la carga conectada al mismo.
Se analizó la cargabilidad de conductores y transformadores, y se estableció que ninguno presentaba sobrecarga. Al comprobar los niveles de cortocircuito, quedo evidenciado que es necesaria la sustitución de algunas barras, o la aplicación de limitadores de corriente, para que las que encuentran
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excedidas puedan soportar esas corrientes de falla. Los interruptores del CCM-2 y CCM-5 necesitan ser reemplazados, ya que la corriente que circula a través de estos es superior a la capacidad nominal de los mismos. Finalmente, se resumen las necesidades de mejora, y se redactó una propuesta con las especificaciones técnicas de los equipos requeridos para el reemplazo, o para limitar el nivel de cortocircuito de las barras de 4,25 KV y 480 V, indicándose productos específicos de reconocidos fabricantes en el ramo de la electricidad.
OS D A RV
Sera de gran aporte al presente trabajo de investigación ya que servirá como una base en la realización de la comparación de las capacidades nominales
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de los interruptores con los resultados a obtener de los estudios de cortocircuito.
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Así mismo, en el año 2011 Daniel Bolívar, realizo el trabajo especial de grado titulado: “ESTUDIO PROSPECTIVO PARA EL APROVECHAMIENTO DEL RECURSO ENERGETIVO EOLICO DEL ESTADO TRUJILLO, PARA LA EMPRESA CORPOELEC S.A., A TRAVES DE SU FILIAL C.A. ENELVEN” en la Facultad de Ingeniería, Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo - Venezuela.
El objetivo general fue: Elaborar un estudio de prospectiva energética para la utilización del recurso eólico en la zona del Estado Trujillo, para la empresa CORPOELEC S.A., a través de su filial ENELVEN; y los objetivos específicos fueron: (a) analizar las potencialidades del recurso eólico en las zonas del estado Trujillo, (b) realizar la auditoria energética que permita contabilizar el recurso eólico del eje Chejendé-Mosquey-Niquitao estado Trujillo, (c) determinar la capacidad de producción energética del recurso eólico en las zonas del eje Chejendé-Mosquey-Niquitao del estado Trujillo.
El tipo de investigación fue descriptiva y correlacional, con un diseño de investigación documental, no experimental y transaccional.
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En primer lugar, se seleccionaron las localidades con las mejores condiciones para el aprovechamiento del recurso eólico, evaluando cantidad de potencia eólica disponible, población e infraestructura de la zona. Áreas bajo régimen de administración especial y subestaciones eléctricas instaladas. Mediante la utilización del software computacional para la simulación de vientos W.A.s.P. se calculo nuevamente la potencia eólica disponible, considerando en este caso la orografía real de la zona, describiendo detalladamente los procedimientos realizados. Se determino la cantidad de potencia eólica aprovechable en las zonas, simulando aerogeneradores estándar con una altura
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de buje de 60 m sobre el nivel del suelo, ubicados en cada parroquia estudiada.
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HO C E R del eje Chejendé-Mosquey-Niquitao poseen las mejores acerca de cuáles DEáreas Finalmente, se elaboro una matriz de decisión con la finalidad de concluir
condiciones para el aprovechamiento e implementación de la generación eólica, dando como resultado las siguientes parroquias: Chejendé, Santa Ana, Burbusay y Mosquey. Esta investigación proporciona una herramienta técnico-científica para la empresa CORPOELEC S.A., orientada a la evaluación y selección de las zonas más factibles para la utilización de esta tecnología.
Servirá de gran apoyo a este trabajo de investigación por la información teórica acerca de los aerogeneradores, con el propósito de ampliar los conocimientos en esta área de generación, además de si se llega a necesitar alguno de esos contenidos teórico de aerogeneradores, para realizar algún objetivo planteado.
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2.3. Bases Teóricas
Para la realización del contexto teórico de este trabajo de grado, fue utilizado material bibliográfico de los siguientes autores: Standard del IEEE 1411993, Grainger y Stevenson (1996), así como información obtenida por medio de la red.
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2.3.1. Estudios de Flujo de Carga
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HO C E ER
Uno de los procedimientos computacionales más utilizados en el análisis de sistemas de potencia es el estudio de flujo de carga. La planificación, diseño y
D
operación de un sistema de potencia, requiere de este estudio para analizar el desempeño de estado estable del sistema bajo distintas condiciones de operación y para estudiar los efectos de los cambios de la configuración de los equipos. Estas soluciones de flujo de carga son realizadas utilizando programas computacionales diseñados específicamente para este propósito.
En un estudio de flujo de carga, los parámetros principales son los siguientes: Es la potencia activa neta inyectada a la barra. Es la potencia reactiva neta inyectada a la barra. Es la magnitud del voltaje de barra. Es el ángulo del voltaje de barra referido a una referencia común.
La pregunta básica fe flujo de carga es la siguiente: dado el consumo conocido de potencia de las cargas en todas las barras de un sistema eléctrico de
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potencia conocido y la producción de potencia en cada generador, determinar el flujo de potencia en cada línea de transmisión y en los transformadores de la red y la magnitud del voltaje y el ángulo de fase en cada barra.
Analizar la solución de este problema para numerosas condiciones, ayuda a garantizar que el sistema de potencia satisface las necesidades para las cuales fue diseñado, tomando en cuenta los costos de inversión y operación más favorables.
OS D A El problema de flujo de potencia estáRsometido a las siguientes V E S E condiciones: R S HO C E ER D • Se considera que el sistema tiene secuencia positiva solamente. • Se desprecian los efectos de inductancias mutuas en las líneas. • No se consideran las impedancias de los generadores.
A medida que la distribución de la carga y quizás la red, varíen considerablemente durante diferentes periodos de tiempo, podría ser necesario obtener soluciones de flujo de carga representando diferentes condiciones del sistema como pueden ser picos de carga, carga promedio o carga mínima. Estas soluciones serán utilizadas para determinar modos de operación óptimos para condiciones normales, como por ejemplo la configuración apropiada de los equipos de control de voltaje, o también como responderá el sistema en presencia de condiciones anormales, tales como pérdidas de líneas o transformadores. Los flujos de carga constituyen las bases para determinar tanto la necesidad de agregar nuevos equipos a la red, así como también la efectividad de nuevas alternativas para resolver deficiencias actuales y satisfacer necesidades futuras.
33
El modelo de flujo de carga es también la base para muchos otros tipos de estudios como el de cortocircuito, estabilidad, arranque de motores y estudios de armónicos. Un estudio de flujo de carga proporciona los datos de la red y una condición inicial de estado estable para estos estudios.
2.3.1.1. Representación del Sistema
OS D A RV
Los sistemas eléctricos son muy extensos y se requiere de un medio visual simplificado para representarlo completamente, con la finalidad de entender su
E S E SR
funcionamiento bajo sus varios posibles modos de operación. Un diagrama unifilar
HO C E donde se identifican DERlas barras y líneas de interconexión de un sistema. Las
sirve para este propósito. El diagrama unifilar consiste en una representación
cargas, generadores, transformadores, reactores, condensadores, etc., son todos representados en sus respectivos lugares dentro del sistema en cuestión. Un ejemplo de diagrama unifilar de un tipo de sistema eléctrico se muestra en la figura 2.2.
Las barras pueden ser designadas con nombres, números o en ambas formas. Las líneas de interconexión generalmente son representadas con sus valores de impedancia directamente sobre el diagrama o dispuestos en una tabla de valores. Los equipos asociados a una barra, se muestran conectados a la misma. Por lo tanto, los generadores son mostrados conectados a su respectiva barra en conjunto con los parámetros del equipo asociados como se muestra en la figura 2.3.
Por otra parte, una línea comienza en una barra y termina en otra. Además, las cargas de motores son comúnmente representadas aparte para ayudar a la hora de ser modeladas en estudios de cortocircuito o de algún otro estudio. De
34
manera similar, una carga estática se encuentra conectada a una barra como se observa en la figura 2.4.
Los transformadores, al igual que las líneas, son mostrados entre dos barras, con el lado primario conectado a una barra y el secundario a la otra barra. El formato del diagrama variará de acuerdo al programa computacional utilizado y también de las preferencias del usuario. Pero en general, el diagrama unifilar debería ofrecer la información necesaria de la red, de manera clara y concisa.
OS D A La información mostrada en el diagrama unifilar, RVdefine la configuración del E S E sistema así como la ubicación y tamaño de las cargas, generadores y equipos. R S O Ésta se organiza en una lista CHde datos que determina el modelo matemático para E R DE del sistema de potencia y su respectiva conexión. La cada componente preparación de estos datos es la base de todo análisis de flujo de carga, así como también otros análisis que requieren del modelo de la red como los análisis de cortocircuito y de estabilidad. Es por lo tanto esencial que la preparación de los datos sea realizada de forma consistente y exhaustiva. Los valores deben ser tan precisos como sea posible. El redondeo de decimales, o no incluir suficientes de los mismos en ciertos parámetros, pueden llevar a resultados erróneos.
Debido a que la organización de los datos es típica en la mayoría de programas de análisis de flujo de carga, éstos se dividen en las siguientes categorías: datos del sistema, barras, generadores, líneas y transformadores.
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E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 2.2. Diagrama unifilar de un sistema de potencia industrial típico (IEEE Std.141-1993)
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OS D A RV
Figura 2.3. Representación de barras y generadores (IEEE Std.141-1993)
HO C E ER
E S E SR
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Figura 2.4. Representación de cargas, líneas y transformadores (IEEE Std.141-1993)
37
2.3.1.2. Datos del Sistema
La entrada de datos del sistema al programa computacional puede ser en por unidad (pu) o en unidades físicas (voltios, amperios, ohmios), dependiendo de la convención del programa. La conversión de los datos del sistema a representación en pu, requiere de una selección de potencia base (VoltioAmperios, kVA) y un voltaje base (kV). Éstos determinarán la corriente e impedancia base.
OS D A Los datos del sistema especifican los kVARbase V (o MVA) para todo el E S Ecada nivel de voltaje. Escogiendo el sistema. Los kV base son escogidos para R S O el análisis y reduce las posibilidades de Hsimplifica voltaje nominal como E base, C DER de los resultados. errores en la interpretación 2.3.1.3. Datos de Barras
Los datos de barras describen cada barra, la carga y otros elementos conectados a esa barra. Los datos incluyen lo siguiente:
• Número de barra. • Nombre de barra. • Tipo de barra. • Potencia activa y reactiva exigida por las cargas. • Nivel de tensión nominal y ángulo de fase de la barra.
El número de barra es normalmente la primera referencia para llegar a los detalles de la barra. El nombre de la barra generalmente se utiliza sólo para
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propósitos de información, permitiéndole al usuario dar un nombre descriptivo a la barra para hacer de los datos de salida, un documento fácilmente entendible. Algunos programas permiten el uso del nombre de la barra como índice principal.
El tipo de barra es un código que permite al programa organizar las barras para la solución del flujo de carga. Esta organización varía entre los diferentes programas existentes y es posible que sean manejadas internamente por el programa. En los estudios de flujo de carga, cada barra es representada por
OS D A RV
cuatro variables, indicadas en la figura 2.5.
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Figura 2.5. Variables que caracterizan una barra (IEEE Std.141-1993)
Donde: V= Magnitud de la tensión de la barra = Ángulo de fase de la tensión en la barra P= Potencia activa neta inyectada a la barra Q= Potencia reactiva neta inyectada a la barra Típicamente, existen tres tipos de barras como se muestra a continuación:
• Barras de compensación (barra oscilante).
Es la barra tomada como referencia en la cual se especifica la magnitud y ángulo del voltaje.
39
• Barras de carga (barras P-Q).
Es la barra en donde se especifica la potencia activa y reactiva en una barra existente en la red. Estas cantidades tendrán valores positivos si se trata de un generador y tendrán valores negativos si se trata de una carga.
• Barras de voltaje controlado (barras P-V).
OS D A Es la barra en donde se especifica la potencia RVactiva y la magnitud del E S Ereactiva. R voltaje, desconociéndose la potencia S HO C E DER 2.3.1.4. Datos de Generadores
Los datos de generadores son introducidos para cada generador en el sistema incluyendo el generador oscilante. Los datos definen la potencia de salida del generador y el voltaje controlado por el mismo. Estos datos normalmente son introducidos como se observa a continuación:
• Tensión nominal. • Máximo nivel de potencia reactiva de salida en MVAR. • Mínimo nivel de potencia reactiva de salida en MVAR. • Nivel de tensión programado. • Condición de operación (activo o inactivo). • Otros datos que pueden ser incluidos son los MVA base y la impedancia interna del generador para ser utilizados en estudios dinámicos y de cortocircuito.
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2.3.1.5. Datos de Líneas
En el estudio de flujo de carga, también se introducen los datos para cada línea del sistema. Entiéndase como línea, cualquier elemento que conecte dos barras; esto incluye líneas de transmisión, cables, reactores y condensadores en serie. Estos datos incluyen lo siguiente:
• Resistencia.
OS D A Capacidades nominales de la línea en condiciones normales RV E S E contingencia. SR O H C Nivel de tensión nominal. E R E D Condición de operación (activa o inactiva).
• Reactancia. • • •
y bajo
Los valores nominales de las líneas generalmente son cargados en amperios o MVA. El modelado de la capacitancia es generalmente ignorado para líneas cortas y en sistemas de plantas industriales.
2.3.1.6. Datos de Transformadores
Datos adicionales se requieren para los transformadores. Éstos pueden ser introducidos como parte de una línea, o como otro renglón aparte dependiendo del programa computacional utilizado. Esta información incluye normalmente lo siguiente:
• Niveles de tensión nominal. • Máximo nivel de potencia en MVA.
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• Posición de la derivación o “tap” en %. • Ángulo del tap en grados eléctricos. • Máxima posición del tap. • Mínima posición del tap. • Rango de voltaje total programado, con el valor equivalente entre derivaciones o el nivel obtenido en cada posición del cambiador de tomas.
Los últimos tres, sólo son necesarios para transformadores con cambio de
OS D A RV
tap automático bajo carga (Load Tap Changer), que cambian automáticamente la
E S E SR
posición del tap para controlar el voltaje en uno de los lados del transformador.
HO C E ER
D
La organización de los datos del tap del transformador, requiere un entendimiento de la convención de taps utilizada por el programa de flujo de carga, para garantizar que la representación proporcione el correcto aumento o disminución del voltaje. Los transformadores cuyos voltajes primario o secundario, no concuerden con los voltajes (base en kV) nominales del sistema en las barras terminales, requerirán una representación del tap fuera de la nominal en el flujo de carga (y posiblemente un ajuste en la impedancia del transformador).
2.3.1.7. Métodos para la solución de flujo de carga
La tarea computacional de determinar los flujos de potencia y voltajes aun en pequeñas redes, para alguna condición específica, resulta ser una tarea de gran complejidad. La solución de grandes redes para tantas condiciones del sistema, requiere de la ayuda de sofisticadas herramientas computacionales.
42
• Formulación del problema
El cálculo de flujo de carga es un problema con solución en la red. Los voltajes y las corrientes están relacionados por la siguiente ecuación:
(Ec. 2.1)
OS D A RV
Donde:
E S E SR
Vector del total de corrientes en secuencia positiva que fluyen hacia las barras
HO C E ER
del sistema.
: Vector de voltajes en secuencia positiva en las barras del sistema.
D
: Matriz de admitancia del sistema.
La ecuación 2.1, es una ecuación algebraica lineal con coeficientes complejos. Si alguna de las variables
o
fuesen conocidas, la solución para
las cantidades desconocidas pudiese ser obtenida mediante la aplicación de técnicas para la solución de ecuaciones lineales.
Debido a las características físicas de la generación y las cargas, las condiciones operativas en cada barra normalmente son descritas en términos de potencia activa y reactiva (P y Q). La corriente inyectada a la barra i, se relaciona con estas cantidades de esta manera:
(Ec. 2.2)
43
Donde: : Representa el voltaje correspondiente a la barra i (magnitud y ángulo). Combinando la ecuación 2.1 y 2.2, se obtiene:
(Ec. 2.3)
Esta nueva ecuación no es lineal y no puede ser resuelta por técnicas de
S O D A carga se obtienen por procedimientos que involucran V iterativas. Rtécnicas E S E R S HO C E R la solución iterativa DEpara • Algoritmos
matrices de la forma cerrada. Debido a esto, las soluciones del estudio de flujo de
En general existen dos técnicas básicas que son utilizadas a gran escala en la industria actual para la solución del flujo de carga. El método de GaussSeidel y el método de Newton-Raphson. Las técnicas preferidas utilizadas por la mayoría de programas comerciales para el flujo de carga, son variaciones del método de Newton-Raphson.
Todas estas técnicas resuelven las ecuaciones en las barras de la forma de admitancia e impedancia y estas se basan en la preparación de los datos y la facilidad con la cual la matriz de admitancia puede ser elaborada y cambiada en casos siguientes.
44
a) Método de Gauss-Seidel
El método consiste en asignar valores estimados desconocidos y calcular en forma iterativa nuevos valores de voltajes para cada barra, los cuales son usados en una nueva iteración hasta la convergencia total.
La ecuación básica empleada en el método de Gauss-Seidel es la relacionada con la corriente que entra a cada barra en función de la potencia
OS D A RV
asociada. La corriente que entra a la barra k es:
E S E SR
HO C E ER
D
(Ec. 2.4)
O también: (Ec. 2.5)
Por lo que:
(Ec. 2.6)
Siendo
Los valores de la matriz admitancia de barra, por lo que se
necesita la potencia aparente que entra a la barra k de la siguiente manera. Cabe destacar que las ecuaciones 2.7 y 2.8 sólo se utilizan en las barras PV ya que se desconoce la potencia reactiva:
45
(Ec. 2.7)
Por lo que:
(Ec. 2.8)
OS D A RV
El voltaje se calcula ahora con la (Ec. 2.6). Como la magnitud del voltaje ya se ha especificado, se aprovecha solamente el ángulo, y se corrige el valor calculado de la siguiente manera:
E S E SR
HO C E ER
D
(Ec. 2.9)
Y así hasta completar un proceso iterativo que no será detallado debido a que esta investigación está enmarcada en el uso de una herramienta computacional que se basa en el método de cálculo que se describe a continuación.
b) Método de Newton-Raphson
Este método se basa en el uso de los jacobianos para el cálculo de cualquier barra especificada, los valores especificados. El método tiene las ventajas que elimina los cálculos con cantidades complejas y además reduce el número de iteraciones.
46
Se derivarán expresiones de P, Q Y V en barra K en función de las variables e y f los cuales vendrían siendo la magnitud y ángulo del voltaje. La corriente que entra al nodo K en un sistema de N barras es:
(Ec. 2.10)
La potencia que entra al nodo K es:
Siendo:
E S E SR
HO C E ER
D
S O(Ec. D A 2.11) RV
(Ec. 2.12)
Sustituyendo se tiene: (Ec. 2.13)
Desarrollando: (Ec. 2.14)
Por lo que:
(Ec. 2.15) (Ec. 2.16)
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Así mismo para evaluar la diferencia entre los valores especificados y los valores calculados en función del jacobiano se procede de la manera siguiente:
Para encontrar la diferencia entre valores especificados y calculados, se calculan con las expresiones anteriores las mismas cantidades que han sido especificadas en cada una de las barras con excepción de la barra oscilante. Esto es, la potencia activa y la magnitud del voltaje en las barras de generación.
OS D A en el punto anterior con respecto a las variables e yR f. V E S E R S O H C E El incremento ERde las variables es DeyDf. De esta manera se tiene para cada D uno de los tipos de barras: Los elementos del jacobiano son las derivadas de las cantidades referidas
• Para barras de generación y para barras de carga:
(Ec. 2.17)
• Para las barras de carga:
(Ec. 2.18)
• Para las barras de generación:
(Ec. 2.19)
48
Lo cual en forma matricial es:
(Ec. 2.20)
2.3.2. Estudios de Cortocircuito
OS D A V bastante complejos, Los sistemas eléctricos de potencia sonE enRgeneral S E R compuestos por un amplio rango de equipos destinados a la generación, S O H C E transmisión y distribución DER de potencia eléctrica a varios centros de consumo. La misma complejidad de la red sugiere que las condiciones de falla son inevitables,
sin importar que tan cuidadosamente hayan sido diseñados los sistemas. Dentro del contexto de los análisis de cortocircuito, las fallas en los sistemas se manifiestan como fallas en los aislamientos y pueden ocasionar alguno de los siguientes fenómenos:
• Patrones de flujo de corriente indeseados. • Aparición de corrientes de magnitudes excesivas que pueden llevar al daño de equipos y su vida útil. • Sobrevoltajes excesivos, de naturaleza transitoria y/o estable, que comprometen la integridad y confiabilidad de las partes aisladas. • Caídas de voltajes en las inmediaciones de la falla que pueden afectar de manera negativa, el desempeño de equipos rotativos. • Creación de condiciones de sistema que pueden ser de peligro para el personal.
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Debido a que los cortocircuitos no siempre pueden ser prevenidos, sólo se puede intentar mitigar y hasta cierto punto contener sus potenciales efectos dañinos. Primero se debe buscar diseñar el sistema de modo que las probabilidades de ocurrencia de un cortocircuito sean pequeñas. De llegar a ocurrir, mitigar sus efectos implica, primero, manejar las magnitudes de las corrientes de falla indeseadas y segundo, aislar la más pequeña porción posible alrededor del área de la falla, para así mantener el servicio en el resto del sistema. Una parte significativa de la protección de un sistema depende de la detección de condiciones de cortocircuito de manera confiable. Una considerable
OS D A RVlas corrientes de falla y todos los niveles de voltaje, capaces de interrumpir E S Etanto, las razones principales por las R también en el aislamiento del área. Por lo S O H C E cuales se lleva a cabo DERun estudio de cortocircuito son las siguientes:
cantidad de capital de inversión es requerida en equipos de interrupción para
• Verificación de la conveniencia de los equipos de interrupción existente. El mismo tipo de estudios formará las bases para la selección de equipos de interrupción para efectos de planificación del sistema. • Determinación de la configuración de equipos de protección del sistema, el cual es seleccionado principalmente mediante cantidades que caracterizan al sistema en condiciones de falla. Estas cantidades típicamente incluyen corrientes o voltajes (de fase y/o secuencia) y tasas de cambio de las corrientes o tensiones del sistema. • Determinación de los efectos de las corrientes de falla en varios componentes del sistema como cables, líneas, barras, transformadores, y reactores en presencia de la falla. Estrés térmico y mecánico proveniente de las corrientes de falla, deberían ser comparados siempre con la correspondiente capacidad del equipo a corto plazo, generalmente en el primer ciclo.
50
• Documentación del efecto que los diferentes tipos de cortocircuito de distinta magnitud puedan tener sobre el perfil de tensiones del sistema. Estos estudios identificarán áreas en el sistema para las cuales las fallas pueden resultar en caídas de tensión a gran escala e inaceptables. • Conceptualización, diseño y refinamiento del diagrama del sistema, sistemas de puesta a tierra de neutros en subestaciones.
2.3.2.1. Requerimientos para la realización del estudio
OS D A RV
E S E SR
Los estudios de cortocircuito pueden ser realizados en la etapa de
HO C E de voltaje, calibre DEdeRlos cables, transformadores y conductores. Para sistemas ya planificación para ayudar a finalizar el diagrama del sistema, determinar niveles
existentes, los estudios de falla son necesarios en los casos en los que se agrega generación, instalación de cargas rotativas adicionales, modificaciones en el diagrama del sistema, cambios en equipos de protección, verificación de las capacidades de los interruptores existentes, relocalización de switchgears existentes para evitar gastos de capital.
Los requerimientos de este estudio dependerán de los objetivos desde el punto de vista de ingeniería. De hecho, estos objetivos dictarán que tipo de análisis de cortocircuito es requerido. La cantidad de datos requerida también dependerá de la naturaleza del estudio. Debido a esto, es preciso recurrir a hipótesis simplificantes como lo son:
• Se prescinde de las corrientes de cargas previas a la falla. • Las impedancias de la red se supondrán constantes. • La potencia de alimentación se considera infinita. • No se consideran las impedancias en paralelo del modelo de la línea.
51
Cabe definir que cuando se produce un cortocircuito se origina una corriente inicial de cortocircuito cuya amplitud disminuye gradualmente y se llega a un valor que se denomina corriente permanente cortocircuito, tal como se puede observar en la Figura 2.6. Se pueden producir dos casos:
• Corriente de cortocircuito simétrica: esta condición se da cuando en el instante del cortocircuito la Fuerza Electromotriz (FEM) del generador fuese máxima.
OS D A RV
• Corriente de cortocircuito asimétrica: ésta se genera si en el instante del
E S E SR
cortocircuito la FEM del generador fuese distinto de su valor máximo. La intensidad en sus inicios tiene forma asimétrica, y amplitud mayor que la
HO C E unidireccional. DERLa experiencia indica que la amplitud máxima de la corriente
anterior, pues a la componente alterna se le superpone una componente
de cortocircuito asimétrica tiene como valor aproximado de 1,8 veces la amplitud de la corriente de cortocircuito simétrica.
Figura 2.6. Formas de onda del cortocircuito (IEEE Std.141-1993)
La gran mayoría de estudios de cortocircuito en sistemas de potencia industrial y comercial contienen una o más de los siguientes cuatro tipos de falla:
52
• Falla trifásica: puede o no incluir tierra. Se ponen en contacto las 3 fases del sistema en un mismo punto del sistema. • Falla de línea a tierra: cualquiera, pero sólo una fase se cortocircuita a tierra. • Falla de línea a línea: consisten en el contacto de 2 fases entre sí. • Falla de doble línea a tierra: en este tipo de cortocircuito, 2 de las fases toman contacto entre sí y con la tierra en el punto de fallo.
OS D A RV
Los cortocircuitos trifásicos suelen ser los más dañinos de todos. Por eso
E S E SR
es común sólo llevar a cabo simulaciones trifásicas cuando se busca las máximas magnitudes de corrientes de falla. Sin embargo, existen excepciones importantes,
HO C E ER
para los cálculos, es preciso considerar el caso más desfavorable de los posibles.
D
Por ejemplo, las corrientes de un cortocircuito de una línea a tierra, pueden exceder los niveles de corrientes de cortocircuito trifásico cuando ocurre en los alrededores de:
• Una máquina sincrónica con neutro conectado firmemente a tierra. • El lado en estrella con conexión a tierra de un transformador en deltaestrella. • El lado en estrella con conexión a tierra de un autotransformador. • El lado en estrella con conexión a tierra, delta-terciario, de un transformador tridevanado.
Se recomienda que para sistemas donde una o más de las condiciones antes mencionadas existan, se realice una simulación de una línea a tierra. El hecho de que los interruptores de medio y alto voltaje tengan 15% mayor capacidad de interrupción para fallas de una línea a tierra, debe ser tomado en cuenta, si se detectan corrientes de falla de una sola línea a tierra. Estudios de fallas de línea a línea o de doble línea a tierra, también son requeridos para la
53
coordinación de dispositivos de protección ya que pueden experimentar requerimientos mayores de interrupción; la falla trifásica siempre contendrá más energía porque las tres fases experimentarán los mismos requerimientos de interrupción. La obtención de estos valores es necesaria ya que el valor de corriente máxima de cortocircuito determina el poder de corte de los interruptores automáticos y la solicitación electrodinámica de conductores, y además el valor de corriente mínima de cortocircuito sirve para elegir la curva de disparo de los interruptores automáticos y fusibles.
2.3.2.2. Modelado del Sistema
OS D A RV
E S E SR
HO C E a) Decremento AC y DC DER
Los fenómenos físicos básicos que determinan la magnitud y duración de las corrientes de cortocircuito son:
• El comportamiento de las máquinas rotativas en el sistema. • La proximidad eléctrica de la máquina rotativa a la ubicación del cortocircuito. • El hecho que las corrientes del sistema previas a la falla, no pueden cambiar instantáneamente, debido a la inductancia significativa del sistema.
b) Decremento AC y maquinaria rotativa
El decremento AC es caracterizado por el hecho que el flujo magnético atrapado
en
las
bobinas
de
la
máquina
rotativa,
no
puede
cambiar
54
instantáneamente. Este cambio gradual es una función de la naturaleza de los circuitos magnéticos involucrados. Es por esto que las máquinas sincrónicas bajo condiciones de cortocircuito, presentan diferentes patrones de variación de flujo cuando se comparan con las máquinas de inducción. La dinámica del flujo determina que la corriente de cortocircuito decae con el tiempo hasta que se alcanza un valor de estado estable.
c) Decremento DC e impedancias del sistema
OS D A RV
E S E SR
El decremento DC está caracterizado por el hecho que la corriente del
HO C E ER podría unidireccionalDsignificativa
sistema previa a la falla no puede cambiar instantáneamente, una componente estar presente en la corriente de falla
dependiendo del instante exacto de la ocurrencia del cortocircuito. Esta componente de corriente unidireccional decae con el tiempo exponencialmente. La tasa de decadencia está directamente relacionada a las resistencias y reactancias del sistema. A pesar del hecho que esta decadencia es relativamente rápida, la componente DC puede durar lo suficiente para ser detectada por los equipos de interrupción, particularmente cuando un rápido despeje de fallas es muy importante para mantener la estabilidad del sistema o prevenir el daño por efectos de calentamiento y mecánicos de estas corrientes de cortocircuito.
d) Requerimientos para el modelado del sistema
Los sistemas de potencia industrial y comercial son normalmente sistemas con numerosas maquinarias con muchos motores y posiblemente más de un generador, todos interconectados a través de transformadores, línea y cables. Podría existir también una o más localidades en las cuales el sistema de potencia
55
local este interconectado a una red mayor. El objetivo del estudio de cortocircuito es determinar de manera apropiada las corrientes de cortocircuito y los voltajes en varios puntos del sistema.
En vista de la naturaleza dinámica de la corriente de cortocircuito, es esencial relacionar cualquier corriente de falla calculada con un instante particular después del inicio del cortocircuito. Un análisis de decremento AC tiene el propósito de determinar correctamente los valores simétricos RMS de las
OS D A RV
corrientes de falla, y el análisis de decremento DC proveerá la componente DC presente en la corriente de falla. De esta manera se obtiene una estimación
E S E SR
correcta de la corriente total de falla. Esta corriente es la que en general se utiliza
HO C E R Las en DEconsideraciones
para determinar las capacidades de los interruptores y los dispositivos de protección.
la topología del sistema son igualmente
importantes ya que la proximidad de las máquinas rotativas al lugar de la falla, determinará la magnitud de la corriente de cortocircuito.
2.3.2.3. Fuentes que contribuyen a fallas
Para evaluar la corriente de cortocircuito de un sistema de potencia es necesario identificar los diferentes equipos que van a contribuir a la corriente de falla. Al producirse un cortocircuito, las corrientes de frecuencia fundamental que circulan por el sistema de distribución, provienen del sistema de transmisión y de las máquinas eléctricas conectadas.
Hay que tener presente que los condensadores utilizados para compensar reactivos, generan corrientes de falla que pueden llegar a tener una amplitud elevada, pero su frecuencia de descarga es alta, razón por la cual el tiempo de permanencia en el sistema de distribución es bajo y no se consideran en el
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cálculo de cortocircuitos. Las principales fuentes que contribuyen a aumentar las corrientes de cortocircuito son las siguientes:
• Empresa de transmisión eléctrica (que suministra la energía). • Generadores sincrónicos. • Motores sincrónicos. • Motores de inducción.
OS D A V tres nombre y valores sistemas industriales, las normas respectivas han definido R E S E específicos para la reactancia comoS se R describen a continuación: HO C E DER
Así mismo para efecto de calcular las corrientes de cortocircuito en
• Reactancia subtransitoria (Xd’’): limita la amplitud de la corriente de falla en el primer ciclo después de ocurrido el cortocircuito. Ésta se define como el valor de reactancia en el intervalo transcurrido entre el instante en que se produce la falla a 2 ciclos después.
• Reactancia transitoria (Xd’): limita la corriente de falla después de varios ciclos de producido el cortocircuito. Se define como la reactancia en el intervalo transcurrido entre los 2 primeros ciclos del régimen subtransitorio a30 ciclos después. • Reactancia sincrónica (Xd): limita la amplitud de la corriente de falla una vez que se ha alcanzado estado estacionario.
2.3.3. Interruptores
Los interruptores automáticos son dispositivos mecánicos de interrupción capaces de conducir, interrumpir y establecer corrientes en condiciones normales,
57
así como de conducir durante un tiempo especificado, interrumpir y establecer corrientes en condiciones anormales, como son las de cortocircuito. Su función básica es conectar o desconectar de un sistema o circuito energizado líneas de transmisión, transformadores, reactores o barrajes.
2.3.3.1. Tipos de Interruptores
OS D A RV
Los interruptores se pueden agrupar con base en diferentes criterios como son: el nivel de tensión, el sitio de instalación y las características de diseño
E S E SR
externo. Sin embargo, los criterios de clasificación más importantes son el medio
HO C E ER
y el mecanismo de operación para la interrupción de la corriente.
D
• Interruptores según el sitio de instalación
Los interruptores de alta tensión pueden ser utilizados en instalaciones interiores o exteriores. Los interruptores para instalación interior son diseñados para uso dentro de edificaciones o compartimientos a prueba de agua. Para niveles de tensión entre 4,6 KV y 34,5 KV, los interruptores para uso interior se diseñan, generalmente, para ser utilizados en celdas blindadas. En la práctica, la única diferencia entre los interruptores para uso interior y exterior es la estructura exterior o los compartimientos que los contienen. La parte interna activa, las cámaras de extinción y los mecanismos de operación, en muchos casos, son los mismos.
58
• Interruptores según el diseño externo
Desde el punto de vista del diseño de la estructura física, los interruptores pueden clasificarse como interruptores de tanque vivo o de tanque muerto. El interruptor de tanque muerto consiste en un tanque a potencial de tierra (compartimiento conectado a tierra) que contiene el medio de interrupción y a través de cuya tapa pasan aisladores o bujes de porcelana para conectarse al circuito de alta tensión. En el interruptor de tanque vivo, el dispositivo de
OS D A RV
interrupción está en tanques de diámetro pequeño denominados polos, los cuales
E S E SR
se ubican sobre soportes aislantes; los polos se conectan directamente al circuito de alta tensión, por lo tanto, están a un potencial superior al de tierra
HO C E ER
(compartimiento sin conexión a tierra).
D
• Interruptores según el medio de interrupción
a) Interruptores de aceite
Al presentarse un arco eléctrico, el aceite en contacto se vaporiza rápidamente formando una burbuja de gas, compuesta en su mayor parte por hidrogeno, el cual es un excelente medio de extinción y refrigerante, debido a su baja constante de tiempo de desionizacion, creándose condiciones favorables para la extinción del arco. Adicionalmente, esta gasificación crea una turbulencia en el aceite que contribuye a desionizar el medio. Se utilizan aceites nafténicos derivados del petróleo que han sido cuidadosamente refinados para evitar sedimento o corrosión que pueda producir sulfuro u otros contaminantes. En la figura 2.7 se ilustra un interruptor en aceite.
59
OS D A RV
Figura 2.7. Interruptor en aceite(http://www.aislatension.com/conversion_interruptores.html)
E S E b) Interruptores de aire comprimido SR O H EC R E D
El interruptor de aire hasta la aparición del interruptor de SF6 fue el que
operó más satisfactoriamente a altas tensiones; de hecho, en una época fue el único interruptor apropiado para operar a tensiones mayores de 345 KV. Con el desarrollo de este interruptor se eliminó el riesgo de explosión de los interruptores de aceite. Los interruptores de aire para tensiones entre 72,5 KV y 800 KV son del tipo tanque vivo.
El apagado del arco se efectúa por la acción de un chorro de aire comprimido que barre el aire ionizado del arco. Las desventajas que presentan los interruptores de aire, básicamente son el alto costo de las instalaciones neumáticas y el mantenimiento frecuente que requieren debido al gran número de válvulas y equipos de compresión, además del fuerte ruido que se produce en la operación del equipo debido a las altas presiones a las que se encuentra sometido el aire. Estos interruptores dejaron de ser utilizados con la aparición de los interruptores en SF6.
60
c) Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF6)
Las propiedades químicas del hexafluoruro de azufre gaseoso (SF6) lo hacen un medio excelente de aislamiento y enfriamiento del arco eléctrico. Los interruptores de SF6 en su relativa corta existencia ya dominan el mercado de los interruptores de alta tensión, y en ese proceso han hecho obsoletas las tecnologías del aceite y del aire comprimido.
OS D A especial cuidado con la temperatura ambiente yaR que V el gas SF6 sometido a E S E (6,1 bar a -25ºC ó 11,2 bar a -5ºC). presión y temperaturas bajas se puedeR licuar S HO tanto del tipo de tanque vivo como de tanque Los interruptores de SF6 se fabrican C E DERde tanque muerto de SF6 es similar al de gran volumen de muerto. El interruptor Sin embargo, para algunas aplicaciones en climas muy fríos se debe tener
aceite, pero de tamaño más reducido debido precisamente al uso del SF6 como medio aislante. En la figura 2.8 se ilustra un interruptor de hexafluoruro de azufre.
Figura 2.8. Interruptor de hexafluoruro de azufre (http://www05.abb.com/global/scot/scot235.nsf/veritydisplay/e4a54e00ba178079c1256cc5003fadc 8/$File/CA_HD4%28ES%29D_1VCP000004.pdf)
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d) Interruptores en vacio
El interruptor de potencia de vacío, se diferencia de esos interruptores, porque no requiere de un medio de extinción. En contraposición a los arcos de maniobra en aire, SF6 o aceite, en el vacío falta la materia ionizable necesaria para la formación de una descarga térmica de gases. Sin embargo, después de la apertura de los contactos atravesados por una corriente, en el vacío se genera un arco de vapor metálico, al cual para abreviar, de ahora en adelante llamaremos
OS D A RV
arco en vacío. El arco en vacío genera por sí mismo, los portadores de carga necesarios para transmitir la corriente a través del vacío, mediante la vaporización del material de los contactos.
HO C E ER
E S E SR
D
Al separarse los contactos recorridos por una corriente, se genera el arco en vacío debido a la fusión o vaporización explosiva del último punto de contacto, teniendo el arco en el primer momento, un solo pie en el electrodo negativo, la así llamada mancha catódica. La mancha catódica es una pequeña y limitada región de alta temperatura y presión, desde la cual se emiten iones, electrones y partículas neutras. En la mancha rige una alta densidad de corriente (>108 A/cm2) como así también una temperatura superficial próxima a la de evaporación del material de los contactos.
Las regiones perimetrales de la mancha, representan una fuente intensiva de vapor metálico neutro, el cual es ionizado en el cono de descarga que se genera delante del cátodo. El transporte de la corriente, en un 90% de su valor total, se efectúa mediante electrones. Los iones positivos producen una neutralización de la carga neutra del ambiente motivada por los electrones. Si la corriente de arco excede un valor límite, dependiendo del tipo de material de los contactos, el pie del arco ubicado en el cátodo se divide en dos o varias manchas catódicas paralelas.
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Podemos tener diferentes formas de arcos en vacío que se diferencian según sean las formas de las mismas:
• Arco en vacío difuso. • Arco en vacío contraído en el ánodo y en el cátodo. • Formación de la mancha anódica.
Estas van a depender de la forma y el material de contacto. No existe un
OS D A V los contactos durante la entorno de la corriente nominal. Por ello, la erosión Rde E S E de la corriente nominal, es operación con corrientes hasta S losRvalores HO C despreciable. E DER arco concentrado en los interruptores de potencia, al menos para corrientes en el
• Interruptores según el mecanismo de operación
a) Resortes
En estos mecanismos la energía se almacena cargando resortes, tanto para la apertura como para el cierre del interruptor. La principal ventaja de este tipo de mecanismo de operación es que al efectuarse la operación de cierre del interruptor se carga el resorte de apertura, asegurándose así siempre el disparo del interruptor. El resorte de cierre es recargado mediante un motor; también es posible recargar manualmente el resorte de cierre en caso de indisponibilidad del motor por medio de una volante que se suministra con el equipo. Para interruptores hasta 245 KV se utiliza básicamente el mecanismo de resorte debido a que es mucho más económico y requiere un menor mantenimiento con respecto
63
a los demás mecanismos de operación. En la figura 2.9 se ilustra un interruptor de tipo vacio con mecanismo de cierre y apertura de resortes.
OS D A RV
E S E SR
HO C E ER Figura 2.9. Interruptor con mecanismo de resortes
D
(http://www05.abb.com/global/scot/scot235.nsf/veritydisplay/9027bdb9abc830eb85256be40051875 c/$file/rbreakerib.pdf)
b) Neumático
En este mecanismo la energía se almacena en forma de aire comprimido. Se usa, lógicamente, en interruptores de aire comprimido con el objeto de aprovechar el aire presurizado utilizado para la extinción del arco; sin embargo, el mecanismo neumático no se limita a estos interruptores, éste se utiliza también para operar interruptores de aceite y de SF6. La presión del aire se mantiene constante por medio de un motor-compresor existiendo diferentes alarmas de acuerdo con los niveles de presión.
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c) Hidráulico
Este tipo de mecanismo es similar al neumático pero, como su nombre lo indica, opera con base en la presión de aceite. Se utiliza cuando se requieren tiempos de operación muy cortos debido a su rápida reacción.
2.3.3.2. Especificaciones técnicas de los interruptores
OS D A Los fabricantes de interruptores normalmente RV otorgan ciertos E S Eprincipalmente se encuentran: técnicos de sus productos, entre los cuales R S HO C E ER D • Tensión nominal: que viene expresada en KV.
datos
• Tensión máxima: que viene expresada en KV. • BIL o tensión de impulso: es la capacidad de soporte de sobretensión para el aislamiento la cual viene expresada en KV. • Corriente nominal: que viene expresada en A y de régimen permanente. • Corriente instantánea o momentánea: es la capacidad de cierre y bloqueo del interruptor la cual viene expresada en KA. • Capacidad de interrupción: puede venir expresada en MVA para un determinado nivel de tensión o expresado en KA a tensión máxima o tensión mínima. • Tiempo de interrupción: que representa la velocidad de actuación del interruptor y viene expresada en ciclos. • Valores del sistema de control: las cuales vienen expresadas generalmente en corriente directa.
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Tal como se ilustra en la figura 2.10, una hoja de datos técnicos de un interruptor en SF6 de la empresa Siemens.
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 2.10. Hoja de datos técnicos de un interruptor (http://www.energy.siemens.com/us/pool/us/power-transmission/high-voltage-products/circuitbreakers/sf6-high-voltage-power-circuit-breakers-dead-tank/SPS2updated.pdf)
2.3.4. Aerogeneradores
Un aerogenerador es un generador eléctrico movido por una turbina accionada por el viento llamada comúnmente turbina eólica. Sus precedentes directos son los molinos de viento que se empleaban para la molienda y obtención de harina. En este caso, la energía eólica, en realidad la energía cinética del aire en movimiento, proporciona energía mecánica a un rotor hélice que, a través de un sistema de transmisión mecánico, hace girar el rotor de un generador, normalmente un alternador trifásico, que convierte la energía mecánica rotacional en energía eléctrica.
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Los aerogeneradores pueden trabajar de manera aislada o agrupados en plantas de generación eólica también comúnmente llamados parques eólicos, distanciados unos de otros, en función del impacto ambiental y de las turbulencias generadas por el movimiento de las palas. Para aportar energía a la red eléctrica, los aerogeneradores deben estar dotados de un sistema de sincronización para que la frecuencia de la corriente generada se mantenga perfectamente sincronizada con la frecuencia de la red.
2.3.4.1. Estructura de un aerogenerador
HO C E ER
E S E SR
OS D A RV
Como se indica en la Figura 2.11, un aerogenerador básicamente está
D
conformado por los siguientes componentes:
1. Suelo. 2. Conexión a la red eléctrica. 3. Torre de contención. 4. Escalera de acceso. 5. Sistema de orientación. 6. Góndola. 7. Generador. 8. Anemómetroy Veleta. 9. Freno. 10. Caja de Cambios. 11. Palas. 12. Inclinación de la pala. 13. Buje.
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OS D A RV
HO C E ER
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Figura 2.11. Estructura básica de un aerogenerador(http://es.wikipedia.org/wiki/Aerogenerador)
D
De igual manera, se tienen componentes más específicos, tales como:
• Eje de baja velocidad: Conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador moderno de 1500 kW el rotor gira muy lento, a unas 20 a 35 revoluciones por minuto (r.p.m.). El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir el funcionamiento de los frenos aerodinámicos. • El multiplicador: Tiene a su izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta velocidad que está a su derecha gire 50 veces más rápido que el eje de baja velocidad. El eje de alta velocidad gira aproximadamente a 1500 r.p.m. lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico (las r.p.m. dependen directamente del valor de frecuencia al que opere el sistema eléctrico). Está equipado con un freno de disco mecánico de emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina.
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• El generador eléctrico: Suele ser un generador asíncrono o de inducción. En los aerogeneradores modernos la potencia máxima suele estar entre 500 y 2000 kW. • El controlador electrónico: Es un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción automáticamente para el aerogenerador y llama al ordenador del operario encargado de la turbina a través de un enlace telefónico mediante módem. • La unidad de refrigeración: Contiene un ventilador eléctrico utilizado para
OS D A RV
enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad refrigerante por
E S E SR
aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas
HO C E ER
tiene generadores refrigerados por agua.
D
2.3.4.2. Tipos de aerogeneradores
a) Aerogeneradores de eje horizontal
Son aquellos en los que el eje de rotación del equipo se encuentra paralelo al piso. Ésta es la tecnología que se ha impuesto, por su eficiencia y confiabilidad y la capacidad de adaptarse a diferentes potencias.
Todos los aerogeneradores de eje horizontal tienen su eje de rotación principal en la parte superior de la torre, que tiene que orientarse hacia el viento de alguna manera. Los aerogeneradores pequeños se orientan mediante una veleta, mientras que los más grandes utilizan un sensor de dirección y se orientan por servomotores o motor reductores.
69
Existen 2 tecnologías de generadores eléctricos: multi-polos y de imanes permanentes. Los primeros funcionan a velocidades del orden de 1000 rpm. Dado que la velocidad de rotación de las aspas es baja (12 rpm), requieren el uso de una caja reductora o multiplicadora para conseguir una velocidad de rotación adecuada. Los de imanes permanentes no requieren multiplicadora.
En la mayoría de los casos la velocidad de giro del generador está relacionada con la frecuencia de la red eléctrica a la que se vierte la energía
OS D A RV
generada (50 o 60 Hz).
HO C E ER
E S E SR
En general, las palas están emplazada de tal manera que el viento, en su dirección de flujo, la encuentre antes que a la torre (rotor a barlovento). Esto
D
disminuye las cargas adicionales que genera la turbulencia de la torre en el caso en que el rotor se ubique detrás de la misma (rotor a sotavento). Las palas se montan a una distancia razonable de la torre y tienen alta rigidez, de tal manera que al rotar y vibrar naturalmente no choquen con la torre en caso de vientos fuertes. El rotor suele estar inclinado 6º para evitar el impacto de las palas con la torre.
A pesar de la desventaja en el incremento de la turbulencia, se han construido aerogeneradores con hélices localizadas en la parte posterior de la torre, debido a que se orientan en contra del viento de manera natural, sin necesidad de usar un mecanismo de control. Sin embargo, la experiencia ha demostrado la necesidad de un sistema de orientación para la hélice que la ubique delante de la torre. Este tipo de montaje se justifica debido a la gran influencia que tiene la turbulencia en el desgaste de las aspas por fatiga. La mayoría de los aerogeneradores actuales son de este último modelo.
En la figura 2.12 se ilustra un aerogenerador del tipo eje horizontal.
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E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 2.12. Aerogenerador de eje horizontal (http://www.archiexpo.es/prod/ningbo-feng-shenfengdian/aerogeneradores-domesticos-de-eje-horizontal-y-tres-palas-62398-161017.html)
b) Aerogeneradores de eje vertical
Son aquellos en los que el eje de rotación se encuentra perpendicular al suelo. También se denominan VAWT (del inglés, Vertical Axis Wind Turbine). Estos aerogeneradores de eje vertical poseen características similares a los de eje horizontal, pero con las siguientes ventajas y desventajas:
• Sus ventajas:
¾ No necesitan torre, por lo que la instalación y mantenimiento de los sistemas de generación es más fácil. ¾ No necesitan mecanismo de orientación para enfocarse respecto al viento.
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• Sus desventajas:
¾ Al estar cerca del suelo la velocidad del viento es baja ¾ Poseen una baja eficiencia. ¾ No son de arranque automático, requieren una conexión a la red para poder arrancar utilizando el generador como motor. ¾ Requieren cables tensores.
OS D A V R En la figura 2.13 se ilustra un aerogenerador del tipo eje vertical. E S E R S HO C E DER
Figura 2.13. Aerogenerador de eje vertical (http://www.enrenovables.com/aerogenerador-de-ejevertical/)
2.3.5. DigSILENT.
DigSILENT GmbH, es una consultora y compañía de software alemana que provee servicios altamente especializados en el campo de sistemas de potencia
72
eléctrica para la generación, transmisión así como distribución y plantas industriales.
El desarrollo del software DigSILENT (Digital Simulator for Electrical Network) comenzó en 1976, e utilizó el talento de ingenieros experimentados y desarrolladores de software envueltos directamente con la planificación, operación y mantenimiento de sistemas de potencia. Desde el comienzo del DigSILENT, el programa ha crecido para incorporar una variedad de
OS D A RV
características de análisis que son requeridos para el sistema de potencia. Para cubrir la mayoría de los complejos estudios con una gama de modelos,
E S E SR
DigSILENT GmbH ha desarrollado el software Power Factory el cual es el líder en
HO C E ER
la integración de herramientas para el análisis de sistemas de potencia.
D
2.3.5.1. DigSILENT Power Factory (DPF) versión 14.0.520
El nuevo software DigSILENT Power Factory (DPF) es una herramienta integrada para el análisis de sistemas de potencia que combina la capacidad de modelar el sistema de manera confiable y flexible, con el arte de la solución en algoritmo de estado y un concepto único en el mantenimiento de la base de datos. El concepto del Power Factory se inició en 1993 cuando se tomó la decisión de reingeniería al ya exitoso DigSILENT versión 14.0.520 con mejoras en soluciones de algoritmos y un software avanzado incorporando tecnología y una base de datos de objetos orientados.
El Power Factory está ajustado a nuevas normas en una integración funcional, incorporando una característica que puede ser mejor descrita como “Documentación Activa”. Esta característica flexible permite al usuario crear en una sola base de datos representaciones detalladas del sistema de potencia,
73
permitiendo modelos que funcionalmente pueden ser fácilmente de extender para especificar una amplia gama de características del sistema en estado estable, en el dominio del tiempo y de la frecuencia para todo análisis requerido.
2.3.5.2. Aplicaciones del DFP
El programa DPF presenta una amplia gama de aplicaciones que permiten
OS D A RV
realizar estudios a fondo en la evaluación de un sistema eléctrico de potencia, entre los cuales se tiene:
E S E SR
HO C E ER
•
Power Factory para Generación.
•
Power Factory para Transmisión.
•
Power Factory para Distribución.
•
Power Factory para Generación Distribuida.
•
Power Factory para Aplicación Industrial.
•
Power Factory para Aplicación de Energía Eólica.
D
2.3.5.3. Funciones del DigSILENT Power Factory
El programa DPF presenta una lista de estudios, que permiten realizar análisis a un sistema donde se verifica si el comportamiento ha sido normal o anormal
o
simplemente
una
evaluación
perturbadores. Entre éstos se tiene:
•
Análisis de Flujos de Carga.
•
Despacho de Potencia Activa y Reactiva.
de
actuación
ante
escenarios
74 •
Análisis de Fallas.
•
Análisis de Estabilidad.
•
Transitorios Electromagnéticos.
•
Funciones de Protección.
•
Análisis de Armónicos.
•
Sistemas Dinámicos.
•
Análisis de Redes de bajo voltaje.
•
Dimensionado de Cables según IEC.
•
Análisis de Confiabilidad.
•
DigSILENT Programming Language (DPL).
OS D A RV
E S E SR
O H C E 2.4. Definición de Términos Básicos DER
Los conceptos presentados a continuación, se tomaron de diversas fuentes de información, específicamente de Bolívar (2011), así como información obtenida por internet.
• Anemómetro y Veleta: Las señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para conectarlo cuando el viento alcanza aproximadamente la velocidad de conexión. El mecanismo de orientación está activado por el controlador electrónico, que vigila la dirección del viento utilizando la veleta.
• Arco eléctrico: Corriente que se desarrolla entre los contactos del interruptor después de estar separados debido a la diferencia de tensión que ioniza el aire.
75
• Capacidad nominal: Es la capacidad base o de placa del equipo conectado.
• Carga: Cantidad de potencia que debe ser entregada en un punto dado de un sistema eléctrico.
• Cortocircuito: Es el fallo en un aparato o línea eléctrica por el cual la corriente eléctrica pasa directamente del conductor activo a fase al neutro o
OS D A V continua. alterna o entre polos opuestos en el caso de R corriente E S E R S HO C E R los componentes clave del aerogenerador, incluyendo Góndola: E D Contiene
tierra, entre dos fases en el caso de sistemas polifásicos en corriente
•
el multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de la turbina.
• Falla: La falla puede definirse como una situación indeseable, error o deficiencia del servicio eléctrico que provoca una interrupción parcial o permanente del sistema de operación.
• Palas del rotor: Capturan el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un aerogenerador moderno de 1500 kW cada pala mide alrededor de 40 metros de longitud y su diseño es muy parecido al del ala de un avión.
• Rotor a Barlovento: También denominado a proa. La mayoría de los aerogeneradores tienen este tipo de diseño. Consiste en colocar el rotor de cara al viento, siendo la principal ventaja el evitar el abrigo del viento tras la torre. Como desventaja se tiene que necesita mecanismo de orientación del rotor, y que esté situado a cierta distancia de la torre.
76
• Rotor a Sotavento: También denominado a popa. Como ventaja presenta que el rotor puede ser más flexible, y que no necesita mecanismo de orientación. Su principal inconveniente es la fluctuación de la potencia eólica, debido al paso del rotor por el abrigo de la torre, por lo que crea más cargas de fatiga en la turbina que con el diseño tipo Barlovento.
• Sobrecarga: Funcionamiento de un equipo por encima de su régimen a
OS D A V suficientemente largo, ampacidad de régimen, que de persistir porR tiempo E S E peligroso. Una falla, tal como un R podría causar daño o sobrecalentamiento S HaO C cortocircuito o una falla tierra, no se considera una sobrecarga. E R E D plena carga, o de un conductor con exceso de corriente sobre su
• Torre del aerogenerador: Soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una ventaja disponer de una torre alta, dado que la velocidad del viento aumenta conforme nos alejamos del nivel del suelo. Las torres pueden ser bien torres tubulares o torres de celosía. Las torres tubulares son más seguras para el personal de mantenimiento de las turbinas ya que pueden usar una escalera interior para acceder a la parte superior de la turbina.
2.5. Operacionalización de la variable.
• Nombre de la variable: Influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón.
• Definición conceptual: Es la acción de estudiar el cambio de los parámetros eléctricos al interconectar una agrupación de aerogeneradores
77
en un conjunto de elementos útiles para la generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica; con el propósito de observar el impacto que tendrá la incorporación de los aerogeneradores en el sistema eléctrico. •
Definición operacional: Es el estudio de observar los cambios de los parámetros eléctricos, tales como: niveles de tensión, niveles de potencia activa y reactiva y los niveles de corriente de cortocircuito; con la finalidad de saber el impacto que tendría la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón. Este estudio también contempla la determinación de los lapsos de tiempo específicos y
OS D A Ry V para ser incorporados al mencionado sistema satisfacer su demanda. E S E SR O H EC ER CuadroDde variable: la tabla 2.1 muestra la operacionalización de
los niveles de potencia que deben ser producidos por los aerogeneradores
•
variable objeto de estudio, con dimensiones e indicadores.
la
78
Recabar información técnica de los elementos que integran el sistema eléctrico del Estado Falcón, así como el parque eólico a ser instalado en el municipio Los Taques.
Influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón.
Tabla 2.1. Cuadro de variables Objetivo General: Estudiar la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón. Objetivos Variable Sub-variable Sub-dimensión Indicadores Específicos Red eléctrica del Estado Falcón
Componentes del sistema
Especificaciones técnicas Red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques”
Comparar los resultados del estudio de flujo de carga del sistema eléctrico del Estado Falcón bajo condiciones actuales, con los correspondientes a la incorporación del parque eólico del Municipio Los Taques. Realizar casos de estudio a fin de conseguir mejorar la condición operativa del sistema del Estado Falcón al incorporar el parque eólico.
Aerogeneradores
OS D A RV
E S E SR
HO C E ER
D
Configuración
Estudio de flujo de carga.
Numero de aerogeneradores Capacidad de generación del parque. Herramienta computacional Escenarios
Simulaciones
Estudio de Flujo de Carga
Diagrama unifilar. Generadores. Transformadores. Líneas de transporte. Cargas. Elementos de compensación. Datos de fabricantes. Datos de placas. Modelo. Fabricante. Generador eléctrico. Turbina. Tensión nominal (KV). Potencia nominal (MW). Velocidad nominal (rpm). Numero de polos. Frecuencia (Hz). Cantidad. Megavatios. Power Factory. Condiciones actuales. Incorporación del parque eólico. Reportes de salida.
Comparación de resultados
Niveles de tensión. Cargabilidad.
Herramienta computacional
Power Factory.
Escenarios
Simulaciones Comparación de resultados
Incorporación del parque eólico. Casos de mejoramiento del sistema eléctrico. Reportes de salida. Niveles de tensión. Cargabilidad.
79
Comparar los resultados del estudio de cortocircuito del sistema eléctrico del Estado Falcón bajo condiciones actuales, con los correspondientes a la incorporación del parque eólico del Municipio Los Taques. Verificar si las capacidades nominales de los interruptores actualmente instalados satisfacen las nuevas condiciones operativas derivadas de la incorporación del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico bajo estudio, proponiendo sustituciones en los casos que lo amerite.
Influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón.
Tabla 2.1. Cuadro de variables (continuación) Objetivo General: Estudiar la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico “Los Taques” en el sistema eléctrico del Estado Falcón. Objetivos Variable Sub-variable Sub-dimensión Indicadores Específicos Estudio de cortocircuito
Simulaciones Comparación de resultados
Red eléctrica del Estado Falcón
Datos técnicos de los interruptores
OS D A RV
E S E SR
HO C E ER
D
Herramienta computacional Escenarios
Verificación de capacidades nominales
Identificación de dispositivos que no cumplan Propuesta para reemplazo
Power Factory. Condiciones actuales. Incorporación del parque eólico. Reportes de salida. Niveles de corriente de cortocircuito.
Tensión nominal (kV, rms). Capacidad de interrupción (MVA o kA). Frecuencia (Hz). Capacidad de interrupción de los interruptores en todas las barras a estudiar versus nivel de corriente de cortocircuito en cada barra. Cantidad de interruptores que no cumplen con las nuevas exigencias. Modelos de interruptores del mismo fabricante o de otro fabricante que cumplan con las nuevas exigencias.
80
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO
Este capítulo corresponde el tercer paso de una investigación, el cual es la guía para obtener los datos necesarios para la verificación de la categoría y abarca los siguientes aspectos: tipo y diseño de la investigación, población,
OS D A RV
técnicas e instrumentos de recolección de datos, y por último, se presenta las
E S E SR
diferentes actividades a realizar para el desarrollo del estudio.
HO C E 3.1. Tipo de investigación DER
Existen diversas formas de clasificar un trabajo de investigación, para esto se efectuó una revisión de los objetivos propuestos, tomando en cuenta que el nivel de profundidad que se establezca influye notablemente en el tipo de la investigación; por lo que se determinó que la investigación, desarrollada en este trabajo especial de grado, es de tipo descriptiva.
Según, Tamayo (2006, p. 44) establece que la investigación descriptiva: Comprende la descripción, registro, análisis e interpretación de la naturaleza actual, y la composición o procesos de los fenómenos. El enfoque se hace sobre conclusiones dominantes o sobre como una persona, grupo o cosa se conduce o funciona en el presente.
Por su parte, Hernández, Fernández y Baptista (2006) definen que la investigación descriptiva: “Busca especificar propiedades, características y rasgos
81
importantes de cualquier fenómeno que se analice. Miden, evalúan o recolectan datos
sobre
diversos
conceptos
(variables),
aspectos,
dimensiones
o
componentes del fenómeno a investigar.” (p.102).
De los análisis de los conceptos anteriores, se puede concluir que para este trabajo especial de grado la investigación es del tipo descriptiva ya que se debe indicar la situación actual del sistema eléctrico del Estado Falcón previo a la instalación del parque eólico del Municipio Los Taques.
OS D A De igual manera, se detallan las características RVeléctricas de la red para E S E como tensión, corriente y flujos de poder evaluar el comportamiento de variables R S O H C potencia del sistema en dos escenarios de trabajo, que incluye: operación actual E R E D sin el parque eólico en funcionamiento y con el parque eólico operativo. Además, dichos estudios se realizan con el fin de verificar las capacidades de los interruptores y fusibles instalados, para señalar cuáles son adecuados a los actuales niveles de cortocircuito, y en caso contrario proponer las sustituciones correspondientes.
Por otra parte, se busca indicar las acciones que se pueden realizar a fin de conseguir mejorar las condiciones operativas del sistema eléctrico del Estado Falcón al incorporar el parque eólico de Los Taques.
3.2. Diseño de la investigación
El diseño de investigación es el plan o la estrategia concebida para responder a las preguntas de investigación y para recoger los datos.
82
Según Tamayo (2006), el diseño es un planteamiento de una serie de actividades sucesivas y organizadas, que pueden adaptarse a las particularidades de cada investigación y que nos indica los pasos y pruebas a efectuar y las técnicas a utilizar para recolectar y analizar los datos.
Por su parte, Arias (2006) establece que una investigación de diseño documental: “Es un proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos secundarios; es decir, los obtenidos y registrados por otros
investigadores
en
fuentes
OS D A RV
documentales
(impresas,
audiovisuales,
E S E SR
electrónicas).” (p.27).
HO C E ER
Este tipo de investigación se basa principalmente, como su nombre lo
D
indica, apoyándose en fuentes de carácter documental, esto es, en documentos de cualquier especie, debido a que se debe de realizar una revisión bibliográfica para cumplir con la finalidad del marco teórico; de igual manera revisar información técnica del sistema eléctrico del Estado Falcón y también del parque eólico del municipio Los Taques, así como también de las características técnicas de los interruptores actualmente instalados en dicho sistema eléctrico mediante el uso de la biblioteca de la empresa.
En otro orden de ideas, Hernández et al., (2006), define que una investigación de diseño no experimental son: “Estudios que se realizan sin la manipulación deliberada de variables y en los que sólo se observan los fenómenos en su ambiente natural para después analizarlos.” (p.205).
La presente investigación posee un diseño no experimental debido a que en los resultados a conseguir de los estudios de flujo de carga y de cortocircuito serán obtenidos mediante simulaciones en una herramienta computacional bajo unos escenarios de operación y condiciones del sistema
previamente ya
83
establecidos, para luego ser comparados con datos técnicos específicos de interruptores. Entonces dichos estudios a realizar, se efectuarán sin manipular deliberadamente las variables. Es decir, no se harán variar intencionalmente las variables. Por lo tanto, la información recolectada será utilizada sin ningún tipo de alteración.
3.3. Población y muestra
OS D A RV
E S E SR
La población se refiere al conjunto de elementos o unidades a los cuales se refiere la investigación. Como expresa Bavaresco (2006), la población es la
HO C E R es el subgrupo de la población del cual se recolectan los Hernández et D al.,E (2006), totalidad de los elementos que forman un conjunto. La muestra, de acuerdo a
datos y debe ser representativo de dicha población.
Para el presente trabajo de investigación la población son todos los elementos de la red de transmisión del sistema eléctrico del Estado Falcón. Sin embargo, es necesario considerar que la muestra en la presente investigación, es la población total de la misma, debido a que para realizar los estudios de flujo de carga y de cortocircuito, va a ser necesario que se consideren todos los elementos de la red de transmisión del sistema eléctrico del Estado Falcón ya que el parque eólico a estudiar tendrá cierta influencia en ellos. Entonces para de esta manera, obtener de forma más precisa los resultados y poder proponer las mejores soluciones a los problemas encontrados.
De forma más específica, la muestra está compuesta por: transformadores de potencia (23), centros de generación de potencia (7), líneas de transmisión de 115 KV (25) y cargas (15), las cuales se encuentran distribuidas en 14 subestaciones.
84
3.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos
Una vez establecidos los objetivos propuestos en la investigación e identificado la población y muestra objeto de estudio, se procedió a estructurar las técnicas de recolección de datos correspondientes, para así poder determinar los instrumentos que permitan obtener tales datos de la realidad.
Según Tamayo (2006) las técnicas de recolección de datos son: “la
OS D A RV
expresión operativa del diseño de investigación, la especificación concreta de
E S E SR
cómo se hará la investigación.” (p.184).
HO C E Mientras que, ERsegún Arias (2006) un instrumento de recolección de datos D son: “cualquier recurso, dispositivo o formato (en papel o digital), que se utiliza para obtener, registrar o almacenar información”. (p.69).
De igual manera, Arias (2006) define la observación como: “una técnica que consiste en visualizar o captar mediante la vista, en forma sistemática, cualquier hecho, fenómeno o situación que produzca en la naturaleza o en la sociedad, en función de unos objetivos de investigación preestablecidos”. (p.69)
Las técnicas y los instrumentos en esta investigación están basados en la observación y se describen a continuación:
a) Observación documental.
Según Tamayo (2006) la observación documental: “es la que realiza con base en la revisión de documentos, manuales, revistas, periódicos, actas
85
científicas, conclusiones de simposios y seminarios y/o cualquier tipo de publicación considerado como fuente de información”. (p.130).
Para esta investigación se aplicará la técnica de observación documental, ya que se realizará una revisión de especificaciones técnicas, ya sea de una base de datos computarizada o en documentos físicos.
Para esta técnica, el instrumento de recolección de datos será un portafolio
OS D A RV
digital con archivos en formato de documentos (doc, docx, pdf, entre otros).
E S E SR
HO C E ER
b) Observación indirecta.
D
Según Tamayo (2006) define que la observación indirecta es: “cuando el investigador corrobora los datos que ha tomado de otros, ya sea de testimonios reales o escritos de personas que han tenido contacto de primera mano con la fuente que proporciona los datos”. (p.186).
Por lo anteriormente mencionado, la presente investigación utilizara esta técnica, ya que los datos necesarios para llevar a cabo los estudios de flujo de carga y cortocircuito del sistema eléctrico del Estado Falcón, bajo los escenarios de operación planteados, serán proporcionados por la Empresa CORPOELEC, es decir que dichos datos fueron tomados de otras personas.
Para esta técnica se empleará el mismo instrumento de recolección de datos utilizado en la observación documental.
86
3.5. Fases de la investigación
¾ Fase 1: Documentación.
Actividades a realizar:
• Revisión del material técnico del sistema eléctrico del Estado Falcón
OS D A RV
proporcionado por la empresa CORPOELEC.
• Realización de reuniones con el tutor industrial asignado por la empresa CORPOELEC.
E S E SR
HO C E R características técnicas correspondientes al parque eólico Revisión de DElas
• Revisión del diagrama unifilar. •
del municipio los Taques.
• Identificación de tipos de interruptores actualmente instalados. • Revisión de las características técnicas de los interruptores actualmente instalados.
¾ Fase 2: Estudios de flujo de carga y de cortocircuito.
Actividades a realizar:
• Preparación y adecuación de datos técnicos de las generaciones (horizonte 2017 y con la incorporación del parque eólico). • Definición de los escenarios (horizonte 2017 y con la incorporación del parque eólico) para los diferentes estudios a realizar. • Simulación del sistema eléctrico para estudios de flujo de carga en los diferentes escenarios de operación.
87
• Análisis de resultados para el estudio de flujo de carga contemplado en ambos escenarios de operación. • Simulación del sistema eléctrico para estudios de cortocircuito en los diferentes escenarios de operación. • Análisis de resultados para el estudio de cortocircuito contemplado en ambos escenarios de operación.
¾ Fase 3: Casos de mejoramiento del sistema eléctrico.
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Actividades a realizar:
D
OS D A RV
• Definición de los escenarios de simulación para el mejoramiento del sistema eléctrico, para el estudio de flujo de carga. • Simulación del sistema eléctrico para estudio de flujo de carga con los casos de mejoramiento. • Análisis de resultados para el estudio de flujo de carga contemplado en los casos de mejoramiento del sistema eléctrico.
¾ Fase 4: Verificación de fusibles e interruptores.
Actividades a realizar:
• Verificación de la capacidad nominal de interrupción de los interruptores, actualmente instalados en las subestaciones del sistema eléctrico del estado Falcón, por medio de los resultados del estudio de cortocircuito bajo el escenario de la incorporación del parque eólico. • Identificación de interruptores que no cumplan con las nuevas exigencias.
88
• Propuesta de reemplazo de los interruptores que no cumplieron con las nuevas exigencias con otro modelo del mismo fabricante o de otro fabricante que sean apropiados a las nuevas condiciones.
HO C E ER
E S E SR
D
OS D A RV
89
CAPÍTULO IV ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS
En este capítulo se presentan los resultados del estudio, obtenidos con la aplicación de los pasos descritos en las fases de la investigación, con el propósito de poder dar una respuesta a las preguntas formuladas al comienzo del trabajo de
OS D A RV
investigación. En otro orden de ideas, es necesario resaltar que para la realización
E S E SR
del desarrollo del capítulo presentado a continuación, se utilizo como guía, ciertas ideas y procedimientos empleados en las tesis de Antonio, A. (2008) y Loaiza, A. (2010).
D
HO C E ER
4.1. Descripción de la red de transmisión del Estado Falcón.
El sistema de transmisión posee una configuración en anillo en 115 kV, tal como se muestra en el diagrama unifilar de la figura 4.1, indicado en la misma mediante el trazado en color azul. De igual manera se aprecia la red de distribución en una configuración de tipo radial, con circuitos en 34.5 kV identificados en color amarillo y los de 13.8 kV en color rosado.
Por otra parte, el sistema eléctrico del Estado Falcón tiene varias interconexiones con el resto del país, una de ellas es ilustrada en el diagrama unifilar en la esquina superior izquierda, la cual es la S/E El Isiro que interconecta el sistema eléctrico nacional a nivel de tensión de 230 kV (color rojo) con el sistema del Estado Falcón que opera a 115 kV. El sistema bajo estudio está conformado por 14 subestaciones como se muestra en la tabla 4.1.
90
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 4.1. Diagrama Unifilar del Estado Falcón (CORPOELEC)
91
Tabla 4.1. Niveles de tensión de transmisión en subestaciones del Estado Falcón. Subestación El Isiro
Nivel de tensión (KV) Transmisión Distribución 230 115
Holcim
115
13,8
Coro I
115
13,8 - 24
Coro II
115
13,8 – 34,5
Punto Fijo I
115
13,8
Punto Fijo II
115
34,5
Punto Fijo IV
115
Judibana
115
OS D A R13,8V
E S E SR Pueblo Nuevo 115 O H C Los Taques 115 ERE
D
13,8
13,8 13,8
Urumaco
115
34,5
Dabajuro
115
13,8 – 34,5
Mene Mauroa
115
13,8 – 34,5
Manaure
115
13,8 – 34,5
Los equipos instalados en la red se especifican a continuación:
• Transformadores de potencia: Existe un total de 23 transformadores de potencia en distintos niveles de tensión y capacidades, tanto en las subestaciones como en las plantas de generación. Los datos técnicos de los mismos y su localización en la red se muestra en el anexo I.
• Generadores: El sistema posee 2 interconexiones con el Sistema Eléctrico Nacional (S.E.N), una ubicada en la S/E El Isiro hacia Planta Centro a través de 2 líneas de 230 KV y la otra ubicada en la S/E Dabajuro con Mene
92
Mauroa a través de una línea de 115 KV, en las cuales el sistema recibe y envía potencia.
El sistema también tiene asociado 3 centros de generación de potencia denominados: Genevapca, Punto Fijo I y Josefa Camejo, los cuales son propias de CORPOELEC, también es necesario resaltar que en los escenarios de operación para los estudios de flujo de carga y cortocircuito la planta Punto Fijo I no se encuentra en funcionamiento, por lo tanto dicha generación no se tomara en
OS D A RV
cuenta para las simulaciones. De igual manera, existen otras fuentes de suministro
E S E SR
de potencia tales como: Amuay y Cardón, que no las maneja Corpoelec propiamente pero se conoce la información de éstas y cómo influye en el sistema
HO C E ER
se tomará en cuenta para este trabajo de investigación.
D
Por otra parte, el sistema también posee generación de potencia en las S/E Dabajuro y Urumaco, pero cabe destacar que es poco lo que aporta al sistema, sin embargo se tomará en cuenta para este trabajo de investigación. Los niveles de tensión de generación se muestran en la tabla 4.2. En el anexo II se encuentran los parámetros técnicos de las unidades de generación instaladas en cada planta.
Tabla 4.2. Niveles de tensión de generación en plantas del Estado Falcón. Planta de Generación Genevapca
Cantidad de Unidades Generadoras 3
Nivel de Tensión de Generación (KV) 13,8
Punto Fijo I
3
13,8
Josefa Camejo
9
18
Amuay
3
13,8
Cardón
3
13,8
S/E Dabajuro
2
13,8
S/E Urumaco
1
13,8
93
• Líneas de transmisión: En la red bajo estudio existe un total de 25 líneas de transmisión en 115 KV, que interconectan las 14 subestaciones y las 7 plantas de generación. Los parámetros técnicos de las mismas se presentan en el anexo III.
• Cargas: El sistema de transmisión posee un total de 15 cargas distribuidas con un factor de potencia en atraso en las 14 subestaciones a analizar
OS D A RV
dentro de la red bajo estudio, además dichas cargas se encuentran vistas al año 2017, por tanto están aumentadas en cuanto a potencia activa respecto
E S E SR
a cómo se encuentran actualmente. Los parámetros técnicos de las mismas
HO C E ER
se presentan en el anexo IV.
D
4.2. Descripción del parque eólico a instalar en el sistema eléctrico del Estado Falcón.
El Parque Eólico de Los Taques estará ubicado en la Península de Paraguaná, dentro del ámbito geográfico comprendido entre las poblaciones de Los Taques y Amuay, Parroquia Los Taques, Municipio Los Taques, del estado Falcón. El Parque Eólico tendrá una capacidad total instalada de 100 MW, para lo cual requerirá de 76 aerogeneradores con capacidad para generar 1320 KW cada uno.
94
4.2.1. Características del aerogenerador seleccionado para el parque eólico de Los Taques.
Para el parque eólico de Los Taques, se utilizará el modelo de aerogenerador Made AE-61 del fabricante Gamesa (MADE). El mencionado aerogenerador es de tres palas, de dos velocidades, regulado por pérdida aerodinámica. En líneas generales, el aerogenerador pertenece al concepto danés tradicional
de
aerogenerador,
es
decir
que
las
máquinas
eólicas
OS D A RV
(aerogeneradores) funcionan con la fuerza del viento que acciona las palas de la
E S E SR
máquina (en numero de una a tres) fijadas a un buje. Tal como se puede apreciar en la Figura 4.2. El conjunto de las palas y el buje constituye el rotor. El buje, a su
HO C E R que el rotor. misma velocidad angular DE
vez, está conectado a un primer eje (llamado eje de baja velocidad) que gira a la
El eje de baja velocidad está conectado a un multiplicador de giros, del que sale un eje de alta velocidad que gira con velocidad mayor (resultante del producto de la del eje de baja velocidad por el multiplicador de giros). En el eje de alta velocidad hay un generador eléctrico que produce la energía eléctrica canalizada por los cables a la red. Todos estos elementos se encuentran en la llamada góndola que a su vez se encuentra sobre un soporte, que se puede orientar según la dirección del viento.
La góndola se completa con un sistema de control de la potencia y otro de control de la orientación. El primero tiene la doble función de regular la potencia en función de la velocidad del viento instantánea (haciendo funcionar la turbina lo más cerca posible de su potencia nominal) y de interrumpir el funcionamiento de la máquina en caso de viento excesivo. El segundo, en cambio, consta de un control continuo del paralelismo entre el eje de la maquina y la dirección del viento.
95
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 4.2. Vista frontal y lateral del aerogenerador Made AE – 61 (http://www.sotaventogalicia.com/pdf/Made_AE_61.pdf?PHPSESSID=2897ed3b17be5649911bbde 51a5487d1)
La góndola se encuentra sobre torres tubulares tronco – cónicas, de 55 metros de altura aproximadamente y de un diámetro de 4 m en la base, las cuales se harán de 3 secciones de acero. Las palas de los aerogeneradores tendrán una longitud de 29 metros y las mismas al girar describen un círculo de
96
aproximadamente 60 metros de diámetro. Con las palas en posición vertical el aerogenerador tendrá una altura total de 85 metros en el punto más alto.
El generador es una máquina síncrona que opera a 60 Hz, cuya velocidad de funcionamiento nominal es 1.800 rpm y con potencia nominal de 1320 kW. El Voltaje que genera es de 690 V, el cual es elevado por un transformador de distribución trifásico ubicado en la torre del aerogenerador a 34,5 kV para alimentar a través de conductores directamente enterrados en zanjas a las celdas
OS D A RV
de media tensión de la subestación Parque Eólico, estas celdas son conectadas a los transformadores de potencia trifásico que elevan la tensión a 115 kV para
E S E SR
posteriormente conectarse a la línea de transmisión en 115 kV de CORPOELEC
HO C E específicamente E parámetros técnicos de este modelo de aerogenerador. D losR
proveniente de la subestación Los Taques. En la tabla 4.3 se encuentra más
Tabla 4.3. Datos Técnicos del Aerogenerador Made AE – 61. Potencia
Velocidad
Nominal
Nominal
(MW)
(RPM)
1.32
1800
Vn (kV)
F.P
Xd''
X2
X0
0.69
0.9
0.174
0.178
0.066
4.3. Modelado de la red de transmisión en el software de simulación DigSILENT Power Factory.
Para iniciar el proceso de modelado es necesario crear un nuevo proyecto en el software seleccionando en el menú “Archivo” la opción de “Nuevo Proyecto”. Sin embargo para el caso de este trabajo de investigación ya el proyecto se encontraba en la base de datos de la empresa, solo que se hicieron ciertas modificaciones para adecuarlo a lo que se necesita para este trabajo de investigación.
97
Al finalizar la creación del nuevo proyecto el programa genera una hoja de dibujo donde se van colocando los elementos del sistema de potencia que se desea modelar. El ingreso de dichos elementos es realizado mediante la selección de alguno de los iconos disponibles en la barra de herramientas que se muestra en la figura 4.3.
El software ofrece la opción de especificar los colores Standard para cada nivel de tensión en un diagrama unifilar. En la tabla 4.4 se ilustran los niveles de
OS D A RV
tensión que se manejan en el sistema bajo estudio y los colores asignados a los
E S E SR
mismos. En la empresa no existen colores establecidos para el nivel de 0.69 kV y 18 kV, por lo que la selección del mismo se hizo a criterio del autor de la presente investigación.
D
HO C E ER
Figura 4.3. Menú de elementos disponibles para modelado (DigSILENT Power Factory)
Al momento de modelar cualquiera de los elementos del sistema de potencia se dispone de dos opciones: Se puede seleccionar un modelo ya existente en la base de datos del software o se puede crear un nuevo modelo si se poseen los datos técnicos requeridos. En la figura 4.4 se muestra el directorio de
98
la base de datos (Base datos Falcón William Lee), utilizado para la realización de la presente investigación. Dicha base de datos fue suministrada por la Gerencia de Planificación de CORPOELEC Zulia. Adicionalmente, en el anexo V se ilustra el escritorio de trabajo del software. Seguidamente se explica el proceso de modelado de los elementos del sistema de potencia.
Tabla 4.4. Colores Standard según nivel de tensión. Nivel de Tensión (kV) 230 115 34.5
S O H C E 13.8
DER
18
0.69
Color
OS D A RV Amarillo E S RE Piel Rojo Azul
Piel Piel
Figura 4.4. Directorio de la Base de datos utilizada (DigSILENT Power Factory)
99
4.3.1. Red de Transmisión.
• Barras y terminales.
Antes de poder colocar cualquier equipo en la hoja de dibujo, se deben modelar las barras y terminales donde se conectan dichos equipos o líneas de transmisión. En la figura 4.5 se expone la pantalla donde se ingresa el nombre de la barra o terminal y su nivel de tensión. Generalmente las barras representan los
OS D A RV
distintos niveles de tensión de las subestaciones, mientras que los terminales
E S E SR
representan la salida de los circuitos.
HO C E ER
D
Figura 4.5. Modelado de barras y terminales (DigSILENT Power Factory)
100
• Transformadores de potencia.
Luego de seleccionar el icono de Transformador de potencia en la barra de herramientas, se despliega la pantalla que se muestra en la figura 4.6. En dicha pantalla se ingresa el nombre asignado al equipo a modelar, las barras o terminales en los que se encuentra conectado el equipo y si existe alguna impedancia a tierra en el neutro (si aplica).
OS D A RV
Al seleccionar la opción “Tipo” se escoge entre crear un nuevo modelo o
E S E SR
seleccionar uno ya existente en la base de datos. Este menú se muestra en la figura 4.7.
D
HO C E ER
Figura 4.6. Ingreso de nuevo Transformador de Potencia de dos devanados (DigSILENT Power Factory)
101
Figura 4.7. Menú para selección de tipo de transformador (DigSILENT Power Factory)
Si el modelo del transformador se encuentra en la base de datos que por
OS D A RV
defecto posee el software se selecciona la opción “Tipo Global”. Ahora bien, si el transformador existe en una base de datos creada por el usuario en el desarrollo
E S E SR
del proyecto, se selecciona la opción “Tipo del Proyecto”. De ser necesario crear
HO C E selecciona la opción DER“Nuevo Tipo de Proyecto”.
un nuevo modelo de transformador de potencia en la base de datos del usuario, se
Para el desarrollo de la presente investigación no se necesito de crear los modelos de los transformadores de potencia instalados en la red de transmisión del Estado Falcón, ya que estos existían en la base de datos de la empresa.
En la figura 4.8 se muestra la pantalla para la creación del modelo del transformador donde se observa los datos técnicos necesarios. El resto de las pestañas solo debe ser completado si se requiere realizar alguno de los estudios allí mencionados.
De acuerdo al propósito de la presente investigación, resulta necesaria la realización de estudios de cortocircuito. El software ofrece varios tipos de estudios de cortocircuitos según distintas normas (ANSI, VDE y completo). El resto de las pestañas son estudios que no se encuentran en el alcance de la investigación.
102
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 4.8. Datos técnicos necesarios para la creación de un nuevo modelo de transformador (DigSILENT Power Factory)
• Generadores.
Al igual que en los transformadores de potencia, cuando se ingresa un generador también puede seleccionarse entre un modelo ya existente o crear un nuevo modelo. Cuando se crea un nuevo modelo, el software despliega la siguiente ventana. (Ver figura 4.9).
103
Figura 4.9. Creación nuevo modelo de generador (DigSILENT Power Factory)
OS D A RV
E S E SR
Los valores de reactancia subtransitoria, de secuencia cero y de secuencia negativa se ingresan en cualquiera de las pestañas relacionadas a estudios de
HO C E ER
cortocircuitos. (Ver figura 4.10).
D
Figura 4.10. Creación nuevo modelo de generador – Ingreso de reactancias (DigSILENT Power Factory)
En las plantas Genevapca y Josefa Camejo, asi como también en las generaciones propias de Amuay y Cardón existen grupos de generación distribuida conformados por varias unidades generadores; como las máquinas
104
poseen las mismas características, se modela un generador y se selecciona la opción de colocar varias unidades en paralelo como se ilustra en la figura 4.11.
OS D A RV
E S E SR
HO C E ER de grupos de generación distribuida (DigSILENT Power Factory) Figura 4.11. DModelado Por otra parte se debe considerar que el sistema de potencia se encuentra interconectado con el S.E.N por medio de la subestación El Isiro en un nivel de 230 kV, esta interconexión constituye una fuente de potencia para la red bajo estudio y debe representarse como una “Red Externa” equivalente al sistema de potencia visto desde El Isiro. Los dátos necesarios para la modelización de dicha red se muestran en la figura 4.12 y en la figura 4.13 los valores requeridos para realizar cualquier estudio de cortocircuito.
105
OS D A RV
E S E SR
HO C E R de la red externa equivalente (DigSILENT Power Factory) EModelado Figura D 4.12.
Figura 4.13. Modelado de la red externa equivalente – Estudio cortocircuito (DigSILENT Power Factory)
106
• Líneas de transmisión y circuitos de distribución.
Para el modelado de las líneas se debe determinar si es necesario crear un modelo o ya existen los modelos necesarios en la base de datos, de necesitar crear un nuevo modelo de línea, el software presenta la ventana mostrada en la figura 4.14.
Para el análisis de cortocircuito se debe elegir cualquier de las pestañas
OS D A RV
relacionadas con dicho estudio y solo es necesario el ingreso de la susceptancia
E S E SR
de secuencia “cero” (B0).
HO C E ER
D
Figura 4.14. Modelado de nuevo tipo de línea de transmisión (DigSILENT Power Factory)
107
Luego de haber definido el tipo de línea de transmisión, el programa muestra en pantalla una ventana en la cual se observan los parámetros de la línea en función de la longitud de la misma. (Ver figura 4.15).
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 4.15. Valores característicos de la línea según su longitud (DigSILENT Power Factory)
Los circuitos de distribución son modelados por medio de un pequeño tramo de línea conectado a un terminal desde la subestación. Para obtener los parámetros resultantes del circuito es necesario definir el tipo de conductor de la línea y la longitud de la misma, de manera tal que permita simular la falla a la distancia que sea necesario.
108
Luego del modelado y conexión de todos los equipos pertenecientes al sistema de potencia, se completa la hoja de dibujo del proyecto. El diagrama unifilar creado en el software para la realización de la investigación presente se muestra en el anexo VI.
4.4. Definición de escenarios de operación.
OS D A RV
Para la realización de los estudios se contempló un caso base, él cual fue
E S E SR
propuesto por la empresa CORPOELEC ya que están interesados en el impacto que tendrá el parque eólico de Los Taques en el sistema eléctrico del Estado
HO C E ER
Falcón para el año 2017, de igual manera este caso posee ciertas particularidades
D
las cuales son:
• La generación de la planta Punto Fijo I se encuentra fuera de servicio. • Se tomara a Planta Centro como parte del sistema eléctrico del Estado Falcón y la misma pasara a ser una de las interconexiones de dicho sistema y no El Isiro a 230 kV como se encuentra actualmente. • Las cargas del sistema eléctrico del Estado Falcón están aumentadas respecto a cómo se encuentran en el año 2013.
Entonces a partir de dicho caso base se simularon dos escenarios de operación denominados: caso horizonte 2017 y caso incorporación del parque eólico. El primero para evaluar las condiciones con las cuales va a estar operando el sistema eléctrico actualmente, lo cual es indicativo de que funcionara sin el parque eólico, pero se evaluará con las condiciones del año 2017 descritas anteriormente. El diagrama unifilar correspondiente se presenta en la figura 4.16.
109
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 4.16. Diagrama unifilar del caso horizonte 2017 (DigSILENT Power Factory)
El segundo para evaluar las condiciones con las cuales va a operar el sistema eléctrico en el futuro (aproximadamente para el año 2017), lo cual es indicativo de que funcionara con el parque eólico. El diagrama unifilar correspondiente se presenta en la figura 4.17, donde se resalta en rojo lo concerniente al parque eólico en el diagrama unifilar.
110
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Figura 4.17. Diagrama unifilar del Caso incorporación del parque eólico (DigSILENT Power Factory)
4.5. Estudios de Flujo de carga.
Un estudio de flujo de carga es una herramienta importante que envuelve un análisis numérico aplicado a un sistema de potencia. A diferencia de los análisis tradicionales de circuitos, este estudio generalmente utiliza un sistema de notación implicada como lo es el diagrama unifilar de la red. La gran importancia de los estudios de flujo de carga radica en la planificación de las futuras expansiones de las redes de potencia así como también determinar la operación óptima de los elementos existentes.
111
4.5.1. Premisas para el estudio de flujo de carga.
• El tap de los Txs se encuentra en posición nominal, esto es debido a que los tap automáticos de los Txs en el nivel de 115 kV se encuentran deteriorados, por tanto los dejaron en posición nominal. También hay Txs con tap manuales y estos se encuentran en buen estado, pero no se considerara manejar estos tap, ya que se debe desconectar el Transformador del sistema, para realizar la maniobra y luego volver a
OS D A RV
conectar, entonces esto implica una interrupción del servicio eléctrico para
E S E SR
los usuarios.
• Generadores activos trabajan en servicio continuo.
HO C E ER
• Generadores inactivos no trabajan.
D
• El estudio contemplara los dos escenarios de operación (caso horizonte 2017 y caso incorporación del parque eólico). De igual manera contemplara los casos contingencia y los casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón. • En los escenarios de operación el sistema operará con generación al 100%. • En los escenarios de operación el sistema operará con las cargas al 100%. • Se tomara en cuenta en los niveles de tensión permitidos, la norma utilizada por la empresa, que hace referencia al estándar IEEE 141-1993 en la cual establece que la máxima fluctuación de la tensión debe ser del ±5%.
4.5.2. Resultados.
Los resultados obtenidos referentes a las simulaciones de los casos de estudio se pueden observar en la Tabla 4.5 y la Tabla 4.6, que ilustran el perfil de tensiones de las barras del sistema y la cargabilidad de los transformadores del sistema.
112 Tabla 4.5. Perfil de tensiones de ambos escenarios de operación Caso Horizonte 2017 Nivel de tensión presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Barras
Planta Centro 230 El Isiro 230 El Isiro 115 Punto Fijo II 115
Punto Fijo I B 115
Nivel de tensión Niveles de tensiones presente en barra permitidos (kV/% de la tensión nominal) (kV/% de la tensión nominal)
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la tensión nominal)
230 kV (100%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
230 kV (100%)
226.45 kV (98%) 114.67 kV (99%) 112.11 kV (97%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
221.14 kV (96%) 111.97 kV (97%) 111.63 kV (97%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.67 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.03 kV (97%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
OS D A RV
E S E SR
HO C 109.25 kV – 120.75 kV E ER (95% – 105%)
D112.03 kV
Punto Fijo I A 115
Caso Incorporación del Parque Eólico
Genevapca A 115
(97%) 111.97 kV (97%) 112.33 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.67 kV (97%) 111.66 kV (97%) 112.04 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Genevapca B 115
112.33 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.04 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Amuay A 115
112.25 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.95 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Amuay B 115
112.25 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.95 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Cardon A 115
111.49 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.19 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Cardon B 115
111.49 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.19 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Josefa Camejo A
112.58 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.28 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Manaure
113 Tabla 4.5. Perfil de tensiones de ambos escenarios de operación (continuación) Caso Horizonte 2017
Caso Incorporación del Parque Eólico
Nivel de tensión presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la tensión nominal)
Nivel de tensión Niveles de tensiones presente en barra permitidos (kV/% de la tensión nominal) (kV/% de la tensión nominal)
Josefa Camejo B
112.58 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.28 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
CPP 115
112.11 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.80 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Punto Fijo IV 115
111.78 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.45 kV (97%)
118.88 kV (103%) 117.27 kV (102%) 116.72 kV (101%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
114.31 kV (99%) 113.75 kV (99%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Holcim Pto Cumarebo115
109.26 kV (95%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
106.33 kV (92%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Urumaco 115
111.01 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
107.95 kV (94%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Dabajuro 115
112.17 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
110.23 kV (96%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Mene Mauroa 115
115 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
115 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Judibana 115
112.52 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.17 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
PUEBLO NUEVO
112.40 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.04 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Los Taques 115
111.92 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.69 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Parque Eólico Los Taques 115
N/A
N/A
113.52 kV (99%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Parque Eólico Los Taques 34.5
N/A
N/A
34.37 kV (100%)
32.775 kV – 36.225 kV (95% – 105%)
Barras
D
Coro I 115 Coro II 115
E115.99 kV S E (101%) SR
HO C E ER
Pta Coro 115
S– 120.75 kV 109.25 kV O D A RV (95% – 105%)
114 Tabla 4.6. Cargabilidad de los Txs de ambos escenarios de operación Caso Horizonte 2017
Caso Incorporación del Parque Eólico % de carga Carga respecto asociada a en MVA potencia nominal
Transformadores
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
El Isiro 230/115 AT 1-2-3
68.98
23.35%
65.05
TE_Urumaco Gen Distribuida 1-4
3.35
10.80%
3.35
100
OS D A RV
E S E R 6.71 S21.28%
O ECH
22.55%
Potencia nominal (MVA)
11.11%
32
21.65%
32
TE_Dabajuro Gen Distribuida 1-4
6.71
TFG 1-3 (3)
53.16
60.98%
53.16
61.14%
30
TE_P. Amuay TFG 1-3 (3)
50.29
57.29%
50.29
57.44%
30
TR Elevador IPP g1
51.14
42.62%
52.37
43.64 %
120
TR Elevador IPP g2
51.14
42.62%
52.37
43.64 %
120
TR Elevador IPP g3
51.14
42.62%
52.37
43.64 %
120
PJC TFG 1
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
PJC TFG 2
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
PJC TFG 3
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
PJC TFG 4
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
PJC TFG 5
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
PJC TFG 6
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
R E D TE_P. Cardon
115 Tabla 4.6. Cargabilidad de los Txs de ambos escenarios de operación (continuación)
Transformadores
PJC TFG 7
Caso Horizonte 2017 % de carga Carga respecto asociada a en MVA potencia nominal 126.56 61.74%
Caso Incorporación del Parque Eólico % de carga Carga respecto asociada a en MVA potencia nominal 62.47% 128.06
Potencia nominal (MVA)
205
PJC TFG 8
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
PJC TFG 9
126.56
61.74%
128.06
62.47%
205
TX1_PET 34.5 - 115
N/A
N/A
25.32
63.54%
TX2_PET 34.5 - 115
N/A
E S E R 25.32 S N/A
63.54%
O H C E TX4_PET 34.5 DER- 115 N/A TX3_PET 34.5 - 115
N/A
N/A
OS40 D A RV
25.32
40
63.54%
40
N/A
25.32
63.54%
40
PET_TX_LOTE1 (2)
N/A
N/A
12.06
40.19%
15
PET_TX_LOTE2 (2)
N/A
N/A
12.06
40.19%
15
PET_TX_LOTE3 (2)
N/A
N/A
12.06
40.19%
15
PET_TX_LOTE4 (2)
N/A
N/A
12.06
40.19%
15
PET_TX_LOTE5 (2)
N/A
N/A
13.36
44.53%
15
PET_TX_LOTE6 (2)
N/A
N/A
13.36
44.53%
15
PET_TX_LOTE7 (2)
N/A
N/A
13.36
44.53%
15
PET_TX_LOTE8 (2)
N/A
N/A
13.36
44.53%
15
116
4.5.3. Análisis de resultados.
De la revisión de los resultados obtenidos en las simulaciones, se puede concluir lo siguiente para cada escenario de operación:
• Caso Horizonte 2017
OS D A RV
Como se observa en la Tabla 4.5 los niveles de tensión obtenidos en todas
E S E SR
las barras de 230 kV y 115 kV presentan una caída de tensión, excepto en las barras donde se encuentran las interconexiones del Estado Falcón ya que son
HO C E ERde los valores de tensiones permitidos por la norma utilizada se encuentranD dentro tomadas como las de referencia. Sin embargo los niveles de tensiones obtenidos
por la empresa. Cabe resaltar que la barra Holcim Pto Cumarebo 115 tiene una tensión de 109.26 kV (95%), es decir que se encuentra en el límite de tensión mínimo establecido por la norma.
Por otra parte, como se aprecia en la Tabla 4.6 al visualizar la cargabilidad de los transformadores del sistema eléctrico del Estado Falcón, en el nivel de 115 kV, se puede apreciar que fueron dimensionados para suplir con holgura la carga a la que están asociadas. Ya que se tiene un máximo de cargabilidad del 61.74%, siendo estos los transformadores de la planta Josefa Camejo. Mientras que el resto de los transformadores se encuentran con una cargabilidad menor a la dicha anteriormente.
117
• Caso incorporación del parque eólico
Al visualizar de los resultados obtenidos en la Tabla 4.5, se nota que este caso posee una caída de tensión mayor a la vista en el Caso Horizonte 2017, es decir que la incorporación del parque eólico ocasiona una mayor caída de tensión en el sistema eléctrico del Estado Falcón. Pero los niveles de tensiones obtenidos se hallan dentro de los valores de tensiones permitidos por la norma utilizada por la empresa.
OS D A RV
E S E R y 107.95 kV (94%) respectivamente, S (92%) 115 tienen una tensión de 106.33 kV O H ECcon un nivel de tensión por debajo del límite de tensión por lo tanto se encuentran R E D mínimo establecido por la norma, es decir que si este escenario de operación se Es necesario resaltar, que la barra Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco
presenta ocasionaría un problema, ya que los equipos se verían directamente afectados en cuanto a su funcionamiento.
En cuanto a la cargabilidad de los transformadores del sistema eléctrico del Estado Falcón, en el nivel de 115 kV, siguen encontrándose dimensionados para suplir la carga asociada. Debido a que se tiene un máximo de cargabilidad del 63.54%, siendo estos los transformadores elevadores de 34.5/115 kV instalados en el parque eólico. Mientras que el resto de los transformadores se encuentran con una cargabilidad menor a la dicha anteriormente.
118
4.5.4. Casos contingencia.
Debido al impacto que tuvo el parque eólico de los Taques sobre el perfil de tensiones del sistema del Estado Falcón, la empresa CORPOELEC consideró pertinente simular unos casos de contingencia a partir de los casos anteriores, quitando en cada uno de ellos un elemento importante del sistema, tal como se indica a continuación:
OS D A Caso 2: con una Línea menos Josefa CamejoR AV 115 kV – Judibana 115 kV. E S E Caso 3: con una Línea menos SLosRTaques 115 kV – Judibana 115 kV. O H C menos Parque Eólico Los Taques 115 kV – Los Caso 4: con R una ELínea E D Taques 115 kV.
• Caso 1: con un Autotransformador menos en El Isiro 230/115 kV. • • •
• Caso 5: agregando una línea en Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV y otra en Parque Eólico Los Taques 115 kV – Los Taques 115 kV.
4.5.4.1. Resultados de casos contingencia.
Los resultados obtenidos de los casos de contingencia se encuentran ilustrados en la Tabla 4.7 para el perfil de tensiones, mientras que la cargabilidad de los transformadores se puede observar en la Tabla 4.8.
119 Tabla 4.7. Perfil de tensiones en contingencias Caso 1
Barras
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Niveles de Nivel de Nivel de Nivel de Nivel de Nivel de tensiones tensión tensión tensión tensión tensión permitidos presente en presente en presente en presente en presente en barra (kV/% barra (kV/% barra (kV/% barra (kV/% barra (kV/% (kV/% de la tensión de la de la de la de la de la nominal) tensión tensión tensión tensión tensión nominal) nominal) nominal) nominal) nominal)
Planta Centro 230
230 kV (100%)
230 kV (100%)
230 kV (100%)
230 kV (100%)
230 kV (100%)
El Isiro 230
220.98 kV (96%)
221.07 kV (96%)
221.11 kV (96%)
221.10 kV (96%)
221.17 kV (96%)
El Isiro 115
112.23 kV (98%)
111.93 kV (97%)
111.96 kV (97%)
111.95 kV (97%)
Punto Fijo II 115
111.64 kV (97%)
111.61 kV (97%)
Punto Fijo I A 115
111.67 kV (97%)
Punto Fijo I B 115
111.67 kV (97%)
Manaure
111.99S kV O (97%) D RVA
HkVO 111.66 C E ER (97%)
E111.59 kV S E (97%) SR 111.60 kV (97%)
111.65 kV (97%)
111.64 kV (97%)
111.63 kV (97%)
111.69 kV (97%)
111.66 kV (97%)
111.64 kV (97%)
111.63 kV (97%)
111.69 kV (97%)
111.66 kV (97%)
111.65 kV (97%)
111.64 kV (97%)
111.63 kV (97%)
111.68 kV (97%)
Genevapca A 115
112.04 kV (97%)
112.03 kV (97%)
112.02 kV (97%)
112.01 kV (97%)
112.06 kV (97%)
Genevapca B 115
112.04 kV (97%)
112.03 kV (97%)
112.02 kV (97%)
112.01 kV (97%)
112.06 kV (97%)
Amuay A 115
111.95 kV (97%)
111.95 kV (97%)
111.92 kV (97%)
111.91 kV (97%)
111.98 kV (97%)
Amuay B 115
111.95 kV (97%)
111.95 kV (97%)
111.92 kV (97%)
111.91 kV (97%)
111.98 kV (97%)
Cardón A 115
111.20 kV (97%)
111.19 kV (97%)
111.17 kV (97%)
111.16 kV (97%)
111.22 kV (97%)
Cardón B 115
111.20 kV (97%)
111.19 kV (97%)
111.17 kV (97%)
111.16 kV (97%)
111.22 kV (97%)
Josefa Camejo A
112.28 kV (98%)
112.28 kV (98%)
112.26 kV (98%)
112.25 kV (98%)
112.31 kV (98%)
D
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%) 218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
120 Tabla 4.7. Perfil de tensiones en contingencias (continuación) Caso 1
Barras
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Niveles de Nivel de Nivel de Nivel de Nivel de Nivel de tensiones tensión tensión tensión tensión tensión permitidos presente presente presente presente presente (kV/% de la en barra en barra en barra en barra en barra tensión (kV/% de la (kV/% de la (kV/% de la (kV/% de la (kV/% de la nominal) tensión tensión tensión tensión tensión nominal) nominal) nominal) nominal) nominal)
(99%)
113.71 kV (99%)
113.74 kV (99%)
113.73 kV (99%)
113.77 kV (99%)
Holcim Pto Cumarebo115
106.61 kV (93%)
106.29 kV (92%)
106.32 kV (92%)
106.31 kV (92%)
106.35 kV (92%)
Urumaco 115
108.17 kV (94%)
107.93 kV (94%)
107.94 kV (94%)
107.94 kV (94%)
107.96 kV (94%)
Dabajuro 115
110.35 kV (96%)
110.22 kV (96%)
110.23 kV (96%)
110.22 kV (96%)
110.23 kV (96%)
Mene Mauroa 115
115 kV (100%)
115 kV (100%)
115 kV (100%)
115 kV (100%)
115 kV (100%)
Judibana 115
112.17 kV (98%)
112.11 kV (97%)
112.14 kV (98%)
112.13 kV (98%)
112.20 kV (98%)
PUEBLO NUEVO
112.04 kV (97%)
111.98 kV (97%)
112.01 kV (97%)
112.00 kV (97%)
112.08 kV (97%)
Los Taques 115 Parque Eólico Los Taques 115 Parque Eólico Los Taques 34.5
112.69 kV (98%)
112.64 kV (98%)
113.04 kV (98%)
112.52 kV (98%)
112.60 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
113.52 kV (99%)
113.48 kV (99%)
113.82 kV (99%)
113.99 kV (99%)
113.20 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
34.37 kV (100%)
34.37 kV (100%)
34.38 kV (100%)
34.39 kV (100%)
34.35 kV (100%)
32.775 kV – 36.225 kV (95% – 105%)
Josefa Camejo B
112.28 kV (98%)
112.28 kV (98%)
112.26 kV (98%)
112.25 kV (98%)
112.31 kV (98%)
CPP 115
111.80 kV (97%)
111.80 kV (97%)
111.78 kV (97%)
111.77 kV (97%)
111.83 kV (97%)
Punto Fijo IV 115
111.46 kV (97%)
111.44 kV (97%)
111.43 kV (97%)
111.42 kV (97%)
Pta Coro 115
116.05 kV (101%)
115.95 kV (101%)
Coro I 115
114.38 kV (99%)
Coro II 115
E115.97 kV S E (101%) SR
HOkV 114.27 C E ER (99%)
D113.82 kV
111.48S kV O (97%) D RVA
115.97 kV (101%)
116.01 kV (101%)
114.30 kV (99%)
114.29 kV (99%)
114.34 kV (99%)
121 Tabla 4.8. Cargabilidad de los Txs en contingencias Caso 1
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Potencia nominal (MVA)
El Isiro 230/115 AT 1-2-3
54.87
28.55 %
64.60
22.40 %
65.06
22.56 %
65.06
22.56 %
65.05
22.55 %
100
TE_Urumaco Gen Distribuida 1-4
3.35
11.08%
3.35
11.11 %
3.35
11.11 %
3.35
11.11 %
3.35
11.10 %
32
TE_Dabajuro Gen Distribuida 1-4
6.71
21.63 %
6.71
21.65 %
6.64
21.65 %
6.71
21.65 %
6.71
21.65 %
32
TE_P. Cardon TFG 1-3 (3)
53.16
61.13 %
53.16
61.14 %
53.16
61.15%
53.16
TE_P. Amuay TFG 1-3 (3)
50.29
57.44 %
50.29
57.44 %
50.29
TR Elevador IPP g1
52.35
43.62 %
TR Elevador IPP g2
52.35
43.62 %
TR Elevador IPP g3
52.35
PJC TFG 1
Transformadores
OS H C E
OS D A RV
E S E R
61.15 %
53.16
61.12 %
30
57.45 %
50.29
57.46 %
50.29
57.43 %
30
52.40
43.66 %
52.46
43.71 %
52.49
43.74 %
52.28
43.57 %
120
52.40
43.66 %
52.46
43.71 %
52.49
43.74 %
52.28
43.57 %
120
43.62 %
52.40
43.66 %
52.46
43.71 %
52.49
43.74 %
52.28
43.57 %
120
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 2
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 3
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 4
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 5
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 6
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 7
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 8
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
PJC TFG 9
128.05
62.46 %
128.08
62.48 %
128.19
62.53 %
128.25
62.56 %
127.92
62.40 %
205
TX1_PET 34.5 115
25.32
63.54 %
25.33
63.57 %
25.25
63.33 %
25.21
63.23 %
25.40
63.79 %
40
TX2_PET 34.5 115
25.32
63.54 %
25.33
63.57 %
25.25
63.33 %
25.21
63.23 %
25.40
63.79 %
40
TX3_PET 34.5 115
25.32
63.54 %
25.33
63.57 %
25.25
63.33 %
25.21
63.23 %
25.40
63.79 %
40
TX4_PET 34.5 115
25.32
63.54 %
25.33
63.57 %
25.25
63.33 %
25.21
63.23 %
25.40
63.79 %
40
DER
122 Tabla 4.8. Cargabilidad de los Txs en contingencias (continuación) Caso 1
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Potencia nominal (MVA)
PET_TX_LOTE1 (2)
12.06
40.19 %
12.06
40.21 %
12.01
40.04 %
11.99
39.97 %
12.11
40.37 %
15
PET_TX_LOTE2 (2)
12.06
40.19 %
12.06
40.21 %
12.01
40.04 %
11.99
39.97 %
12.11
40.37 %
15
PET_TX_LOTE3 (2)
12.06
40.19 %
12.06
40.21 %
12.01
40.04 %
11.99
39.97 %
12.11
40.37 %
15
PET_TX_LOTE4 (2)
12.06
40.19 %
12.06
40.21 %
12.01
40.04 %
11.99
PET_TX_LOTE5 (2)
13.36
44.53 %
13.36
44.55 %
13.32
PET_TX_LOTE6 (2)
13.36
44.53 %
PET_TX_LOTE7 (2)
13.36
44.53 %
PET_TX_LOTE8 (2)
13.36
44.53 %
Transformadores
DER
OS H C E
OS D A RV
E S E R
39.97 %
12.11
40.37 %
15
44.40 %
13.30
44.33 %
13.52
44.69 %
15
13.36
44.55 %
13.32
44.40 %
13.30
44.33 %
13.52
44.69 %
15
13.36
44.55 %
13.32
44.40 %
13.30
44.33 %
13.52
44.69 %
15
13.36
44.55 %
13.32
44.40 %
13.30
44.33 %
13.52
44.69 %
15
4.5.4.2. Análisis de resultados de casos contingencia.
De la revisión de los resultados obtenidos en las simulaciones, se puede concluir lo siguiente para cada escenario de operación:
• Caso 1: con un Autotransformador menos en El Isiro 230/115 kV.
Al analizar de la Tabla 4.7 y comparar con el caso incorporación del parque eólico, se puede decir que al quitar un Autotransformador en El Isiro 230/115 kV, se logra mejorar un poco el perfil de tensión de las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115, las cuales son las barras que se encuentran por debajo del nivel de tensión mínimo permitido de acuerdo con la norma de la empresa. Pero, de igual forma dichas barras se siguen encontrando en un nivel de tensiones por
123
debajo del mínimo permitido. En cuanto al perfil de tensiones del resto de las barras no hay modificaciones significativas en comparación con el caso incorporación del parque eólico.
Por su parte los 2 transformadores restantes en El Isiro 230/115 kV soportan la carga asociada, ya que se encuentran en un 28.55% de su capacidad nominal. De igual manera, al visualizar la Tabla 4.8 y comparar con el caso incorporación del parque eólico, se puede resaltar que los transformadores siguen
OS D A RV
encontrándose dimensionados para suplir con holgura la carga a la que están
E S E SR
asociadas. Ya que se tiene un máximo de cargabilidad del 63.54%, siendo estos los transformadores elevadores de 34.5 kV/115 kV instalados en el parque eólico.
HO C E R menor a la dicha anteriormente. DE
Mientras que el resto de los transformadores se encuentran con una cargabilidad
• Caso 2: con una Línea menos Josefa Camejo A 115 kV – Judibana 115 kV
Al quitar una línea en Josefa Camejo A 115 kV – Judibana 115 kV, el perfil de tensiones de todas las barras no tienen modificaciones significativas, tal como se puede concluir de los resultados de la Tabla 4.7 y al comparar con el caso incorporación del parque eólico. Asimismo, las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115, se siguen encontrando por debajo del nivel de tensión mínimo permitido de acuerdo con la norma de la empresa.
En torno a la cargabilidad de los transformadores, se vislumbro de la Tabla 4.8 un máximo de cargabilidad del 63.57%, siendo estos los transformadores elevadores de 34.5 kV/115 kV instalados en el parque eólico. Por consiguiente los transformadores siguen encontrándose dimensionados para suplir con holgura la carga a la que están asociadas.
124
Por su parte las 2 líneas restantes de Josefa Camejo A 115 kV – Judibana 115 kV pueden soportar la carga a la que están asociadas, pero están cerca de estar sobrecargadas ya que cada línea tiene que soportar el 89.24 % de la carga asociada.
• Caso 3: con una Línea menos Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV
OS D A RV
Tal como se ilustra en la Tabla 4.7 y en comparación con los resultados de
E S E SR
el caso incorporación del parque eólico, se puede decir que al quitar una línea en Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV, el perfil de tensiones de todas las barras
HO C E R 115, se siguen encontrando por debajo del nivel de Cumarebo 115 DyEUrumaco no sufren modificaciones significativas. Del mismo modo, las barras Holcim Pto
tensión mínimo permitido de acuerdo con la norma de la empresa.
En otro orden de ideas, se tiene una cargabilidad de los transformadores máxima del 63.33%, de acuerdo con lo visto en la Tabla 4.8. Por consiguiente los transformadores en este caso de contingencia se encuentran con cierta amplitud para suplir la carga asociada.
Por último, la línea restante de Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV no puede soportar la carga a la que está asociada, ya que posee una carga de 106.37%, es decir una sobrecarga de 6.37%. De manera que este caso de contingencia no debe darse, porque esto implicaría la pérdida de una parte de la potencia suministrada por el parque eólico de Los Taques hacia el sistema eléctrico. Debido a esto, se sugiere colocar una línea adicional en dicha parte del sistema eléctrico.
125
• Caso 4: con una Línea menos Parque Eólico Los Taques 115 kV – Los Taques 115 kV
El perfil de tensiones en este caso de contingencia no sufren cambios importantes, como se puede analizar al comparar con el caso incorporación del parque eólico y lo observado en la Tabla 4.7. Asimismo, las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115, se siguen encontrando por debajo del nivel de tensión mínimo permitido de acuerdo con la norma de la empresa.
OS D A En cuanto a la cargabilidad de los transformadores RV se puede decir al igual E S que en los casos anteriores S queRE los transformadores se encuentran O H dimensionados para suplir ECla carga a la que estén asociados. Debido a que, se R E D de cargabilidad del 63.23%, tal como se puede apreciar en la encontró un máximo Tabla 4.8.
Para finalizar, la línea restante de Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV no puede soportar la carga a la que está asociada, ya que posee una carga de 100.27%, es decir una sobrecarga de 0.27%. Por consiguiente, este caso de contingencia no debe darse, porque esto ocasionaría la pérdida del aporte de la potencia suministrada por el parque eólico de Los Taques hacia el sistema eléctrico. Entonces se recomienda colocar una línea adicional en dicha parte del sistema eléctrico.
• Caso 5: agregando una línea en Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV y otra en Parque Eólico Los Taques 115 kV – Los Taques 115 kV.
Este caso contingencia es diferente respecto a los anteriores 4 casos contingencia, ya que se agrega un elemento al sistema, en vez de quitar un
126
elemento del sistema, como se hizo en los otros casos. Con esto se busca ver si agregando dicha línea se puede mejorar el perfil de tensiones de las barras críticas, es decir las barras que se encuentran en un nivel de tensión que no están en los niveles de tensiones permitidos según la norma de la empresa y de igual manera se realizo este caso con el fin de solucionar la sobrecarga presentada en los casos de contingencia 3 y 4.
Al agregar dichas líneas, se concluye que el perfil de tensiones no tienen
OS D A RV
cambios importantes, tal como se puede visualizar en los resultados de la Tabla
E S E SR
4.7 y comparándolos con los del caso incorporación del parque eólico. Del mismo modo las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115, se siguen
HO C E norma de la empresa. DER
encontrando por debajo del nivel de tensión mínimo permitido de acuerdo con la
Se vislumbro de los resultados de la Tabla 4.8 que la cargabilidad máxima de los transformadores es del 63.79%, por tanto los transformadores en este caso de contingencia se encuentran con cierta amplitud para soportar la carga a la que estén asociadas.
4.5.5. Casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón.
Como se pudo observar en los casos anteriores (caso incorporación del parque eólico y casos contingencia), que el sistema posee 2 barras que se encuentran por debajo de lo que dice la norma (95 % del voltaje nominal), las cuales son Holcim Pto. Cumarebo y Urumaco. Entonces al momento de incorporar el parque eólico impacta enormemente en estas barras, por lo tanto se debe realizar alguna acción para mejorar la condición operativa del sistema del Estado Falcón al incorporar el parque eólico. Por ello se realizan casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón, tal como se indica a continuación:
127
• Caso 1: Caso agregando compensación reactiva (banco de capacitores) en la carga de Holcim Pto. Cumarebo y en la carga de Urumaco. • Caso 2: Caso agregando 2 líneas en El Isiro 115 kV – Holcim Pto. Cumarebo y 2 líneas en El Isiro 115 kV – Urumaco 115 kV.
4.5.5.1. Resultados de casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón.
OS D A RV
E S E R casos de mejoramiento del sistema Los resultados obtenidos de S los O H eléctrico del Estado Falcón ECse encuentran ilustrados en la Tabla 4.9 para el perfil R E D de tensiones y por otro lado la cargabilidad de los transformadores se puede observar en la Tabla 4.10.
128 Tabla 4.9. Mejoramiento del perfil de tensiones
Barras
Planta Centro 230 El Isiro 230 El Isiro 115
Caso 1
Caso 2
Nivel de tensión presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Nivel de tensión presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la tensión nominal)
230 kV (100%) 222.63 kV (97%) 112.96 kV (98%) 111.77 kV (97%)
230 kV (100%) 222.58 kV (97%) 112.83 kV (98%) 111.75 kV (97%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%) 218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
OS D A RV
E S E 111.77 kV S R 111.76 kV Punto Fijo I A 115 O (97%) (97%) H C111.77 kV E R 111.76 kV Punto Fijo I BD 115E (97%) (97%) Punto Fijo II 115
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.75 kV (97%) 112.12 kV (97%)
111.74 kV (97%) 112.12 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
112.12 kV (97%)
112.12 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Amuay A 115
112.04 kV (97%)
112.03 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Amuay B 115
112.04 kV (97%)
112.03 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Cardon A 115
111.28 kV (97%)
111.28 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Cardon B 115
111.28 kV (97%)
111.28 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Josefa Camejo A
112.37 kV (98%)
112.36 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Manaure Genevapca A 115 Genevapca B 115
129 Tabla 4.9. Mejoramiento del perfil de tensiones (continuación) Caso 1
Caso 2
Nivel de tensión presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Nivel de tensión presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la tensión nominal)
112.37 kV (98%)
112.36 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
111.89 kV (97%) 111.55 kV (97%) 116.88 kV (102%) 115.23 kV (100%)
111.89 kV (97%) 111.54 kV (97%) 116.84 kV (102%) 115.18 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
(100%)
114.62 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
109.32 kV (95%) 109.60 kV (95%) 111.07 kV (97%)
111.20 kV (97%) 110.44 kV (96%) 111.15 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%) 109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Mene Mauroa 115
115 kV (100%)
115 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Judibana 115
112.27 kV (98%)
112.27 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
PUEBLO NUEVO
112.15 kV (98%)
112.14 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Los Taques 115
112.78 kV (98%)
112.77 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Parque Eólico Los Taques 115
113.60 kV (99%)
113.60 kV (99%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Parque Eólico Los Taques 34.5
34.37 kV (100%)
34.37 kV (100%)
32.775 kV – 36.225 kV (95% – 105%)
Barras
Josefa Camejo B CPP 115 Punto Fijo IV 115 Pta Coro 115
Coro II 115
D
Holcim Pto Cumarebo115 Urumaco 115 Dabajuro 115
E S E SR
HO C E ER 114.67 kV
Coro I 115
OS D A RV
130 Tabla 4.10. Cargabilidad de los Txs en casos de mejoramiento Caso 1
Caso 2
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
El Isiro 230/115 AT 1-2-3
71.79
24.72 %
74.60
25.69 %
100
TE_Urumaco Gen Distribuida 1-4
3.35
10.94 %
3.35
10.86%
32
TE_Dabajuro Gen Distribuida 1-4
6.71
21.49 %
6.71
21.47 %
32
53.16
61.09 %
53.16
61.09 %
30
50.29
57.40 %
Transformadores
TE_P. Cardon TFG 1-3 (3) TE_P. Amuay TFG 1-3 (3)
52.00
TR Elevador IPP g 2
52.00
TR Elevador IPP g 3
OS D A RV
E 57.40 % S 50.29 E SR
O% H43.33 C E ER
TR Elevador IPP g 1
Potencia nominal (MVA)
30
52.03
43.36 %
120
43.33 %
52.03
43.36 %
120
52.00
43.33 %
52.03
43.36 %
120
PJC TFG 1
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 2
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 3
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 4
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 5
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 6
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 7
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 8
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
PJC TFG 9
127.61
62.25 %
127.63
62.26 %
205
TX1_PET 34.5 - 115
25.30
63.48 %
25.30
63.48 %
40
TX2_PET 34.5 - 115
25.30
63.48 %
25.30
63.48 %
40
TX3_PET 34.5 - 115
25.30
63.48 %
25.30
63.48 %
40
TX4_PET 34.5 - 115
25.30
63.48 %
25.30
63.48 %
40
D
131 Tabla 4.10. Cargabilidad de los Txs en casos de mejoramiento (continuación) Caso 1
Caso 2
Transformadores
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga respecto a potencia nominal
PET_TX_LOTE1 (2)
12.04
40.15 %
12.05
40.15 %
15
PET_TX_LOTE2 (2)
12.04
40.15 %
12.05
40.15 %
15
PET_TX_LOTE3 (2)
12.04
40.15 %
12.05
40.15 %
15
PET_TX_LOTE4 (2)
12.04
40.15 %
12.05
40.15 %
15
PET_TX_LOTE5 (2)
13.35
44.49 %
PET_TX_LOTE6 (2)
D
13.35
PET_TX_LOTE7 (2)
13.35
PET_TX_LOTE8 (2)
13.35
OS D A RV
E 44.50 % S 13.35 E SR
O% H44.49 C E ER
Potencia nominal (MVA)
15
13.35
44.50 %
15
44.49 %
13.35
44.50 %
15
44.49 %
13.35
44.50 %
15
4.5.5.2. Análisis de resultados de casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón.
De la revisión de los resultados obtenidos en las simulaciones, se puede concluir lo siguiente para cada escenario de operación:
• Caso 1: agregando compensación reactiva (banco de capacitores) en la carga de Holcim Pto. Cumarebo y en la carga de Urumaco.
Se colocaron bancos de capacitores con una capacidad de 9 MVAR y 8 MVAR en las barras de Holcim Pto. Cumarebo 115 y Urumaco 115 respectivamente.
132
Al agregar compensación reactiva en la carga de Holcim Pto. Cumarebo y en la carga de Urumaco, se logra mejorar notablemente el perfil de tensiones de las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115, a un nivel de tensiones de 109.32 kV (95%) y 109.60 kV (95%) respectivamente, tal como se puede analizar al comparar los resultados del caso incorporación del parque eólico con los resultados de la Tabla 4.9. Con lo que se consigue que dichas barras tengan niveles de tensiones aceptables, ya que se encuentran dentro del rango de niveles de tensiones permitidos por la norma de la empresa. En cuanto al resto de las barras del sistema eléctrico del Estado Falcón, se consigue mejorar notablemente
OS D A RV
el perfil de tensiones de dichas barras en comparación con el caso incorporación del parque eólico.
E S E SR
HO C E Se vislumbra en cuanto a la cargabilidad de los transformadores que siguen DER
encontrándose dimensionados para soportar la carga asociada, ya que se tiene un máximo de cargabilidad del 63.48%, siendo estos los transformadores elevadores de 34.5 kV/115 kV instalados en el parque eólico, tal como se ilustra en la Tabla 4.10.
En otro orden de ideas, se consigue mejorar el factor de potencia de las cargas asociadas a dichas barras al valor de 0.98 en atraso, cuando anteriormente tenían un valor de 0.9 en atraso.
En conclusión, este caso de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón es viable, ya que el costo es menor en comparación con el caso de líneas, además que es una solución a corto plazo y de igual manera ayudara a la compensación reactiva de todo el sistema eléctrico del Estado Falcón, debido a que la mayoría de las cargas del sistema de Falcón en el nivel de 115 kV poseen un factor de potencia de 0.9 en atraso, que para este nivel de tensión no es muy bueno. Por esta razón la empresa CORPOELEC apoya la idea de realizar este caso de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón.
133
• Caso 2: agregando 2 líneas en El Isiro 115 kV – Holcim Pto. Cumarebo y 2 líneas en El Isiro 115 kV – Urumaco 115 kV.
Como se puede observar en la Tabla 4.9 y al comparar con el caso incorporación del parque eólico, se puede decir que al agregar dichas líneas, se consigue mejorar notablemente el perfil de tensiones de las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115, a un nivel de tensiones de 111.20 kV (97%) y 110.44 kV (96%) respectivamente. Por consiguiente, dichas barras se ubican
OS D A RV
dentro del rango de niveles de tensiones permitidos por la norma de la empresa.
E S E SR
Adicionalmente, también se logra que el resto de las barras del sistema eléctrico del Estado Falcón, mejoren de gran manera su perfil de tensiones en comparación
HO C E ER
con el caso incorporación del parque eólico.
D
Por otro lado, se tiene una cargabilidad de los transformadores máxima del 63.48 %, de acuerdo con lo visto en la Tabla 4.10. Por lo tanto, los transformadores en este caso de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón, se encuentran con cierta amplitud para suplir con holgura la carga asociada.
Para finalizar este caso de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón es viable, pero el costo es más elevado respecto a colocar compensación reactiva, ya que se debe instalar: torres, aisladores, líneas, entre otros. Por lo tanto es una solución que se debe pensar para largo plazo. Pero es necesario resaltar, como se puede apreciar al comparar los 2 casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón, que se obtuvo mejor perfil de tensiones en el caso de las líneas que al agregar compensación reactiva, esto se debe a que la compensación reactiva no es tan efectiva en comparación al agregar líneas de transmisión. Sin embargo se debe aclarar que la compensación reactiva como se dijo anteriormente es una solución más económica y más rápida, ya que se deben instalar menos elementos para ponerlo en funcionamiento. Debido a esto la
134
empresa CORPOELEC apoya la idea de realizar este caso de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón, pero viéndolo como una solución a largo plazo.
4.6. Estudios de Cortocircuito.
El estudio de cortocircuito es necesario para determinar (primordialmente)
OS D A RV
los niveles de las corrientes de cortocircuito asociados a cada una de las barras
E S E SR
pertenecientes al sistema eléctrico, con el propósito de verificar si los dispositivos de protección son los adecuados para resguardar los elementos conectados al
HO C E ER alojados en el, son adecuados, y en aquellos casos en dispositivos de Dprotección sistema. El fin principal de un estudio de cortocircuito es determinar si los
que se vislumbre que su capacidad está por debajo de esos niveles, proponer otros dispositivos acordes al referido nivel de cortocircuito. Para este estudio se implementó la herramienta Power Factory 14.0.520 ya descrita anteriormente.
4.6.1. Premisas para el estudio de cortocircuito.
• El estudio contemplara los dos escenarios de operación (caso horizonte 2017 y caso incorporación del parque eólico). De modo que se pueda evaluar en cual se obtiene el mayor aporte del sistema. • Todos
los
transformadores
fueron
modelados
con
su
impedancia
correspondiente y la misma posición del tap empleado durante la operación. • Las reactancias transitorias de los generadores fueron modeladas de acuerdo a la base de datos existente en la empresa. • En el estudio se obtendrán los niveles de cortocircuito para el tiempo de evolución de la falla de ½ ciclo, debido a que para este tiempo es cuando se encuentran los mayores niveles de cortocircuito, esto implica realizar el
135
cálculo para la peor condición del sistema, lo cual es de interés para la empresa, ya que buscan mantener la continuidad del servicio eléctrico ante cualquier eventualidad. • El estudio abarcara los tipos de falla (trifásica y línea a tierra). Debido a que se tienen generadores y transformadores en estrella con su neutro firmemente puesto a tierra.
OS D A RV
4.6.2. Resultados.
E S E SR
Los resultados obtenidos referentes a las simulaciones de los casos de
HO C E ERel tiempo de evolución de la falla de ½ ciclo y con los tipo de de cortocircuito Dpara estudio se pueden observar en la Tabla 4.11, que ilustra los niveles de corriente
falla (trifásica y línea a tierra) del sistema eléctrico del Estado Falcón.
136 Tabla 4.11. Niveles de cortocircuito de ambos escenarios de operación
Barra
Caso Horizonte 2017
Caso Incorporación del Parque Eólico
Corriente de Cortocircuito (kA)
Corriente de Cortocircuito (kA)
Falla 3Ø
Falla L-G
Falla 3Ø
Falla L-G
Planta Centro 230
27.05
30.71
27.06
30.71
El Isiro 230
12.65
15.48
12.68
15.52
El Isiro 115
16.90
18.69
16.94
18.72
Punto Fijo II 115
30.10
25.71
30.55
25.93
Punto Fijo I A 115
33.00
30.99
Punto Fijo I B 115
33.00
Manaure
HO C E ER32.43
E S E R S 20.71
22.71
OS D A RV33.50
30.99
33.50
31.29 31.29
22.93
20.83
36.61
32.86
36.97
32.43
36.61
32.86
36.97
Amuay A 115
47.44
57.92
48.65
59.14
Amuay B 115
47.44
57.92
48.65
59.14
Cardon A 115
24.83
25.83
25.08
26.01
Cardon B 115
24.83
25.83
25.08
26.01
Josefa Camejo A
57.97
74.07
59.84
76.16
D
Genevapca A 115
Genevapca B 115
137 Tabla 4.11. Niveles de cortocircuito de ambos escenarios de operación (continuación)
Barra
Caso Horizonte 2017
Caso Incorporación del Parque Eólico
Corriente de Cortocircuito (kA)
Corriente de Cortocircuito (kA)
Falla 3Ø
Falla L-G
Falla 3Ø
Falla L-G
Josefa Camejo B
57.97
74.07
59.84
76.16
CPP 115
47.70
47.15
48.95
47.98
Punto Fijo IV 115
32.77
28.78
33.31
29.06
Pta Coro 115
15.69
19.18
15.71
19.21
Coro I 115
10.18
9.03
Coro II 115
10.34
Holcim Pto Cumarebo115 Urumaco 115
D
HO C E ER5.23
E S E SR
2.64
OS D A RV10.35
9.24
10.20
9.03 9.25
1.69
2.64
1.69
4.49
5.23
4.49
Dabajuro 115
5.16
4.15
5.16
4.15
Mene Mauroa 115
51.44
51.23
51.44
51.23
Judibana 115
52.45
61.34
54.38
63.45
PUEBLO NUEVO
22.18
23.61
22.52
23.92
Los Taques 115
11.12
7.39
20.48
16.56
Parque Eólico Los Taques 115
N/A
N/A
13.33
12.02
Parque Eólico Los Taques 34.5
N/A
N/A
24.98
33.46
4.6.3. Análisis de resultados.
De lo observado en los resultados obtenidos en las simulaciones se puede determinar lo siguiente para cada escenario de operación:
138
• Caso Horizonte 2017
Tal como se ilustra en la Tabla 4.11, se obtiene que las barras donde se encuentran los mayores valores de corriente de cortocircuito son: Josefa Camejo A y Josefa Camejo B, con 57.97 kA para una falla trifásica y 74.07 kA para una falla de línea a tierra.
Por lo tanto con esto se puede verificar lo visto teóricamente, ya que a
OS D A V a tierra la que diera los de cortocircuito, se dio en este caso que fuese la falla Rlínea E S Ese debe a que en dichas barras se R mayores niveles de cortocircuito S y esto HO de potencia en estrella y generadores de C encuentran conectadosE transformadores DER pesar de que generalmente la falla trifásica es la que otorga los mayores niveles
gran capacidad, con sus neutros conectados firmemente a tierra.
• Caso incorporación del parque eólico
Se tiene que al igual que en el caso horizonte 2017, las barras donde se ubican los mayores niveles de corriente de cortocircuito son: Josefa Camejo A y Josefa Camejo B, con 59.84 kA para una falla trifásica y 76.16 kA para una falla línea a tierra, tal como se puede vislumbrar en la Tabla 4.11.
En otro orden de ideas, es necesario resaltar que con los resultados obtenidos bajo este escenario de operación, también se pudo observar que al incorporar el parque de generación eólica, aumento el nivel de corriente de cortocircuito en la mayoría de las barras del sistema eléctrico del Estado Falcón. De manera que, con esto se pudo comprobar al mismo tiempo lo visto teóricamente, que las principales fuentes que contribuyen a aumentar las corrientes de cortocircuito son:
139
• Empresa de transmisión eléctrica que suministra la energía. • Generadores sincrónicos. • Motores sincrónicos. • Motores de inducción.
4.7. Verificación de las capacidades nominales de los interruptores actualmente instalados.
OS D A RV
E S E Ahora bien, en este apartado SseRverifican si los interruptores actualmente O H C del Estado Falcón, soportan los nuevos niveles instalados en el sistema Eeléctrico R E D de corriente de cortocircuito, obtenidos al incorporar el parque eólico de Los Taques. Para ello se toma de los resultados del estudio de cortocircuito, la corriente de cortocircuito máxima obtenida en cada barra del sistema y se compara con la capacidad nominal de interrupción en kA de los interruptores instalados en dichas barras y si se consigue que estos últimos datos son mayores a los de las corrientes antes mencionadas, se tendrá que los interruptores se encuentran bien dimensionados para trabajar en condiciones de cortocircuito. En la tabla 4.12 se puede apreciar los valores necesarios para realizar la verificación antes mencionada.
Leyenda de la Tabla 4.12:
9 : El interruptor se encuentra dimensionado para soportar el nivel de corriente de cortocircuito.
140 Tabla 4.12. Verificación de capacidades nominales de interruptores instalados
Barras
Corriente de cortocircuito máxima (kA)
Capacidad nominal de interrupción del interruptor instalado (kA)
Planta Centro 230
30.71
40
9
El Isiro 230
15.52
25
9
El Isiro 115
18.72
25
9
Punto Fijo II 115
30.55
Punto Fijo I A 115
33.50
Punto Fijo I B 115
OS H C E 22.93 33.50
Observación
OS D A 40 V R E S E 40
R
9 9
40
9
25
9
ER D Genevapca A 115
36.97
40
9
Genevapca B 115
36.97
40
9
Amuay A 115
59.14
65
9
Amuay B 115
59.14
65
9
Cardon A 115
26.01
40
9
Cardon B 115
26.01
40
9
Josefa Camejo A
76.16
100
9
Manaure
141 Tabla 4.12. Verificación de capacidades nominales de interruptores instalados (continuación)
Barras
Corriente de cortocircuito máxima (kA)
Capacidad nominal de interrupción del interruptor instalado (kA)
Josefa Camejo B
76.16
100
9
CPP 115
48.95
65
9
Punto Fijo IV 115
33.31
40
9
Pta Coro 115
19.21
25
Coro I 115
10.20
Observación
OS D A RV
E25 S E SR
9
25
9
2.64
25
9
Urumaco 115
5.23
25
9
Dabajuro 115
5.16
25
9
Mene Mauroa 115
51.44
65
9
Judibana 115
63.45
65
9
PUEBLO NUEVO
23.92
25
9
Los Taques 115
20.48
25
9
Parque Eólico Los Taques 115
13.33
25
9
Parque Eólico Los Taques 34.5
33.46
40
9
Coro II 115
O H 10.35 C E ER
D
Holcim Pto Cumarebo115
9
142
De lo observado en la tabla 4.12, se puede concluir que los interruptores instalados en las diferentes barras del sistema eléctrico del Estado Falcón al nivel de 115 kV, son capaces de interrumpir cualquier falla presentada en dichas barras, bajo las condiciones descritas para el año 2017, debido a que la capacidad nominal de interrupción de los interruptores es mayor a los niveles de corriente de cortocircuito máximos obtenidos en cada barra.
D
HO C E ER
E S E SR
OS D A RV
143
CONCLUSIONES
Al finalizar el estudio de la influencia de la red de aerogeneradores del parque eólico Los Taques en el sistema eléctrico del Estado Falcón, fue posible abarcar la totalidad de los objetivos, los cuales traen consigo las siguientes conclusiones:
• La información suministrada por la empresa, relacionada con las
OS D A de Los Taques, fue incompleta, lo cual dificulto RVel modelado de la red para E S E R las simulaciones; estas S características técnicas corresponden a O H aerogeneradoresEyCtransformadores. Se tuvo que recurrir a ubicar los R E D fabricantes seleccionados para su instalación y pedirles la información características técnicas de los elementos que componen el parque eólico
requerida. • Mediante el estudio de flujo de carga, para el caso horizonte 2017, caso incorporación del parque eólico y los casos de contingencia, se determino que tienen dos barras que se encuentran por debajo del límite de tensión mínimo establecido por el estándar IEEE 141-1993, que hace referencia que la máxima fluctuación de la tensión debe ser del ±5%. • En otro orden de ideas, se consiguió mejorar la condición operativa del sistema eléctrico del Estado Falcón con los casos de mejoramiento, en uno de los cuales se incorporo compensación reactiva y en el otro caso se agregaron líneas de transmisión adicionales, en puntos específicos del sistema, donde dicho mejoramiento quedo evidenciado con los resultados positivos de los perfiles de tensiones del sistema, obtenidos para dichos casos. • De igual manera, más específicamente mediante el estudio de flujo de carga para los casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón, se determino que las barras Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco 115 encontradas fuera del límite de tensión mínimo permitido por el
144
estándar IEEE 141-1993, se consiguen establecer dentro del rango de tensión permitido por dicha norma. • Los estudios realizados reflejan que los transformadores cuentan con suficiente capacidad para manejar la carga asociada bajo las condiciones descritas para el 2017, ya que los análisis de cargabilidad muestran que la peor condición se encuentran en los transformadores elevadores de 34.5/115 kV del parque eólico de Los Taques con un 63.54%, concluyéndose están bien dimensionados. • Por su parte, se tiene de los estudios de cortocircuito que el máximo nivel
OS D A RV
de cortocircuito presente en el sistema fue de 76.16 kA en las barras de
E S E SR
Josefa Camejo A y Josefa Camejo B, para una falla de línea a tierra en ½
HO C E no superaE capacidad nominal de interrupción del interruptor actualmente D la R ciclo, para el caso incorporación del parque eólico, el cual es un valor que
instalado en dicha barra, que posee una capacidad de interrupción de 100 kA.
• Al realizar la verificación de las capacidades nominales de los interruptores actualmente instalados, se concluye que las mismas unidades instaladas en las diferentes barras del sistema eléctrico del Estado Falcón al nivel de 115 kV, son capaces de interrumpir cualquier falla presentada en dichas barras, bajo las condiciones descritas para el año 2017. Debido a que las capacidades nominales de interrupción de dichos elementos es mayor a la corriente de cortocircuito máxima obtenida en la correspondiente barra. Por lo tanto, se tiene que están correctamente dimensionados para la operación en condiciones de cortocircuito. • Para finalizar, al obtener los resultados de los estudios realizados, se concluye que al instalar el parque eólico de Los Taques en el sistema eléctrico del Estado Falcón, empeoran los perfiles de tensión del sistema, producto de la tecnología utilizada por el mencionado parque eólico, ya que no produce la suficiente cantidad de potencia reactiva que necesita el sistema y además de la potencia reactiva generada por el parque eólico,
145
gran parte se pierde en los propios transformadores elevadores del parque eólico. Por otro lado, al incorporar dicho parque eólico aumentan los niveles de cortocircuito del sistema eléctrico estudiado, debido a que al instalar mas maquinas sincrónicas a un sistema teóricamente aumentan los valores de la corriente de cortocircuito.
D
HO C E ER
E S E SR
OS D A RV
146
RECOMENDACIONES
De las conclusiones de este trabajo de investigación, se han realizado una serie de sugerencias a fin de que se tomen en cuenta, cuando se realice la implementación del parque eólico de Los Taques en el sistema eléctrico del Estado Falcón o para futuras investigaciones en esta misma área de conocimiento:
OS D A V aerogeneradores u otros información referente a los valores técnicos de Rlos E S E de aumento de generación para R equipos a utilizar en otrosS proyectos HO C Venezuela. E R E D Tomar en consideración los resultados y sugerencias dadas en el estudio
• Crear y actualizar periódicamente una base de datos que contemple
•
de flujo de carga para los casos de contingencia, ya que si se presenta una falla en la línea Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV, la línea restante no podrá soportar la carga asociada, del mismo modo sucede con la línea Parque Eólico Los Taques 115 kV – Los Taques 115 kV. • Implementar compensación reactiva en todas las cargas del sistema eléctrico del Estado Falcón que posean un factor de potencia de 0.9 en atraso, ya que con esto se conseguiría mejorar además del factor de potencia de las cargas mencionadas, se lograría mejorar el perfil de tensiones en todas las barras del sistema eléctrico del Estado Falcón al nivel de 115 kV. • Se recomienda el desarrollo de otros trabajos de investigación, en donde se realicen un estudio de estabilidad y un estudio de armónicos, al igual que una revisión de la coordinación de protecciones contra sobrecorriente; con el propósito de obtener información más detallada acerca del impacto que tendrá el parque eólico de Los Taques en el sistema eléctrico del Estado Falcón.
147
• Para finalizar, se sugiere elaborar un estudio que contemple el cambio de los conductores de las líneas de transmisión conectadas a las barras críticas, identificadas en este trabajo de investigación, por otros que soporten una mayor cantidad de corriente (conductores de última tecnología de alta capacidad), de manera de aprovechar las estructuras instaladas y las correspondientes servidumbres de esas líneas. De modo que sea otra opción a tomar en cuenta como acción que se pudiera realizar, para conseguir mejorar la condición operativa del sistema eléctrico del Estado
OS D A RV
Falcón al incorporar el parque eólico de Los Taques.
D
HO C E ER
E S E SR
148
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Antonio, A. (2008). Influencia del aumento de producción de una empresa desmineralizadora de agua sobre los componentes de su sistema eléctrico, para la empresa ariadna c.a. (Trabajo especial de grado para optar al título de ingeniero electricista), Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo, Venezuela. Arias, F. (2006). El Proyecto de Investigación: Introducción a la Metodología Científica (5ª Ed.). Caracas, Venezuela: EPISTEME. Bavaresco, A. (2006). Proceso metodológico en la investigación: (como hacer un
OS D A RV
diseño de investigación) (5ª Ed.). Maracaibo, Venezuela: Editorial de la
E S E Bolívar, D. (2011). Estudio prospectivo S R para el aprovechamiento del recurso O H C estado Trujillo, para la empresa corpoelec s.a., a energético eólico Edel R E través D de su filial c.a. enelven. (Trabajo especial de grado para optar al Universidad del Zulia.
título de ingeniero electricista), Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo, Venezuela. Creus, A. (2008). Aerogeneradores. Barcelona, España: CEYSA. CANO PINA, S.L. EDICIONES Grainger, J. (1996). Análisis de sistemas de potencia (4ª Ed.). Mexico: McGraw Hill/Interamericana de Mexico, S.A de C.V. Hernández, Fernández y Baptista. (2006). Metodología de la investigación (4ª Ed.). México: McGraw Hill/Interamericana Editores. IEEE std 141 (1993). IEEE recommended practice for electric power distribution for industrial plants. Nueva York, EEUU. http://www.sueng.co.kr/pds/technical/IEEE%20Std%201411993%204%EC%9E%A5%20%EA%B3%A0%EC%9E%A5%EC%A0%84% EB%A5%98%EA%B3%84%EC%82%B0%5BRED%20BOOK%5D.pdf Loaiza, A. (2010). Propuesta para el mejoramiento del sistema eléctrico del área de producción de la empresa propilven. (Trabajo especial de grado para optar al título de ingeniero electricista), Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo, Venezuela. Tamayo, M. (2006). El Proceso de la Investigación Científica (4ª Ed.). México: Limusa.
149
E S E SR
HO C E ER
D
OS D A RV
Anexos
150 Anexo I. Datos Técnicos de Transformadores de Potencia Ubicación
S/E El Isiro
El Isiro 230/115
Grupo de
MVA
R.T (kV)
%Z
%Z0
100
230/115
7,52
7,52
YNyn0
Conexión
AT 1-2-3 (3)
S/E Urumaco
TE_Urumaco Gen Distribuida 1-4
32
115/13,8
10,34
12,1
YNd11
S/E Dabajuro
TE_Dabajuro Gen Distribuida 1-4
32
115/13,8
10,34
12,1
YNd11
E S E S R115/13,8 TR Elevador IPP g2 O 120 H C E R E TR Elevador IPP g3 120 115/13,8 D TR Elevador IPP g 1
Planta Genevapca
OS D A RV12 10,3
120
115/13,8
Ynd0
12
10,3
Ynd0
12
10,3
Ynd0
PJC TFG 1
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 2
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 3
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 4
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 5
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 6
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 7
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 8
205
115/18
12
10,3
YNd0
PJC TFG 9
205
115/18
12
10,3
YNd0
Amuay
TE_P. Amuay TFG 1-3 (3)
30
115/13,8
12,1
10,9
YNd0
Cardón
TE_P. Cardon TFG 1-3 (3)
30
115/13,8
12,1
10,9
YNd0
Planta Josefa Camejo
151 Anexo II. Datos Técnicos de Generadores Planta
Genevapca
Josefa Camejo
Generador
MW
Vn (kV)
F.P
Xd''
X2
X0
sym IPP g1
45
13,8
0,85
0,2
0,178
0,09
sym IPP g2
45
13,8
0,85
0,2
0,178
0,09
sym IPP g3
45
13,8
0,85
0,2
0,178
0,09
PJC_GAS1
120
18
0,85
0,14
0,12
0,115
PJC_GAS2
120
18
0,85
0,14
0,12
0,115
PJC_GAS3
120
18
0,85
0,14
0,12
0,115
PJC_GAS4
120
18
0,85
0,14
PJC_GAS5
120
120 OS 18 H C E 120 18 PJC_GAS7 R E DPJC_GAS8 120 18 PJC_GAS6
Amuay
Cardón
S/E Dabajuro S/E Urumaco
S O0,12 D A RV0,14 0,12 18 0,85 E S RE
0,115 0,115
0,85
0,14
0,12
0,115
0,85
0,14
0,12
0,115
0,85
0,14
0,12
0,115
PJC_GAS9
120
18
0,85
0,14
0,12
0,115
Amuay 1
16
13,8
0,86
0,15
0,15
0,07
Amuay 2
16
13,8
0,86
0,15
0,15
0,07
Amuay 3
16
13,8
0,86
0,15
0,15
0,07
Cardon 1
17
13,8
0,86
0,15
0,15
0,07
Cardon 2
17
13,8
0,86
0,15
0,15
0,07
Cardon 3
17
13,8
0,86
0,15
0,15
0,07
3
13,8
0,8
0,2
0,2
0,1
3
13,8
0,8
0,2
0,2
0,1
3
13,8
0,8
0,2
0,2
0,1
Dabajuro Gen Distr G1-4 Dabajuro Gen Distr G1-4 Urumaco Gen Distribuida G1-4
152 Anexo III. Datos Técnicos de Líneas de transmisión Línea
El Isiro Punto Fijo II P.Fijo II P.Josefa Camejo Genevapca P. Fijo I L1 Genevapca P. Fijo I L2 Manaure P.Fijo I Genevapca Manaure Cardón Genevapca L1 (2) Cardón Josefa Camejo L1 (2) Genevapca Amuay B L1 (2) Josefa Camejo B Amuay A L1 (3) Punto Fijo II Punto Fijo I L1 (2) Punto Fijo I P. Fijo IV L1 (2) Punto Fijo IV Josefa Camejo A L1 (2) Punto Fijo II Judibana Judibana Los Taques Judibana – Pueblo Nuevo L1 (2) Josefa Camejo A Judibana L1 (3) P. Coro - Isiro P.Coro - Coro I L1-2 Coro I-Coro II
Parámetros Técnicos de Líneas Xo (Ohm/ Km) 1.1023
Co (uF/Km)
Vn (kV)
Composici ón del conductor
Calibre del Conductor
0.00887766
Ro (Ohm/ Km) 0.3162
0.00514123
115
ACAR
500 MCM
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
0.0569
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
10
0.0569
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
6
0.1211
0.4959
0.00887766
0.3162
1.1023
0.00514123
115
ACAR
500 MCM
4
0.1211
0.4959
0.00887766
0.3162
1.1023
0.00514123
115
ACAR
500 MCM
7.5
0.0569
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
20
0.086
0.48
0.00989413
0
0
21
0.086
0.48
0.00989413
Long itud (Km)
R (Ohm/ Km)
X (Ohm/ Km)
C (uF/Km)
83
0.1211
0.4959
10
0.0569
10
E S E SR
OS D A RV
0
0
0
115
927 MCM
0
115
927 MCM
927 MCM
HO C E ER
0.00989413
0
0
0
115
0.1218
0.4925
0.00928669
0.5371
1.6621
0.00571234
115
ACAR
500 MCM
6
0.0569
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
6
0.0569
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
10
0.1211
0.4959
0.00887766
0.3162
1.1023
0.00514123
115
ACAR
500 MCM
10
0.1714
0.4928
0.00907422
0.363
1.5339
0.00539164
115
ACAR
350 MCM
7.5
0.12
0.496
0.00989413
0
0
0
115
ACAR
500 MCM
1
0.0569
0.5248
0.00893655
0.447
1.459
0.00600279
115
ACAR
1100 MCM
20 14
0.1714 0.1714
0.4928 0.4928
0.00907422 0.00907422
0.363 0.363
1.5339 1.5339
0.00539164 0.00539164
115 115
ACAR ACAR
350 MCM 350 MCM
10
0.1714
0.4928
0.00907422
0.363
1.5339
0.00539164
115
ACAR
350 MCM
2.1
6
D
0.086
0.48
153 Anexo III. Datos Técnicos de Líneas de transmisión (Continuación) Línea
P.Coro Coro II El Isiro C. Caribe El Isiro Urumac o L1 (2) Urumac oDabajur oL1 Dabajur o - Mene Mauroa L1
Vn (KV )
Composición del conductor
Calibre del Conduct or
0.4928
Parámetros Técnicos de Líneas C Xo Co Ro (uF/Km) (Ohm/ (Ohm/ (uF/Km) Km) Km) 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164
115
ACAR
0.1714
0.4928
0.00907422
0.363
1.5339
0.00539164
115
ACAR
350 MCM 350 MCM
65
0.1714
0.4928
0.00907422
0.363
1.5339
0.00539164
115
ACAR
350 MCM
53
0.0945
0.402
0.01082254
0.3511
1.7002
0
115
ACAR
750 MCM
52
0.0945
0.402
0.01082254
0.3511
1.7002
0
115
ACAR
750 MCM
Longitud (Km)
R (Ohm/ Km)
X (Ohm/ Km)
13
0.1714
45
D
HO C E ER
E S E SR
OS D A RV
154 Anexo IV. Datos Técnicos de las Cargas del Sistema de Transmisión Carga Potencia Activa (MW) Factor de Potencia Load Manaure Load Amuay Load Cardón CPP Load P. Fijo II 115 Load P.Fijo IV 115 Load Judibana 115
O H C E Load Coro-I R DE
Load CoroII_115
Load Holcim Pto. Cumarebo 115 Load Urumaco L.occ Dabajuro L.occ Menemauroa
0.9500000
201
0.8999999
146
0.9000002
277
0.9000000
40.7
0.9000000
123.7
0.8999999
16.6
S 0.9000000 O D A RV 0.9000000
11.11
0.9000000
65.4
0.9000000
124.7
0.9000001
32.7
0.8999999
28.8
0.8999999
19.845
0.9500000
14.88375
0.9500000
68.5
E S E SR
Load Los Taques 115 PNU
38
155 Anexo V. Escritorio de trabajo del DigSILENT Power Factory
D
HO C E ER
E S E SR
OS D A RV
156 Anexo VI. Diagrama Unifilar de la red de transmisión del Estado Falcón en el DigSILENT Power Factory
D
HO C E ER
E S E SR
OS D A RV
