Sistema de Componsacion Reactiva

8/19/2019 Sistema de Componsacion Reactiva

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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDecanato de Estudios de PostgradoEspecialización en Sistemas de Potencia

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

PROPUESTA DE COMPENSACION REACTIVA EN LA RED

CENTRO OCCIDENTAL BASADA EN INDICES DE SENSIBILIDAD

ESTATICOS.

por

Walter D’artanay Carvajal

Noviembre, 2007


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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDecanato de Estudios de Postgrado

Especialización en Sistemas de Potencia

PROPUESTA DE COMPENSACION REACTIVA EN LA RED

CENTRO OCCIDENTAL BASADA EN INDICES DE SENSIBILIDAD

ESTATICOS.

Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simón Bolívar

por

Walter D’artanay Carvajal

Como requisito parcial para optar al grado de

Especialista en Sistemas de Potencia

Realizado con la tutoría del Profesor

José H. Vivas Navas

Noviembre, 2007


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iv

RESUMEN

El crecimiento de la demanda en el Sistema Eléctrico Venezolano en el lapso comprendidentre el 2001 y 2006 fue 28 %, pasando de 12463 MW a 15945 MW; dicho aumento se h producido sin nuevas ampliaciones importantes en el Centro y Occidente del país, ni desde punto de vista de generación ni de transmisión. Como consecuencia hay áreas que present bajas tensiones cerca de la hora de máxima carga, lo cual obliga con frecuencia a efecturacionamientos, particularmente en la región Occidental. En este trabajo se propone limplementación de compensación reactiva en la red Centro – Occidental para ayudar

solventar la situación, basada en evaluaciones de régimen permanente y dinámicas. Sutilizará como herramienta el PSS/E (Power System Simulator), que es el programa para lestudios del sistema de potencia en C.V.G EDELCA, en el cual se implementará unmetodología para localizar en forma automática la parte del sistema donde se requiere ubicla compensación, basado en índices estáticos de estabilidad de voltaje. Esta técnica sdiferencia de la mayoría encontrada en la bibliografía, por no requerir la información direcde la matriz Jacobiana. En el análisis dinámico se simularán fallas en la red Centro Occidenten los circuitos a 765 kV de EDELCA, rechazos de carga, y se determinará la máximtransferencia de potencia desde EDELCA, con el objetivo de evaluar los beneficios de nueva compensación en la operación del Sistema Eléctrico Nacional. En dichas evaluacionse considerará que la compensación es representada por un dispositivo FACTS, tal como u

Compensador Estático (SVS) o un STATCOM. Los resultados del estudio indican que srequiere colocar una compensación reactiva dinámica de tipo paralelo y 300 MVAR dcapacidad, a ser ubicada en alguna de las siguientes subestaciones: Buena Vista, Barinas o Vigía de 230 kV.

Palabras Claves: Índices Estáticos, Estabilidad de Tensión, STATCOM, SVS, PSS/E


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INDICE GENERAL

Título ii

Aprobación del jurado iiiResumen ivÍndice general vLista de figuras viiiLista de tablas xAbreviaciones. xi

CAPÍTULO I

INTRODUCCION

I.1. Introducción. 1I.2. Planteamiento especifico del problema. 2I.3. Objetivos específicos. 5I.4. Delimitaciones del estudio. 5

CAPÍTULO II

INDICES DE SENSIBILIDAD ESTATICOSII.1. Metodología para ubicar compensación en la red.

II.1.1. Método LFI. 6 II.1.2. Método EVPA. 9

CAPÍTULO III

COMPENSACION REACTIVA EN LOS SISTEMAS DE POTENCIA

III.1. Necesidad de controlar la potencia reactiva. 15 III.1.1. Equipos que producen y absorben potencia reactiva. 16 III.1.2. Alternativas para el control del voltaje. 17III.2. Dispositivos FACTS. 17 III.2.1. Dimensiones de los dispositivos FACTS. 19 III.2.2. Ubicación de los dispositivos FACTS. 20


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vi

III.2.3. Compensador Estático (SVS). 20 III.2.4. STATCOM 23 CAPÍTULO IV

METODOLOGIA DEL ESTUDIO IV.1. Índices de Sensibilidad Estáticos. 28 IV.1.1. Selección de la ubicación para la nueva compensación reactiva. 30 IV.1.1.1. Caminos críticos iguales. 31 IV.1.1.2. Caminos críticos diferentes. 31 IV.1.2. Monto de la compensación requerida. 32IV.2. Evaluaciones Dinámicas. 33

IV.2.1. Limites de transmisión. 33 IV.2.1.1. Criterios para el cálculo de límites de transmisión. 34 IV.2.1.2. Definición de los límites de transmisión a considerar en el estudio. 34 IV.2.2. Contingencias locales. 37IV.3. Modelo del STATCOM a utilizar en las simulaciones dinámicas. 37 IV.3.1. Efecto de variar la ganancia K. 39 IV.3.2. Efecto de variar el Droop. 41 IV.3.3. Efecto de variar las constantes de tiempo. 42

CAPÍTULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS

V.1. Evaluaciones con los índices de sensibilidad estáticos 43 V.1.1. Selección de la ubicación para la nueva compensación reactiva. 48 V.1.2. Monto de la compensación requerida. 49V.2. Evaluaciones Dinámicas. 54

V.2.1. Limites de transmisión sin compensación reactiva nueva. 55 V.2.2. Limites de transmisión con un nuevo Compensador Estático (SVS). 56 V.2.3. Características del STATCOM a utilizar en las simulaciones dinámicas. 63 V.2.4. Limites de transmisión con el STATCOM. 67 V.2.5. Evaluación dinámica de contingencias locales. 71


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vii

V.2.5.1. Falla en S/E Yaracuy 230 kV y disparo de las 2 líneas Yaracuy – Acarigua. 72 V.2.5.2. Falla en S/E Yaracuy 230 kV y disparo de las 2 líneas Yaracuy – Morochas. 74 V.2.5.3. Falla y disparo del autotransformador 765/230 kV de la S/E Yaracuy. 76 V.2.6. Efectos de instalar 2 equipos de compensación dinámica. 78

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 80

BIBLIOGRAFIA 84


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INDICE DE FIGURAS

I.1. Condiciones reales de operación de la red Centro Occidental el 10/10/06. 4I.2. Perfil de tensión real en algunas subestaciones el 10/10/06 a las 19:43 horas. II.1. Línea I – J con los índices del método LFI. 7II.2. Línea I – J mostrando la convención del flujo de potencia. 7II.3. Circuito de dos barras. 10II.4. Caminos de potencia activa en sistema WSCC de 9 barras. 12II.5. Caminos de potencia reactiva en sistema WSCC de 9 barras. 13III.1 Potencia de transmisión y factores que lo afectan. 19III.2. Componentes de un SVS típico. 21

III.3. Característica V-I del SVS. 22III.4. Modelo dinámico de SVS de EDELCA. 23III.5. Diagrama general de la estructura básica de un STATCOM. 24III.6. Característica V-I del STATCOM. 25III.7. Modelo dinámico del STATCOM. 26IV.1. Conformación general del estudio. 27IV. 2. Archivos de datos y nombre de los programas de índices estáticos. 29IV.3. Red actual de transmisión del Sistema Interconectado Nacional. 30IV. 4. Diagrama de flujo general para determinar la ubicación de la compensación. 3IV. 5. Flujos de potencia que conforman la Exportación EDELCA. 35IV. 6. Flujos de potencia que conforman la Importación Centro. 36IV. 7. Flujos de potencia que conforman la Importación Centro Occidente. 37IV.8. Diagrama de bloques del modelo de STATCOM del PSS/E-28. 38IV.9. Comportamiento del voltaje al variar la ganancia K. 39IV.10. Comportamiento de Q en el STATCOM al variar la ganancia K. 40

IV.11. Comportamiento del voltaje al variar la ganancia K con escalón negativo. 40IV.12 Comportamiento del voltaje al variar el droop. 41IV.13 Comportamiento del voltaje al variar las constantes de tiempo. 42V.1 Tensiones en red Centro –Occidental de 230 kV, sin compensación, año 2008. 50V.2. Tensiones en red Centro – Occidental de 230 kV, con compensación en S/E B Vista. 5


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ix

V.3. Tensiones en red Centro – Occidental de 230 kV, con compensación en S/E Barinas. 5V.4. Tensiones en red Centro – Occidental de 230 kV, con compensación en S/E Vigía. 5V.5. Voltaje en red Centro Occidental ante la salida de 1 línea Malena-S. Gerónimo 765. 5V.6. Voltaje en S/E El Vigía 230 kV con distintos montos de Exportación EDELCA. 56V.7. Voltaje en las distintas subestaciones con el SVS ubicado en la S/E B. Vista 230 kV. 58V.8. Voltaje en las distintas subestaciones con el SVS ubicado en la S/E Yaracuy 230 kV. 58V.9. Voltaje en las distintas subestaciones con el SVS ubicado en la S/E El Vigía 230 kV. 60V.10. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS ubicado en la S/E Morochas 230 kV. 6V.11. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS ubicado en la S/E Barinas 230 kV. 62V.12. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS ubicado en la S/E Acarigua 230 kV. 6V.13. Voltaje en la S/E Acarigua 230 kV con el SVS en distintas subestaciones. 63

V.14. Diagrama de bloques del modelo de STATCOM del PSS/E-28. 64V.15. Reporte de los datos del STATCOM en el flujo de carga (PSS/E 28). 64V.16. Reporte de los datos del STATCOM en el modelo dinámico (PSS/E 28). 65V.17. Corriente y potencia reactiva en STATCOM modelado. 65V.18. Comportamiento de variables en el STATCOM y el sistema. 66V.19. Corriente y potencia reactiva en el STATCOM ante un rechazo de carga. 66V.20. Voltaje en S/E B. Vista 230 kV con distintos equipos de compensación. 68V.21. Voltaje en S/E El Vigía con equipos de compensación en S/E Las Morochas. 69V.22. Voltaje en S/E Yaracuy 230 kV con STATCOM en S/E El Vigía 230 kV. 71V.23. Diagrama unifilar con parte de la red Centro Occidental a 230 kV del año 2008. 7V.24. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS en la S/E B. Vista 230 kV. 74V.25. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS en la S/E Las Morochas 230 kV. 74V.26. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS en la S/E B. Vista 230 kV. 76V.27. Voltaje en distintas subestaciones con el SVS en la S/E B. Vista 230 kV. 77V.28. Voltaje en la S/E Acarigua 230 kV con 1 y 2 STATCOM en servicio. 79

V.29. Voltaje en la S/E El Vigía con 1 y 2 STATCOM en servicio- falla local. 79


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x

INDICE DE TABLAS

V.1. Resultado de índices LFI. 43V.2. Resultado de índices TPSI. 46V.3. Resultados del índice LFI con y sin compensación. 49V.4. Resultados del índice TPSI con y sin compensación. 49V.5. Variación en el voltaje al colocar compensación en la S/E B. Vista 230 kV. 52V.6. Variación en el voltaje al colocar compensación en la S/E Barinas 230 kV. 53V.7. Variación en el voltaje al colocar compensación en la S/E El Vigía 230 kV. 54V.8. Comportamiento del voltaje con 8100 MW de Exportación EDELCA (SVS). 5V.9. Comportamiento del voltaje con 5150 MW de Importación Centro (SVS). 59

V.10. Comportamiento del voltaje con 2750 MW de Importación Centro Occidente (SVS) 6V.11. Comportamiento del voltaje con 8100 MW de Exportación EDELCA (STATCOM) 68V.12. Comportamiento del voltaje con 8150 MW de Exportación EDELCA (STATCOM) 7V.13. Comportamiento del voltaje en las distintas subestaciones con el SVS. 73V.14. Voltaje en las distintas subestaciones con disparo de 2 líneas a 230 kV. 75V.15. Voltaje en distintas subestaciones con disparo del autotransformador 765/230 kV. 7


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xi

ABREVIACIONES

LFI Line Flow IndexLFISP Line Flow Index of Sending end Real PowerLFISQ Line Flow Index of Sending end Reactive PowerLFIRP Line Flow Index of Receiving end Real PowerLFIRQ Line Flow Index of Receiving end Reactive PowerEVPA Extended Voltaje Phasors ApproachTPSI Transmission Path Stability IndexAPTP Active Power Transmission PathRPTP Reactive Power Transmission Path

EPRI Electric Power Research InstituteFACTS Flexible AC Transmission SystemsSTATCOM Static Synchronous CompensatorSVS Static Var SystemTCR Thyristor Controlled ReactorTSC Thyristor Switched CapacitorAC Alternating CurrentGTO Gate Turn Off ThyristorIGBT Isolate Gate Bipolar TransistorPSS Power System SimulatorSIL Surge Impedance Load


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1

CAPÍTULO IINTRODUCCION

I.1. PLANTEAMIENTO GENERAL DEL PROBLEMA.

El continuo incremento de la demanda en los sistemas eléctricos junto con las restricciones

para ampliar las redes de transmisión, ha conllevado a tener que transmitir grandes bloques de potencia a mayores distancias, operando los circuitos cerca de su máxima capacidad y con

voltajes deprimidos, lo cual hace a los sistemas más vulnerables, poniendo en riesgo su

seguridad. Por lo tanto, es muy importante la identificación de las áreas con mayor posibilidad

de colapsar desde el punto de vista de tensiones con el fin de tomar acciones preventivas.

Cuando en el sistema de potencia se produce una fuerte demanda de potencia reactiva debido a

contingencias, esta se satisface con la reserva asociada a los generadores y compensadores

estáticos, estabilizándose los voltajes en un nuevo punto de operación. En caso de no

disponerse de reserva hay la posibilidad de que se origine una pérdida de carga en parte del

sistema.

La estabilidad de voltaje se define como la habilidad del sistema de potencia de mantener una

tensión de operación aceptable en todas las barras, en condiciones normales o después de

ocurrir una contingencia. Al presentarse un problema de inestabilidad de voltaje, se producen

eventos cuya consecuencia es un perfil de tensiones con valores bajos e inaceptables en un

área del sistema, denominándose esta condición como colapso de voltaje. El fenómeno se

presenta en sistemas muy cargados con largas distancias entre los centros de carga y la

generación, siendo muy importantes factores como: la capacidad de potencia reactiva de los


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2

generadores, las características de la carga y de los equipos de compensación reactiva, y la

presencia de transformadores con cambiadores de tomas bajo carga. El problema del colapso

de voltaje y la localización de la reserva de potencia reactiva están íntimamente relacionados.

Una alternativa atractiva para atacar el problema ha sido el uso de la tecnología FACTS, la

cual permite mejorar la estabilidad transitoria y de régimen permanente de los sistemas de

potencia utilizando la infraestructura existente, con la ventaja adicional de requerir una

inversión menor con respecto a nuevos generadores o líneas de transmisión.

I.2. PLANTEAMIENTO ESPECÍFICO DEL PROBLEMA.

El rápido crecimiento de la demanda experimentado en los últimos años por el Sistema

Eléctrico Venezolano se ha producido sin que haya habido nuevas ampliaciones de generación

o transmisión. Como consecuencia de esto hay áreas que presentan tensiones por debajo del

limite inferior sobretodo al alcanzar la máxima demanda, lo cual obliga con frecuencia a

efectuar racionamientos, particularmente en la región Occidental. Esta situación se agrava en

caso de coincidir con alguna contingencia que indisponga equipos de generación o

transmisión, ya que se hace necesario incrementar el monto de carga a desconectar.

Para ilustrar la situación indicada, en la figura I.1 se muestran las condiciones reales de

operación de la red Centro – Occidental en la hora punta del día 10/10/06, donde se destaca el

bajo voltaje presente en las Subestaciones El Tablazo 400 kV, Yaracuy 400 kV y Las

Morochas 230 kV, cuyos valores son 0.89 pu, 0.93 pu y 0.90 pu respectivamente. En la figura

I.2 se presenta el perfil de tensiones en algunas subestaciones de la red a 765 kV y 400 kV,

notándose los altos valores de voltaje en la fuente (1.029 pu en Guri 765 kV) y todo lo

contrario en la Subestación El Tablazo 400 kV (0.89 pu), después de haber agotado las

alternativas para el control de tensión en el sistema.


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3

Las consecuencias de operar el sistema con bajas tensiones son:

Racionamientos.

Riesgo de que se produzca un colapso de tensiones.

Posibles daños a los motores por sobrecarga.

Mayores ángulos de transmisión.

Afecta flexibilidad para hacer mantenimientos a los equipos (generadores, líneas,

Compensadores estáticos).

Mala calidad de servicio.

Por otra parte, se debe indicar que los Compensadores estáticos de las Subestaciones San

Gerónimo y La Horqueta 765 kV de EDELCA fueron instalados a mediado de los años 80 y

aunque su disponibilidad en la actualidad es adecuada, ya el fabricante no garantiza el

suministro de ciertos componentes. Actualmente se esta planificando la repotenciación de

estos equipos, lo cual ameritaría sacarlos de servicio por un tiempo prolongado, contribuyendo

esto en el futuro a complicar más la regulación de tensión en el área Centro Occidental del

país, particularmente en el período de máxima demanda.

En el presente estudio se evalúa una posible alternativa para mejorar la situación planteada,

que consiste en colocar compensación reactiva dinámica en la red Centro Occidental. Se

analizará el comportamiento del sistema tanto en régimen permanente como dinámico para

determinar el impacto de la propuesta en las condiciones de operación del Sistema Eléctrico

Nacional.


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4

Figura I.1. Condiciones reales de operación de la red Centro Occidental el 10/10/06

Figura I.2. Perfil de tensiones real en algunas subestaciones el 10/10/06 a las 19:43 horas

VOLTAGE EN ALGUNAS SU BESTACIONES DE LA

RED 765 KV Y 400 KV - 10/10/06 19:43 HORAS

1,03 1,03

0,976

0,9480,938

0,89

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

GURI 765 S.GER 765 ARN 765 YAR 765 YAR 400 TAB 400

Fecha :

338 Hora :

82

0

-20 217 351

308

123 123 177 182

-21 -24 340 23 26

218 356

524-94 -95-21 -25 208

219 -459435 423 479 -98 -238

138 138 218 42 43 56 -1440 -3

216123 375 382 24962

-120 91-68 39

230 540 -391 -70 -154

-84 59

122 -44 440 145 145 144 -395 -1514 105 14 12 8 -150

227 389 397

10-Oct-0619:43:00

REPORTE DE TENSIONES Y FLUJOS EN LA RED ASOCIADA A CADAFE - CENTRO ENELVEN

LA ARENOSA LA HORQUETA

P. CENTRO YARACUY

CUATRICENTENARIO

EL TABLAZO

Mvar

AT2

MW

Mvar MW

MWMvar

MWMvar

MW

Mvar MWMvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

MW

Mvar

MW

Mvar

kV kV

kV kV

kVkV kVkV

kV kV kV

MWMvar L1

L2MWMvar

MW

Mvar

MW

Mvar

MWMvar AT2

HQT23

AT3HQT23

L1

L2

L3

L1 L2 L3

L1L2

MW

MWMvar

MW

Mvar MWMvar

MW

Mvar

MW

Mvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

CUESTECITA

BARQUISIMETO

MWMvar

CABUDARE

LASMOROCHAS

kV

L1 L2

L1 L2

kV

AT3

MW

MW

AT1

AT2

AT1

AT2MW

MW

MWMvar

MWMvar

0.90 pu

0.93 pu

0.89 pu

Fecha :

338 Hora :

82

0

-20 217 351

308

123 123 177 182

-21 -24 340 23 26

218 356

524-94 -95-21 -25 208

219 -459435 423 479 -98 -238

138 138 218 42 43 56 -1440 -3

216123 375 382 24962

-120 91-68 39

230 540 -391 -70 -154

-84 59

122 -44 440 145 145 144 -395 -1514 105 14 12 8 -150

227 389 397

10-Oct-0619:43:00

REPORTE DE TENSIONES Y FLUJOS EN LA RED ASOCIADA A CADAFE - CENTRO ENELVEN

LA ARENOSA LA HORQUETA

P. CENTRO YARACUY

CUATRICENTENARIO

EL TABLAZO

Mvar

AT2

MW

Mvar MW

MWMvar

MWMvar

MW

Mvar MWMvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

MW

Mvar

MW

Mvar

kV kV

kV kV

kVkV kVkV

kV kV kV

MWMvar L1

L2MWMvar

MW

Mvar

MW

Mvar

MWMvar AT2

HQT23

AT3HQT23

L1

L2

L3

L1 L2 L3

L1L2

MW

MWMvar

MW

Mvar MWMvar

MW

Mvar

MW

Mvar

MWMvar

MWMvar

MWMvar

CUESTECITA

BARQUISIMETO

MWMvar

CABUDARE

LASMOROCHAS

kV

L1 L2

L1 L2

kV

AT3

MW

MW

AT1

AT2

AT1

AT2MW

MW

MWMvar

MWMvar

0.90 pu

0.93 pu

0.89 pu


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5

I.3. OBJETIVOS ESPECIFICOS.

Implementar y validar un algoritmo en el PSS/E que permita localizar en forma

automática el lugar del sistema de potencia donde sea necesario colocar

compensación reactiva.

Determinar la ubicación, capacidad y el tipo de compensación reactiva requerida

por la Red Centro Occidental, que permita mejorar el perfil de tensiones en

régimen permanente y la respuesta dinámica del sistema ante perturbaciones.

Evaluar y seleccionar un modelo de STATCOM de la librería del PSS/E, para ser

utilizado en los estudios de estabilidad dinámica que realiza EDELCA.

Evaluar las ventajas y desventajas de utilizar un Compensador Estático (SVS) o un

STATCOM (Static Synchronous Compensator) para compensar la Red Centro

Occidental.

I.4. DELIMITACIONES DEL ESTUDIO.

La metodología a utilizar para la ubicación de compensación reactiva en el

sistema se fundamenta exclusivamente en índices estáticos de estabilidad de

voltaje.

Los escenarios del Sistema Eléctrico Nacional a considerar para validar la

metodología corresponden a los años 2007 y 2008.

Los algoritmos a implementar funcionan específicamente con el PSS/E debido al

lenguaje de programación utilizado.

El estudio es de tipo técnico y no incluye el aspecto económico.


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CAPÍTULO IIINDICES DE SENSIBILIDAD ESTATICOS

II.1 METODOLOGIA PARA UBICAR COMPENSACION EN LA RED.

La mayoría de los métodos estáticos para estudiar la estabilidad de voltaje se basan en un

análisis de la matriz Jacobiana [4, 5, 6, 7, 8, 10], siendo común la utilización del método de

análisis modal para determinar el sitio de la red donde es más conveniente colocar

compensación reactiva. Sin embargo, en la literatura [1, 2, 3] se proponen dos técnicas de

análisis que en lugar de requerir la información del Jacobiano utilizan los resultados del flujo

de carga directamente. A continuación se describen estas metodologías.

II.1.1 Método LFI (Line Flow Index) [1, 3]

Este método permite identificar el circuito que requiere ser compensado basándose en los

resultados del flujo de carga y en los parámetros de la línea. Para esto se calculan 4 valores

numéricos en cada circuito, denominados índices: 2 con la potencia activa y 2 con la potencia

reactiva. En la figura II.1 se muestran los 4 índices: LFISP (Line Flow Index of Sending end

Real Power), LFIRP (Line Flow Index of Receiving end Real Power), LFISQ (Line Flow

Index of Sending end Reactive Power) y LFIRQ (Line Flow Index of Receiving end Reactive

Power).


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7

Figura II.1. Línea I – J con los índices del método LFI

LFISPLFISQ

LFIRPLFIRQ

I J

Para ilustrar el fundamento del método, se procede a deducir la ecuación correspondiente al

índice LFISP, considerando la siguiente convención: si el nodo I es el emisor, el flujo de

potencia activa y reactiva que sale de este será positivo, mientras que en el nodo J que es el

receptor, el flujo de potencia es positivo si llega al mismo (figura II.2).

Figura II.2. Línea I – J mostrando la convención del flujo de potencia.

+Pi+Qi

+Pj+Qj

I J

R X


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8

Partiendo de la definición de pérdidas activas en un circuito se tiene:

2 22

22 2 2

22 2

*

* * * 0 (1)

i i ii j

i i

i i ii j i i j

i i i

S P Q P P i R i i

V V

P Q Q R P P R P P P R

V V V

+− = = =

+ − = → − + + =

La ecuación (1) es cuadrática, por lo tanto para obtener raíces reales se debe cumplir2 4 0− ≥b ac , lo cual garantiza la estabilidad de voltaje. Las raíces imaginarias son el reflejo

de un Jacobiano singular, que implica una condición de inestabilidad de tensión.

2

2

2

2

2

22

2 2

2

1 *

4 0 1 4* * * 0

4* * *

i j

i i

i j

i i

i ji i

Q Ra b c P R

V V

Q Rb ac P R

Q R LFISP

V V

P RV V

= = − = +

− ≥ → − + ≥

= +


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9

Para definir el resto de los índices se procede en forma similar, resultando las ecuaciones

siguientes.

2

2 2

2

2

22 2

j i

22 2

i2

2

4* * *

4

partiendo de -P +P = .R

partiendo de Q .* * *

4*

j

i j j

i j

i i

j j

j

i i j

i

j

Q R LFIRP P RV V

P XL LFIS

P Q

V

P QQ XLQ Q XL

V V

XL LFIRQ

V

V

= − +

= +

+

+ − =

=

22 2

j i

2

2 partiendo de -Q +* = L* Q .X j

i j

j j

j

P Q

V

P Q XL

V

+ − +

Estos índices se calculan en todos los circuitos del área evaluada; y la línea crítica será aquella

que tenga el índice más cercano a +1. En caso de ser el máximo cualquiera de los índices

LFISP o LFIRP será indicativo de que se requiere compensación serie, si ocurre lo contrario

implica que la compensación debe ser en paralelo.

II.1.2 Método EVPA (Extended Voltage Phasors Approach) [1], [2]

Esta metodología permite identificar los circuitos que suplen las cargas con mayor tendencia a

tener un problema de inestabilidad de tensión, ante un incremento de la potencia activa o

reactiva. La proximidad a la inestabilidad de tensión queda definida por el mínimo TPSI

(Transmisión Path Stability Index), el cual se calcula con los fasores de voltaje obtenidos enla solución del flujo de carga. De a acuerdo a Gubina et al [2], el fasor de voltaje contiene

suficiente información para detectar el margen de estabilidad de voltaje. Para mostrar el

fundamento de la metodología se parte de un sistema de 2 barras mostrado en la figura II.3:


21/96

10

Figura II.3. Circuito de dos barras.

V1 V2 ∠α

J XL

P+J Q

La matriz Jacobiana del sistema se genera a partir del cálculo de la potencia neta activa y

reactiva en la barra 2, tal como se muestra a continuación:

22 22 2 2 1 21 1

22 22 2 2 1 21 21

22 1 21 21

222 2 1 21 21

2

. . .( .cos( ) .sin( ))

. . .( .sin( ) .cos( ))

= V .V.(-G .sin( )+B .cos( ))

= 2.G .V +V.(cos( ).G +B .sin( ))V

P neta G V V V G B

Q neta B V V V G B

dP d dP d

α α

α α

α α α

α α

= + += − + −

22 1 21 21

222 2 1 21 21

2

2 2

2

2 2

2

= V .V .(cos( ).G +B .sin( ))

= -2.B .V +V .(G .sin( )-B .cos( ))V

V

V

α α α

α α

α

α

∂ ∂ ∂ ∂ = ∂ ∂ ∂ ∂

dQd dQd

P P

J Q Q


22/96

11

El índice TPSI se define con la condición que hace singular al Jacobiano, es decir cuando su

determinante es igual a cero.

2 2 2 2

2 2

2 22 1 21 21 22 2 1 21 21

2

2 222 2 1 21 21 2 1 21 21

2

det . . 0

. =V .V.(-G .sin( )+B .cos( )).(-2.B .V +V.(G .sin( )-B .cos( )))

. =(2.G .V +V.(cos( ).G +B .sin( ))).V .V.(cos( ).G +B .sin( ))

P Q P Q J V V

P QV

P QV

α α

α α α α α

α α α α α

∂ ∂ ∂ ∂= − =∂ ∂ ∂ ∂

∂ ∂∂ ∂

∂ ∂∂ ∂

Del circuito se tiene que 21 22 0G G= =

( )

22 1 21 22 2 1 21

22 21

2 22 1 21 2 1 21

det V .V .(2. . .V .cos( ) V . ) 0

que no hay elementos shunt se tiene que

det V .V . 2. .V .cos( ) V . 0

J B B B

Dado B B

J B B

α

α

=− + =

= −

= − − + =

Concluyéndose que la condición de singularidad del Jacobiano ocurre cuando se cumple larelación siguiente:

V2*cos( α ) = 0.5*V1

Dicha relación es la proyección del fasor de voltaje de la barra de carga sobre un eje

representado por el fasor de voltaje de la barra de generación; lo cual permite medir el límite

α

V2

V1V2*cos( α )

∆ V

α

V2

V1V2*cos( α )

∆ V


23/96

12

de estabilidad de voltaje estático a través del índice TPSI (Transmisión Path Stability Index),

cuyo valor critico es cuando tiende a cero (0); y se define como:

TPSI =0.5*V1- V2*cos( )

II.1.2 .1. Procedimiento para analizar redes malladas

1. Definir en el área del sistema de potencia que se desea analizar, dos tipos de caminos o

secuencia de circuitos, de acuerdo a los criterios siguientes:

Los caminos de transmisión de potencia activa, denominados APTP (Active Power

Transmisión Path), están conformados por secuencias de barras con disminución

progresiva del ángulo de transmisión, partiendo desde una barra de generación. Para

ilustrar lo indicado en forma general, se toma como ejemplo el caso de 9 barras del

sistema WSCC [1], donde se muestran los caminos APTP (C1 a C6 en figura II.4).

Figura II.4. Caminos de potencia activa en sistema WSCC de 9 barras.

5< 4< 1

2 7 8 9 3

65

4

1

C1 C2

C3

C4

C5

C6

V1


24/96

13

Los caminos de transmisión de potencia reactiva, denominados RPTP (Reactive Power

Transmisión Path), están conformados por secuencias de barras con disminución

progresiva de la magnitud del voltaje, partiendo desde una barra de generación.

Continuando con el ejemplo general, a continuación se muestran los caminos de

potencia reactiva CR1 y CR2 (figura II.5).

Figura II.5. Caminos de potencia reactiva en sistema WSCC de 9 barras.

2. Para cada uno de los caminos planteados (APTP y RPTP), calcular el índice de

estabilidad (TPSI).

El procedimiento se ilustra en forma general con un diagrama fasorial de tensiones que

puede representar a cualquiera de los caminos definidos en el punto 1. Se debe

proyectar el fasor Vn sobre el fasor Vn-1, y la diferencia ( ∆Vn) es la que finalmente se

proyecta sobre el fasor de voltaje de la barra de generación correspondiente. Se debedestacar que la componente horizontal de ∆Vn se denomina caída de tensión corregida

(∆Vn’), y la sumatoria de todas las caídas de tensión corregidas ( Σ ∆Vn’) de un caminodeterminado, es lo que se utiliza para calcular el índice de estabilidad TPSI. Las

ecuaciones generales resultantes y la representación gráfica se muestran a

continuación:

2 7 8 9 3

65

4

1

C1 C2

V7< θ 7

V5


25/96

14

( )1

1 , 1 1, 1 1, 1 1, 2 2, 11

' .cos( ) .cos( )

0.5 1 '

n

n n n n n n nV V V

TPSI V V

δ δ δ δ δ −

− − − − −∆ = − = +

= − ∆

∑

En el siguiente diagrama fasorial se representa el calculo de la caída de tensión

corregida ∆V’.

Las caídas de tensión corregidas correspondientes a transformadores no deben ser

consideradas en el calculo del TPSI.

3. La proximidad al colapso de voltaje lo define el TPSI mínimo encontrado al evaluar

todos los caminos planteados en el punto 1, e indica el lugar donde es necesario

colocar la compensación. En caso de que este corresponda a cualquiera de los caminos

denominados de transmisión de potencia activa (APTP), indica que se requiere

compensación serie, a ubicarse en el segmento con la mayor caída de tensión

corregida. Si el menor TPSI está asociado a un camino de transmisión de potencia

reactiva (RPTP), la compensación debe ser paralela.

V1

V2

Vn-1

Vn

2, 1

n-1, 2

n, n-1

n-1,1

21

∆ V’

∆ Vn

∆ Vn’

V1

V2

Vn-1

Vn

2, 1

n-1, 2

n, n-1

n-1,1

21

∆ V’

∆ Vn

∆ Vn’


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15

CAPÍTULO IIICOMPENSACION REACTIVA EN LOS SISTEMAS DE POTENCIA

III.1. NECESIDAD DE CONTROLAR LA POTENCIA REACTIVA 10

El continuo crecimiento de la demanda, los nuevos de centros de carga cada vez más alejados

de la fuente y las dificultades asociadas a los procesos de expansión de las redes de

transmisión, ha conllevado a operar los sistemas eléctricos al borde de los limites térmicos,

expuestos a problemas de estabilidad transitoria o de voltaje, con una baja de calidad de

servicio, afectándose tanto los usuarios como las mismas empresas eléctricas.

Para lograr una operación eficiente y confiable del sistema de potencia se deben cumplir los

objetivos siguientes:

El voltaje de mantenerse dentro del rango permisible, ya que tanto los equipos de

las empresas eléctricas como de los usuarios son diseñados para funcionar dentro

de ciertos limites, que garantizan su adecuado desempeño y evita daños en los

mismos.

La estabilidad del sistema se debe reforzar para maximizar la utilización de lasredes de transmisión, siendo un factor determinante el control del voltaje y de la

potencia reactiva.


27/96

16

El flujo de potencia reactiva debe ser el mínimo requerido, esto con el fin de

reducir las pérdidas y hacer más eficiente la operación del sistema eléctrico.

El problema de mantener los voltajes dentro de los límites requeridos es complicado debido ala gran cantidad de cargas dispersas a lo largo de la red eléctrica y al número de unidades de

generación existentes. Al variar la carga también lo hacen los requerimientos de potencia

reactiva del sistema de transmisión, y dado que esta no puede ser transmitida largas distancias

el control del voltaje se facilita utilizando ciertos equipos distribuidos en la red. La selección

adecuada de estos equipos para el control de la potencia reactiva y la coordinación de los

mismos es uno de los retos que tienen los planificadores y operadores de las empresas

eléctricas.

III.1.1. Equipos que producen y absorben potencia reactiva.

En el caso de los generadores síncronos, si operan subexcitados consumen potencia reactiva de

la red y lo contrario sucede al operar sobreexcitados, para lo cual disponen de un regulador

automático de voltaje que ajusta continuamente la excitación para controlar la tensión en elestator. Como limites tiene la máxima corriente de campo y de estator, así como el

calentamiento que se produce a nivel del estator en la zona subexcitada debido a las corrientes

parásitas.

Entre los equipos que siempre inyectan potencia reactiva a la red se encuentran los cables

subterráneos por su alta capacitancia y las líneas aéreas que operan por debajo de su carga

natural; en el lado opuesto están los transformadores debido a su naturaleza inductiva y las

mismas líneas aéreas al transmitir una potencia que supera la carga natural (SIL). En lo que

respecta a la carga, esta típicamente tiene un factor de potencia atrasado que varía en el tiempo

debido al proceso involucrado y a las condiciones climáticas o estacionales, pero que siempre

implica un consumo de potencia reactiva.


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17

III.1.2. Alternativas para el control del voltaje.

El control del voltaje se logra regulando la producción, absorción y flujo de la potencia

reactiva en todos los niveles del sistema de potencia. Los dispositivos utilizados para este finse clasifican de la manera siguiente:

Fuentes o sumideros de potencia reactiva tal como: capacitores o reactores

paralelos, condensadores síncronos y equipos basados en electrónica de potencia

o FACTS (SVS, STATCOM, etc.).

Compensadores de la reactancia de línea (capacitores serie).

Transformadores reguladores con cambio automático de taps.

Los reactores y los capacitores (series y paralelo) proporcionan una compensación reactiva

pasiva, y son normalmente conectados o desconectados de la red dependiendo del

comportamiento natural de la demanda o de las condiciones operativas. Estos equipos

contribuyen con el control del voltaje modificando las características de la red.

Los condensadores síncronos y los FACTS (Flexible AC Transmisión System) proporcionan

una compensación activa o dinámica, que absorbe o inyecta potencia reactiva con el fin de

mantener una tensión determinada en la barra donde se encuentran conectados. Estos equipos

junto con las unidades generadoras establecen la magnitud de los voltajes en partes

específicas del sistema.

III.2. DISPOSITIVOS FACTS 11, 12

En el pasado, las soluciones convencionales para mejorar las condiciones del sistema eléctrico

era la puesta en servicio de nuevas líneas de transmisión o plantas de generación, pero debido


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18

al impacto ambiental, altos costos, problemas de espacio y la gran cantidad de tiempo que

requiere este tipo de solución, se ha tenido que recurrir a una alternativa más económica que

aprovecha la infraestructura existente, cuya base ha sido el desarrollo de los elementos con

electrónica de potencia, y es conocida como FACTS.

Los FACTS son una familia de dispositivos electrónicos de alta velocidad que pueden

mejorar el desempeño del sistema de potencia de manera importante entregando o absorbiendo

potencia reactiva. Un aspecto importante que impulsó a esta tecnología fue la llegada de los

interruptores electrónicos que manejan altos voltajes y corrientes (GTO, IGBT, etc.). Existe

gran variedad de controladores FACTS, tales como:

El Compensador Estático (SVS) y el STATCOM (Static Synchronous

Compensator) se conectan en paralelo, y proporcionan un control de voltaje de

alta velocidad, control de la potencia reactiva y sirven para el amortiguamiento de

oscilaciones de potencia.

El TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) y el SSSC (Static Synchronous

Series Compensator) se conectan en serie, y permiten un control rápido de la

impedancia para ajustar el flujo de carga o para el amortiguamiento de

oscilaciones de potencia.

El UPFC (Unified Power Flow Controller) es un equipo especial que está

compuesto por un STATCOM (conectado en paralelo) y un SSSC (conectado en

serie). Tiene la posibilidad de controlar la potencia activa y reactiva en forma

independiente, lo que implica disponer de las ventajas de estas alternativas en un

solo equipo.

En la figura III.1 se muestra la relación entre la potencia de transmisión y los factores que lo

afectan, es decir la magnitud del voltaje, el ángulo y la impedancia del circuito. Los

dispositivos FACTS son concebidos para controlar esas variables y producir mejoras en la


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19

estabilidad del sistema, un uso más efectivo de las redes de transmisión, mayor seguridad y

confiabilidad en la operación, entre otros.

Figura III.1 Potencia de transmisión y factores que lo afectan.

U1*U2* SIN (δ 1-δ2)

XP =

COMPENSACION PARALELA

COMPENSACION SERIE

CONTROL DEL FLUJO DE CARGA

III.2.1. Dimensiones de los dispositivos FACTS 11 .

La capacidad de los FACTS depende de la cantidad de potencia reactiva que requiere el

sistema para tener una respuesta adecuada. Esto se puede identificar colocando un

condensador síncrono en una subestación determinada, y la potencia reactiva requerida en esa

barra es la que define la capacidad del equipo de compensación. Otra alternativa consiste en

utilizar técnicas de optimización, como por ejemplo programación matemática lineal o no

lineal, tomando en cuenta las restricciones impuestas por el voltaje máximo y mínimo de

operación.


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20

III.2.2. Ubicación de los dispositivos FACTS 11 .

La ubicación de FACTS en el sistema se basa en criterios de como el equipo permite mejorar

la estabilidad de tensiones y de ángulo. En el caso de la estabilidad transitoria se simula el

FACTS en una barra y se toma en cuenta el efecto en el ángulo de la misma. Para estabilidad

de pequeña señal la ubicación más conveniente depende de los autovalores resultantes; y en

estabilidad de tensiones depende de la mayor cantidad de barras que se beneficie.

Hay una gran cantidad de técnicas basadas en la estabilidad de voltaje. La compensación debe

colocarse en el área o subestación más débil, la cual se identifica típicamente con el método de

análisis modal.

A continuación se hace una descripción más detallada de los dispositivos FACTS

denominados SVS y STATCOM.

III.2.3. Compensador Estático (SVS). 9, 10

El compensador estático es un dispositivo conectado en paralelo para producir o consumir

potencia reactiva, cuya salida es variada para controlar un parámetro específico del sistema de

potencia. Un SVS (figura III.2) esta conformado comúnmente por 3 tipos de ramas:

Reactor controlado por tiristor o TCR: consta de tiristores bidireccionales en

serie con el reactor, lo cual permite una variación contínua de la reactancia en el

rango comprendido desde 0 (cero) al no conducir los tiristores, hasta el valor

máximo cuando están en conducción completa.

Capacitor conectado o desconectado por tiristor (TSC): consta de tiristores

bidireccionales en serie con el condensador que están en una condición de


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21

encendido o apagado, y es usado junto con el TCR para tener un rango continuo

capacitivo – inductivo. Posee un reactor en serie en cada fase para limitar las

corrientes de inrush.

Filtros para los armónicos de orden bajo producidos por los TCR, y que tienen uncomportamiento capacitivo a la frecuencia fundamental.

El sistema de control está compuesto por 2 partes principales:

Control del sistema de potencia: con la medición de la magnitud de la tensión

realizada por el transformador de potencial se determina un valor objetivo desuceptancia, que es pasado posteriormente por el control de suceptancia del

tiristor.

Control de suceptancia del tiristor: este fija el patrón de encendido de los tiristores

con el fin de obtener la suceptancia requerida para mantener el voltaje deseado en

el sistema.

Figura III.2. Componentes de un SVS típico.

CONTROLADOR

V REF

FILTRO TCR TSC

TP

BARRA DE ALTA


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22

La característica de operación del SVS es producto de la combinación de la correspondiente a

un reactor controlable y un capacitor fijo, tal como se presenta en la figura III.3. La capacidad

de producir potencia reactiva en el SVS es proporcional al cuadrado del voltaje, y al alcanzar

sus límites de operación se comporta como un reactor o un capacitor fijo.

El SVS puede proporcionar rápidamente potencia reactiva al sistema cuando se presentan

bajas tensiones debido al disparo de alguna línea de transmisión o generador importante. Con

la acción de mantener el voltaje se favorece la estabilidad transitoria, e inclusive es posible

modular la señal del voltaje de referencia para mejorar el amortiguamiento en el sistema.

Figura III.3. Característica V-I del SVS.

Max LV

IL

V

IC

V

ILIC

+

TCR CAPACITOR SVS

Min L

PENDIENTE

PENDIENTE

SISTEMA

En lo que respecta al modelo para realizar estudios dinámicos en EDELCA, se muestra en la

figura III.IV el diagrama de bloques, el cual incluye un regulador automático de voltaje de

tipo integral sin retardo en el tiempo y una realimentación de corriente [13].


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23

Figura III.4. Modelo dinámico de SVS de EDELCA.

CORRIENTEPENDIENTE

K 1/S.Ti

B MAX

B MIN

B

V

V REF

+-

-

+

Σ

Σ

III.2.4. STATCOM 13, 14

El STATCOM (Static Synchronous Compensator) es un equipo de compensación de tipo

dinámico que puede ser utilizado para el soporte del voltaje en el sistema, incrementar la

estabilidad transitoria y mejorar el amortiguamiento. El principio básico es que utiliza un

inversor como fuente regulada de tensión (figura III.V) junto con un transformador de

acoplamiento, generando un voltaje trifásico de amplitud y ángulo controlables a una alta

velocidad, siendo similar su desempeño al de una maquina sincrónica que no posee inercia. El primer STATCOM comercial en el mundo fue desarrollado por Mitsubishi Electric Power

Product en 1991 y fue instalado en Japón (± 80 MVA en una red a 154 kV).


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24

Figura III.5. Diagrama general de la estructura básica de un STATCOM.

CONVERTIDOR

Vdc

+ -

TRANSFORMADOR DE

ACOPLAMIENTO

Vb ∠ δ b

Va ∠ δ a

TP

X

i

Vb

Va

Para lograr su objetivo utiliza la salida de voltaje (Vb en la figura III.V), que al ser mayor en

magnitud que la del sistema (Va) inyecta potencia reactiva, y sucede lo contrario cuando el

modulo de Vb es inferior al de Va. El intercambio de potencia activa se controla alterando los

ángulos de fase entre la salida del inversor y el voltaje del sistema, lo cual se utiliza para

suplir las pérdidas activas del equipo y así mantener la carga del capacitor. La potencia activa

y reactiva en régimen permanente pueden ser descritas con las ecuaciones siguientes.

( )

X abVbVaVb

Qba

ab X

VaVb Pba

)cos(**

sin**

2 δ δ

δ δ

−−=

−

=

La característica V-I del STATCOM se muestra en la figura III.VI, en la cual se observa que

puede suministrar potencia reactiva capacitiva o inductiva, y es capaz de controlar la salida de

corriente dentro del rango permisible independientemente de la magnitud del voltaje presente.

Al alcanzar el limite de operación su capacidad para producir potencia reactiva decrece


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linealmente con la tensión, mientras que en el SVS la relación es cuadrática, por lo tanto el

STATCOM tiene un comportamiento más parecido a un condensador síncrono que el SVS.

Figura III.6. Característica V-I del STATCOM.

V

IC IL

V REF

V Min

El STATCOM puede incrementar su capacidad transitoriamente tanto la región inductiva

como capacitiva, lo que permite mejorar su desempeño dinámico. Esto depende de las

características de los semiconductores de potencia utilizados y a la máxima temperatura a lacual pueden operar. El SVS solo puede aumentar transitoriamente su capacidad de absorber

reactivos. Otra de las ventajas del STATCOM con respecto al SVS es que ocupa un espacio

equivalente al 50 % aproximadamente, sin embargo su costo representa entre un 120 % y

150 %.

En lo que respecta al modelo dinámico del STATCOM para los estudios de estabilidad, en la

figura III.7 se muestra uno simplificado, que consiste en una fuente de corriente que produce

como salida del controlador al voltaje generado por el convertidor. Está compuesto por un

regulador de voltaje representado por un integrador puro y la ganancia K, una pendiente para

la parte lineal de la regulación, y los limites de voltaje correspondientes a las corrientes

nominales inductiva y capacitiva.


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26

Figura III.7. Modelo dinámico del STATCOM

Σ

Σ

Σ

PENDIENTE

REGULADOR

E Max

E Min

1/Xt

V medida

V Ref VT

+

+

-

-

- CORRIENTESTATCOM

+


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27

CAPÍTULO IVMETODOLOGIA DEL ESTUDIO

En general el presente estudio abarca dos tipos de análisis, el primero de estos se fundamenta

en las condiciones de régimen permante o estado estacionario, y busca definir las

características y ubicación de la compensación reactiva que se requiere en la red. El segundo

es una evaluación del comportamiento dinámico del sistema incluyendo la nuevacompensación, cuya finalidad es corroborar que los resultados de la primera parte son los más

favorables para el Sistema. En la figura IV.1 se muestra un diagrama general de los aspectos

importantes asociados al estudio.

Figura IV.1. Conformación general del estudio.

ESCENARIOS

DEL SISTEMA

ELECTRICO

EVALUACIONREGIMEN

PERMANENTE

- SVS

- STATCOM

EVALUACIONREGIMENDINAMICO

- LIMITES DE TRANSMISION

- CONTINGENCIAS LOCALES

UBICACION Y CARACTERISTICAS DE LA COMPENSACION MASFAVORABLES

INDICES DE

SENSIBILIDADESTATICOS(ALGORITMOS)


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28

IV.1. Índices de Sensibilidad Estáticos.

La herramienta utilizada es el programa de análisis de sistemas de potencia de C.V.G

EDELCA (PSS/E 28), el cual permite realizar estudios tanto en régimen permanente comodinámico del Sistema Eléctrico Nacional. Este dispone de un lenguaje de programación

llamado “IPLAN”, con características parecidas al FORTRAN, que facilita la implementación

de aplicaciones cuya data de entrada puede ser: la información de los modelos asociados al

sistema de potencia, los resultados producidos por los programas del PSS/E, o una

combinación de estos.

Se generaron dos algoritmos fundamentados en métodos estáticos de estabilidad de voltaje,

los cuales permiten determinar en que parte del sistema es más favorable la ubicación de

compensación reactiva. El primero corresponde al método LFI (Line Flow Index), el cual

requiere de un archivo con los datos de entrada, denominado “DATOS_LFI.DAT”, que

contiene el conjunto de circuitos que se requieran evaluar, siendo la salida del programa los

respectivos índices ( LFISP, LFISQ, LFIRP y LFIRQ). El segundo programa corresponde al

método EVPA (Extended Voltaje Phasors Approach), el cual requiere de un archivo con los

datos de entrada, denominado “DATOS_EVPA.DAT”, que contiene todos los posiblescaminos o rutas que se desean evaluar, siendo su salida el índice TPSI (Transmission Path

Stability Index) para cada uno de los casos.

El resultado de ambos programas son los índices de sensibilidad estáticos, los cuales permiten

definir el tipo de compensación (serie o paralela), y el circuito o subestación que lo requiere.

El valor crítico de los índices que sirve de referencia para detectar la cercanía a un colapso de

voltaje es de +1 con el método LFI y 0 (cero) con el método EVPA.

La salida del programa es un reporte por pantalla que se puede convertir en archivo para

guardarlo o imprimir directamente. Los caminos o circuitos a evaluar con ambos algoritmos en

el presente estudio se limitan a las redes de 765, 400 y 230 kV del Sistema Eléctrico Nacional.


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29

En la figura IV. 2 se muestran en forma general la entrada, salida y nombre de los programas

implementados para evaluar los índices de sensibilidad estáticos en este estudio.

Figura IV. 2. Archivos de datos y nombre de los programas de índices estáticos.

PROGRAMA

LFI. IRF

LFI. IPL

ARCHIVO DEDATOS

DATOS_LFI.DAT

RESULTADOS

INDICES

LFISP, LFISQ,

LFIRP, LFIRQ

PROGRAMA

EVPA. IRF

EVPA. IPL

ARCHIVO DEDATOS

DATOS_EVPA.DAT

RESULTADOS

INDICE TPSI

- CIRCUITOS O SUBESTACIONES QUE REQUIEREN COMPENSACION- TIPO DE COMPENSACION

ALGORITMO 1 ALGORITMO 2

CIRCUITOS A 765,400 Y 230 kV

En cuanto a los escenarios del Sistema Eléctrico Nacional a considerar en este estudio se

limita a los años 2007 y 2008, cuya demanda total respectiva es de 15.500 MW y

16.000 MW, es decir se estima un crecimiento en el orden del 3%, tomando en cuenta el plan

nacional para reducir el consumo de energía y asumiendo la puesta en servicio de generación

distribuida. Las ampliaciones más importantes asumidas para el año 2008 son: la segunda

línea La Arenosa – Yaracuy de 765 kV y el segundo circuito Buena Vista – El Vigía de

230 kV. En la figura IV.3 se muestra la red actual de transmisión del Sistema Interconectado

Nacional.


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42/96

31

IV.1.1.1. Caminos críticos iguales.

En este caso el resultado de evaluar los índices con el método EVPA y el método LFI señalan

al mismo circuito como el indicado para ser compensado, quedando definido si es de tipo serieo paralelo, y en cual de los extremos debe conectarse. Para corroborar que esta es la ubicación

más favorable de la compensación, se procede a realizar un estudio dinámico del sistema,

basado en las condiciones descritas en el punto IV.2, considerando la compensación localizada

tanto en la subestación favorecida como en las restantes cercanas con el fin de comparar sus

efectos.

IV.1.1.2. Caminos críticos diferentes.

En caso de que el resultado de evaluar los índices con el método EVPA y el método LFI no

señale el mismo circuito como el indicado para ser compensado, se procede de la manera

siguiente:

Determinan los índices sin compensación en la red con ambos métodos.

Seleccionar varios circuitos identificados por cada método como los más convenientes

a ser compensados, es decir aquellos con los índices menos favorables.

Calcular los índices con ambos métodos, colocando compensación en las distintas

subestaciones asociadas a los circuitos seleccionados en el punto 2. El criterio para el

monto de la compensación es que permita llevar el voltaje de la barra a 1 pu donde

previamente la tensión de operación sea inferior a ese valor; y hasta un máximo de

1.05 pu cuando el voltaje de operación previo sea superior a 1 pu.

Seleccionar las subestaciones del punto 3 que al ser compensadas produzcan el índice

más favorable para los circuitos.


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32

Para corroborar que la ubicación más conveniente de la compensación es la dada por

los índices de sensibilidad estáticos en el punto 4, se procede a realizar un estudio

dinámico del sistema, basado en las condiciones que se describen en el punto IV.2,

considerando la compensación localizada tanto en la subestaciones favorecidas como

en las restantes cercanas con el fin de comparar sus efectos.

En la figura IV.4 se muestra un diagrama de flujo general del proceso para determinar la

ubicación de la compensación.

Figura IV. 4. Diagrama de flujo general para determinar la ubicación de la compensación.

INDICES ESTATICOSMETODO EVPA

¿ CAMINOS

CRITICOS

IGUALES ?

¿ MEJORAN

LOS INDICES ?ESTUDIO DINAMICO

¿ CONFIRMA

MEJOR

UBICACION ?

SE VALIDA METODOLOGIA DE

INDICES ESTATICOS

NO SE VALIDA METODOLOGIA

DE INDICES ESTATICOS

NO

NO

SI

SI

NO

INDICES ESTATICOSMETODO LFI

SI

COMPENSAR LAS

DIFERENTES S/ES

IV.1.2. Monto de la compensación requerida.

La compensación a considerar en este estudio tiene características dinámicas, pudiendo ser un

Compensador Estático (SVS) o un STATCOM. El estudio se limita a considerar una fuente de


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33

potencia reactiva que utiliza parte de su capacidad para llevar el voltaje de operación a valores

cercanos al nominal si se requiere, quedando con una reserva suficiente que le permita

responder adecuadamente ante eventos en el sistema. Para seleccionar la capacidad de la

compensación se toma en cuenta el nivel de cortocircuito en las subestaciones de interés, el

rango de tensión permisible para la operación, así como los montos típicos especificados para

redes de distintos niveles de tensión reportados en la bibliografía.

IV.2. EVALUACIONES DINAMICAS.

El objetivo fundamental de esta parte del trabajo es confirmar la conveniencia de la ubicación,

tipo y capacidad de la compensación reactiva, obtenida en la evaluación de estado

estacionario utilizando los índices de sensibilidad estáticos. En este estudio de la respuesta

dinámica del sistema se evalúa el efecto de la nueva compensación sobre los límites de

transmisión y ante contingencias locales. A continuación se detallan cada uno de estos

aspectos.

IV.2.1. Limites de transmisión.

El límite de transmisión se refiere a la máxima transferencia de potencia activa a través de

uno o varios nexos de la red, sin que la peor contingencia establecida de acuerdo a ciertos

criterios, pueda producir desconexión de carga, separación de áreas o pérdida de sincronismo

de los generadores. Un aspecto importante a tomar en cuenta al evaluar la posible instalación

de compensación dinámica en un sistema, es el monto de potencia activa adicional que se

podría transmitir, particularmente en redes donde es común el racionamiento de carga y los bajos perfiles de tensión.


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34

IV.2.1.1. Criterios para el cálculo de límites de transmisión.

Las condiciones de falla son las siguientes:

Resistencia de falla igual a 0 (cero) ohms. Despeje selectivo en 4 ciclos. En la red a 765 kV se aplican fallas monofásicas.

En cuanto a la modelación de la carga en el sistema, se tiene que en ENELVEN, ENELCO y

PDVSA Occidente se representa con un 80 % de motores de inducción y un 20 % como

potencia constante. La demanda en el resto del país esta compuesta por un 40 % de

impedancia constante y 60 % de potencia constante.

El criterio para definir la estabilidad basándose en el comportamiento de la tensión, establece

que esta no debe alcanzar 0.8 pu en la primera oscilación postfalla, ni debe mantenerse por

más de 1 segundo con un valor inferior a 0.9 pu.

IV.2.1.2. Definición de los límites de transmisión a considerar en el estudio.

Para los estudios de seguridad del Sistema Interconectado Nacional se tienen establecidos

distintos límites de transmisión, los cuales están basados en áreas geográficas, empresas de

electricidad e inclusive subestaciones. Para el presente trabajo se acota la evaluación a los

límites utilizados con más frecuencia en la operación diaria del sistema, tal como son:

Exportación EDELCA, Importación Centro e Importación Centro Occidente.

La Exportación EDELCA es la potencia que entrega EDELCA al resto del Sistema

Interconectado Nacional después de satisfacer su propia carga, y comprende la suma de los

flujos de potencia activa medidos en las subestaciones fuentes de las líneas siguientes: Guri –

Malena de 765 kV, Guri – El Tigre de 400 kV, Guri –La Canoa de 400 kV, Palital – El


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35

Furrial de 400 kV, y Guayana “A” – Ciudad Bolívar de 230 kV. En la figura IV.5 se

muestra el diagrama unifilar con los flujos que conforman la exportación EDELCA indicados

con flechas de color amarillo. Para el cálculo de este límite se simula una falla monofásica en

una línea Malena - San Gerónimo de 765 kV cercana a la S/E San Gerónimo.

La Importación Centro es el flujo de potencia que llega al centro del país a través de la red

troncal, y comprende la suma de los flujos de potencia activa de los circuitos siguientes: La

Arenosa – Yaracuy 765 kV medido en extremo La Arenosa, autotransformadores 765/230 kV

y 765/400 kV de la S/E La Horqueta medido en lado de baja, autotransformadores 765/230 kV

de la S/E La Arenosa medido en lado de baja, autotransformadores de la S/E Sur medido en

lado de baja, línea San Gerónimo – Santa Teresa 400 kV medido en Santa Teresa,

autotransformadores 400/115 kV de la S/E San Gerónimo medido en lado de baja, línea Río

Chico – Santa Teresa 230 kV medido en Santa Teresa, y línea Barbacoa – Santa Teresa de

230 kV medido en Santa Teresa. En la figura IV.6 se muestra el diagrama unifilar con los

flujos que conforman la Importación Centro indicados con flechas de color amarillo. Para el

cálculo de este límite se simula una falla monofásica en la línea San Gerónimo – La Arenosa

de 765 kV cercana a la S/E San Gerónimo.

Figura IV. 5. Flujos de potencia que conforman la Exportación EDELCA.

400 kV765 kV

115 kV230 kV ~ ~ ~

ARENOSA

LA HORQUETA

YARACUY

SUR SANTA TERESA

JOSE

SAN GERÓNIMO

MALENA

LA CANOA CDAD. BOLIVAR

EL TIGRE

BARBACOA

GURI

3x1500 MVA 1x1000 MVA

1x450 MVA

2x450 MVA

2x450 MVA2x1500 MVA

3x300 MVA

2x450 MVA

1 - 34 -1011 - 20

PALITAL

EL FURRIAL

2x120 MVA

GUAYANA “A”

GURIGURI

SAN GERÓNIMO

RIO CHICO

400 kV765 kV

115 kV230 kV ~ ~ ~

ARENOSA

LA HORQUETA

YARACUY

SUR SANTA TERESA

JOSE

SAN GERÓNIMO

MALENA

LA CANOA CDAD. BOLIVAR

EL TIGRE

BARBACOA

GURI

3x1500 MVA 1x1000 MVA

1x450 MVA

2x450 MVA

2x450 MVA2x1500 MVA

3x300 MVA

2x450 MVA

1 - 34 -1011 - 20

PALITAL

EL FURRIAL

2x120 MVA

GUAYANA “A”

GURIGURI

SAN GERÓNIMO

RIO CHICO

LA


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36

Figura IV. 6. Flujos de potencia que conforman la Importación Centro.

La importación Centro Occidente es el flujo de potencia que llega al Occidente del país

procedente del Centro, y comprende la suma de los flujos de potencia activa de los circuitossiguientes: La Arenosa – Yaracuy de 765 kV, La Arenosa – Yaracuy de 400 kV, Planta Centro

– Yaracuy de 400 kV medidos todos en Yaracuy, y La Arenosa – Cabudare de 230 kV

medido en La Arenosa.

En la figura IV.7 se muestra el diagrama unifilar con los flujos que conforman la Importación

Centro Occidente indicados con flechas de color amarillo. Para el cálculo de este límite se

simula una falla monofásica en la línea La Arenosa - Yaracuy de 765 kV cercana a la S/E La

Arenosa.

~ ~

LA ARENOSA

LA HORQUETA

YARACUY SUR

JOSE

SAN GERÓNIMO

MALENA

LA CANOA

CDAD.BOLIVAR

GUAYANA “A”

EL TIGRE

BARBACOA

GURI3x1500 MVA

1x1000 MVA 1x450 MVA

2x450 MVA

2x450 MVA2x1500 MVA

3x300 MVA

3x450 MVA

1x1000 MVA1x1500 MVA

2x1000 MVA

1x1500 MVA

~

1 - 34 -1011 - 20

765 kV400 kV230 kV115 kV

PALITAL

GUAYANA “B”MACAGUA II

~

EL FURRIAL

1x1000 MVA

~

CARUACHI

7-18

1-12

2x1000 MVA

SANTA TERESA

2x120 MVA

RIO CHICO

SAN GERÓNIMO

GURI GURI

~ ~

LA ARENOSA

LA HORQUETA

YARACUY SUR

JOSE

SAN GERÓNIMO

MALENA

LA CANOA

CDAD.BOLIVAR

GUAYANA “A”

EL TIGRE

BARBACOA

GURI3x1500 MVA


2x450 MVA

2x450 MVA2x1500 MVA

3x300 MVA

3x450 MVA


2x1000 MVA

1x1500 MVA

~

1 - 34 -1011 - 20

765 kV400 kV230 kV115 kV

PALITAL

GUAYANA “B”MACAGUA II

~

EL FURRIAL

1x1000 MVA

~

CARUACHI

7-18

1-12

2x1000 MVA

SANTA TERESA

2x12 0 MVA

RIO CHICO

SAN GERÓNIMO

GURI GURI


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37

Figura IV. 7. Flujos de potencia que conforman la Importación Centro Occidente.

IV.2.2. Contingencias locales.

La evaluación de los límites de transmisión implica considerar solo contingencias en los

circuitos a 765 kV del Sistema Interconectado Nacional, sin embargo el estudio se

complementa con un análisis de contingencias en los circuitos locales más importantes del

área donde se ubique la nueva compensación.

IV.3. MODELO DE STATCOM PARA LAS SIMULACIONES DINAMICAS 15 .

Para el estudio dinámico se requiere evaluar la respuesta del sistema modelando la nueva

compensación a implementar: SVS (Static Var System) y STATCOM (Static Synchronous

Compensator). Para el primero hay un modelo probado que se utiliza normalmente, sin

embargo para el STATCOM no sucede lo mismo, siendo necesario conocer sus características,

EL TABLAZO

CUATRICENTENARIO

MOROCHAS

PLANTA CENTRO

YARACUY

BARQUISIMETO

CABUDAREARENOSA

ARENOSA

YARACUY

YARACUY

ACARIGUA

BARINAS

2x450 MVA


3x450 MVA

1x450 MVA


400 kV765 kV

115 kV230 kV

CABIMAS

EL TABLAZO

CUATRICENTENARIO

MOROCHAS

PLANTA CENTRO

YARACUY

BARQUISIMETO

CABUDAREARENOSA

ARENOSA

YARACUY

YARACUY

ACARIGUA

BARINAS

2x450 MVA


3x450 MVA

1x450 MVA


400 kV765 kV

115 kV230 kV

CABIMAS

LA


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38

ajustar los parámetros que se requieran y evaluar su respuesta. En la figura IV.8 se muestra el

diagrama de bloques y los parámetros del modelo de STATCOM perteneciente a la librería

del PSS/E-28, denominado “CSTCON”.

Figura IV.8. Diagrama de bloques del modelo de STATCOM del PSS/E-28

STBASE = CAPACIDAD DEL STATCOM LIMIT MAX= | VT | + Xtf * IC MAX

SBASE = BASE DEL SISTEMA LIMIT MIN= | VT | + Xtf * IL MAX

Xtf = REACTANCIA DEL TRANSFORMADOR

K = GANANCIA DEL AVR

T1, T2, T3, T4 = CONSTANTES DE TIEMPO

VT = VOLTAJE EN BARRA DEL STATCOM

V = VOLTAJE EN LA BARRA REGULADA

Ei = VOLTAJE INTERNO DEL STATCOM

Σ Σ(1+ST1)*(1+ST2) (1+ST3)*(1+ST4)

K

S Xtf 1 STBASE

SBASE

DROOP

VREF

V

+

--

IC MAX

IL MAX

VT

CORRIENTESTATCOM

-Vmax

Vmin

Limit Max

Limit Min

Ei

El modelo consta de un regulador de voltaje con una ganancia transitoria determinada por las

constantes de tiempo T1 a T4, y la ganancia K del integrador. La salida del modelo dependen

de los límites asociados al voltaje interno (Ei) y a la corriente del convertidor. En la

referencia [IV.1 ] se proponen unos valores por defecto para el modelo de STATCOM, los

cuales se muestran a continuación:

Ganancia K igual a 25. Droop de 0.03. Ei con un límite de 1.2 pu. Xtf de 0.1 pu en base a la capacidad del STATCOM.


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39

T1 = T2 = T3 = T4 Vmax y V min de 999. y -999.

Partiendo de estos valores como referencia se procede a evaluar la respuesta del equipo y elsistema ante variaciones de los distintos parámetros del STATCOM (uno por vez), utilizando

como perturbación un escalón de ± 5% en el voltaje de referencia.

IV.3.1. Efecto de variar la ganancia K.

En la figura IV.9 se muestra el comportamiento del voltaje con distintos valores de laganancia K, y se puede notar que al perturbar, la respuesta es más rápida y con un leve

sobrepaso con K igual a 35 tendiendo a ser más amortiguada al reducir la ganancia, tal como

se espera. Después de 1 segundo de haber perturbado se estabiliza el voltaje en los tres casos;

finalmente se podría considerar que las 3 respuestas obtenidas son aceptables, utilizándose K

igual a 25 en el modelo. Un comportamiento parecido se observa en la potencia reactiva del

STATCOM, tal como se muestra en la figura IV.10

Figura IV.9. Comportamiento del voltaje al variar la ganancia K.

Tiempo (s)

K = 35

0.95

1.05

K = 15

K = 25

1.03 pu

0.99 pu


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40

Figura IV.10. Comportamiento de Q en el STATCOM al variar la ganancia K.

Tiempo (s)

K = 15

100

300

K = 15

K = 25

152 MVAR

284 MVAR

Al aplicar un escalón negativo, es decir para reducir el voltaje, se observa un comportamiento

parecido al comentado con el escalón positivo, tal como se muestra en la figura IV.11.

Figura IV.11. Comportamiento del voltaje al variar la ganancia K con escalón negativo.

Tiempo (s)

K = 25

0.93

1.03

K = 15

K = 35

0.99 pu

0.952 pu


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41

IV.3.2. Efecto de variar el Droop.

En la figura V.12 se muestra el comportamiento del voltaje al asignarle al droop del

STATCOM los valores de 0.01, 0.03 y 0.05. Con el droop menor se observa que la tensión presenta un sobrepaso y tiende a oscilar más debido a que la magnitud de la corrección es

menor, al incrementarse el droop a 0.03 se hace un poco más amortiguado la respuesta,

alcanzando finalmente un voltaje de 1.03 pu en ambos casos. Con el droop en 0.05 se tiene

una respuesta sobreamortiguada y con un voltaje final inferior al obtenido con el resto de los

droops probados; por todo lo anterior se concluye que 0.03 es un valor adecuado para el

modelo del STATCOM.

Figura IV.12 Comportamiento del voltaje al variar el droop.

Tiempo (s)

DROOP = 0.01

0.95

1.05

DROOP= 0.05

DROOP = 0.03

1.019 pu

0.99 pu

1.03 pu


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42

IV.3.3. Efecto de variar las constantes de tiempo.

En la figura IV.13 se muestra el comportamiento de la tensión al variar las constantes de

tiempo T1, T2, T3 y T4, las cuales afectan la ganancia transitoria del regulador de voltaje. Enla gráfica se puede notar que es mínima la diferencia entre las 3 respuestas, por lo cual se

considera adecuado la sugerencia de que las constantes de tiempo sean iguales.

En conclusión se utilizarán los ajustes por defectos para el modelo de STATCOM

recomendados en [15].

Figura IV.13 Comportamiento del voltaje al variar las constantes de tiempo.

Tiempo (s)

0.95

1.05

T1=T2 T3=T4


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43

CAPÍTULO VANÁLISIS DE RESULTADOS

V.1. EVALUACIONES CON LOS INDICES DE SENSIBILIDAD ESTATICOS.

El primer aspecto a destacar es la posible ubicación de la compensación de potencia reactiva

en la red Centro Occidental del país, basado en los resultados de los índices de sensibilidad

estáticos (LFI y TPSI) dados por los algoritmos implementados, aplicados a los escenarios del

Sistema Eléctrico Nacional correspondiente a los años 2007 y 2008. En la tabla V.1 se

muestran los resultados con los índices LFI en cada escenario, reportándose las líneas con los

valores más desfavorables.

Tabla V.1. Resultado de índices LFI

Escenarios Circuitos a 230 kV Índice LFITipo de

Compensación

Acarigua - Barinas 0.273548 (LFISQ) Paralelo

Buena Vista – Las Morochas 0.269598 (LFIRQ) ParaleloAño 2008

Las Morochas - Yaracuy 0.266423 (LFISQ) Paralelo

Las Morochas – Yaracuy 0.280183 (LFISQ) Paralelo

Buena Vista – Las Morochas 0.271098 (LFIRQ) ParaleloAño 2007

Las Morochas – El Tablazo 0.161848 (LFISQ) Paralelo


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44

En esta tabla se observa que en el año 2008, el algoritmo indica que las Subestaciones

Acarigua, Barinas, Buena Vista, las Morochas y Yaracuy 230 kV son las más convenientes

para colocar compensación reactiva; las 3 ultimas subestaciones también son reportadas en el

escenario 2007. Los índices estáticos obtenidos en el escenario 2008 son un poco mejores

que los correspondientes al año 2007, influenciado seguramente por la puesta en servicio de la

segunda línea La Arenosa – Yaracuy 765 kV, sin embargo se debe destacar que el efecto no es

más notable debido posiblemente a la mayor demanda del sistema, y a que será necesario

conectar su reactancia de 300 MVAR para el control de tensión en la red. Dado que los

índices están asociados a la potencia reactiva (LFIRQ o LFISQ), la compensación requerida

corresponde al tipo paralelo.

A continuación se muestran los datos de entrada y la salida del programa que determina el

índice LFI, considerando el escenario 2008. En primer lugar se tienen los circuitos a evaluar,

mostrando los nombres, número de barra, cantidad de líneas en paralelo y sus identificadores.

********************************************************************************************

PROGRAMA LFI

BARRAS Y CIRCUITOS DE INTERES

NODO I # NODO J # #CIRCTS ICKT1 ICKT2 ICKT3

********************************************************************************************

VIGIA 230 6302 B.VISTA 230 6303 2 L1 L2

VIGIA 230 6302 URIBANTE 230 6306 1 L1

B.VISTA 230 6303 P.PAEZ 230 6304 1 L1

B.VISTA 230 6303 MOROCHAS 230 9302 1 L1

URIBANTE 230 6306 COROZO 230 6305 2 L1 L2

TABLAZO 230 9301 MOROCHAS 230 9302 1 L2

TABLAZO 230 9301 CABIMAS 230 9317 1 L1

CABIMAS 230 9317 MOROCHAS 230 9302 1 L1

MOROCHAS 230 9302 YARACUY 230 5316 2 L1 L2

ARENOSA 230 5309 CABUDARE 230 5318 1 L1

ACARIGUA 230 5347 YARACUY 230 5316 2 L1 L2

ACARIGUA 230 5347 BARINAS 230 6318 1 L1

YARACUY 230 5316 BARQUISI 230 5317 1 L1

YARACUY 230 5316 CABUDARE 230 5318 1 L1

CABUDARE 230 5318 BARQUISI 230 5317 1 L1

P.PAEZ 230 6304 BARINAS 230 6318 2 L1 L2

P.CENTRO 400 5215 ARENOSA 400 5209 3 L1 L2 L3

ARENOSA 400 5209 HORQUETA 400 5208 2 L1 L2

S.GERON 765 1105 ARENOSA 765 1109 1 L1

ARENOSA 765 1109 YARACUY 765 1116 2 L1 L2

*********************************************************************************************


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Seguidamente se presentan los resultados con todos los índices de cada uno de los circuitos de

interés, y finalmente los valores máximos que permiten identificar a los más críticos.

*********************** RESULTADOS COMPLETOS DE INDICES LFI **********************************

NODO I NODOJ LFISP LFIRP LFISQ LFIRQVIGIA 230 6302 B.VISTA 230 6303 -0.0140282 0.0134242 -0.0733059 0.0708301

VIGIA 230 6302 URIBANTE 230 6306 -0.0504748 0.0484776 0.00603511 0.0187989

B.VISTA 230 6303 P.PAEZ 230 6304 -0.0574701 0.0568598 0.0789889 -0.046871

B.VISTA 230 6303 MOROCHAS 230 9302 -0.052421 0.0442373 -0.324424 0.269598

URIBANTE 230 6306 COROZO 230 6305 0.0480277 -0.0530098 0.129987 -0.119103

TABLAZO 230 9301 MOROCHAS 230 9302 0.0407 -0.0455055 0.163157 -0.168667

TABLAZO 230 9301 CABIMAS 230 9317 0.0315225 -0.0344896 0.134372 -0.137795

CABIMAS 230 9317 MOROCHAS 230 9302 0.0066845 -0.00682587 0.0332265 -0.0336243

MOROCHAS 230 9302 YARACUY 230 5316 -0.18793 0.17021 0.266423 0.134744

ARENOSA 230 5309 CABUDARE 230 5318 0.0916973 -0.101047 0.0822396 -0.0144508

ACARIGUA 230 5347 YARACUY 230 5316 -0.0235959 0.022266 -0.0751498 0.08894

ACARIGUA 230 5347 BARINAS 230 6318 0.083575 -0.100526 0.273548 -0.173182YARACUY 230 5316 BARQUISI 230 5317 0.0154874 -0.0166618 0.123566 -0.126378

YARACUY 230 5316 CABUDARE 230 5318 0.010788 -0.011515 0.114581 -0.120933

CABUDARE 230 5318 BARQUISI 230 5317 0.00509663 -0.00513471 0.00769845 -0.0067864

P.PAEZ 230 6304 BARINAS 230 6318 -0.0147337 0.0144734 -0.0120214 0.0156112

P.CENTRO 400 5215 ARENOSA 400 5209 -0.00728179 0.00727959 0.0111473 -0.00937064

ARENOSA 400 5209 HORQUETA 400 5208 -0.0185767 0.0179836 -0.0324824 0.0426927

S.GERON 765 1105 ARENOSA 765 1109 0.0413031 -0.042102 0.0861519 0.132259

ARENOSA 765 1109 YARACUY 765 1116 0.0112769 -0.0115307 0.0368707 -0.0175852

*************************************************************************************************

INDICE LFI MAXIMO DE CADA CIRCUITO

NODO I NODO J MAXIMO LFI % RESPECTO AL MAXIMO TIPO

VIGIA 230 6302 B.VISTA 230 6303 0.0708301 25.89309 QVIGIA 230 6302 URIBANTE 230 6306 0.0484776 17.72179 P

B.VISTA 230 6303 P.PAEZ 230 6304 0.0789889 28.87568 Q

B.VISTA 230 6303 MOROCHAS 230 9302 0.269598 98.55594 Q

URIBANTE 230 6306 COROZO 230 6305 0.129987 47.5188 Q

TABLAZO 230 9301 MOROCHAS 230 9302 0.163157 59.64479 Q

TABLAZO 230 9301 CABIMAS 230 9317 0.134372 49.12189 Q

CABIMAS 230 9317 MOROCHAS 230 9302 0.0332265 12.14649 Q

MOROCHAS 230 9302 YARACUY 230 5316 0.266423 97.39536 Q

ARENOSA 230 5309 CABUDARE 230 5318 0.0916973 33.52144 P

ACARIGUA 230 5347 YARACUY 230 5316 0.08894 32.51347 Q

ACARIGUA 230 5347 BARINAS 230 6318 0.273548 100.0 Q

YARACUY 230 5316 BARQUISI 230 5317 0.123566 45.17166 QYARACUY 230 5316 CABUDARE 230 5318 0.114581 41.88691 Q

CABUDARE 230 5318 BARQUISI 230 5317 0.00769845 2.814294 Q

P.PAEZ 230 6304 BARINAS 230 6318 0.0156112 5.706913 Q

P.CENTRO 400 5215 ARENOSA 400 5209 0.0111473 4.075084 Q

ARENOSA 400 5209 HORQUETA 400 5208 0.0426927 15.607 Q

S.GERON 765 1105 ARENOSA 765 1109 0.132259 48.34948 Q

ARENOSA 765 1109 YARACUY 765 1116 0.0368707 13.47867 Q

***********************************************************************************************


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46

Por otra parte, en cuanto al índice TPSI, se muestra en la tabla V.2 que el circuito crítico

resultante de los caminos de transmisión de potencia activa (APTP) corresponde a Buena

Vista – El Vigía 230 kV, lo cual es indicativo de que requiere compensación serie. Sin

embargo, en la evaluación de los caminos de potencia reactiva (RPTP) resultó el mismo

circuito crítico, indicando esto la necesidad de compensación paralela, es decir en este caso

hay dos alternativas. Se debe recordar que la criticidad es mayor al tender a cero (0) el índice

TPSI.

Tabla V.2. Resultado de índices TPSI

Escenarios Circuitos a 230 kV Índice TPSI

Buena Vista- El Vigía 0.367191Año 2008

Las Morochas – Yaracuy 0.39527

Buena Vista- El Vigía 0.365254Año 2007

Las Morochas – Yaracuy 0.392241

Como conclusión de las tablas V.1 y V.2, se tiene que a pesar de que las 2 metodologías noindican el mismo camino crítico, identifican ciertas subestaciones comunes como las

requeridas para ser compensadas, tales como Yaracuy, las Morochas y Buena Vista 230 kV.

A continuación se muestra la salida del programa que calcula el índice TPSI correspondiente

al escenario 2008 considerando los caminos de potencia activa. Es interesante destacar que los

caminos se inician en la Subestación Guri 765 kV y llegan a distintas subestaciones a

230 kV del área Occidental del país. La columna denominada “SEGMENTO” permite

identificar el circuito con la mayor caída de tensión (DV MAXIMO/RUTA) para cada una de

las rutas planteadas.


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V.1.1. Selección de la ubicación para la nueva compensación reactiva.

En esta parte del estudio se busca precisar la ubicación más favorable de la compensación en

la red Centro Occidental con base en los índices de sensibilidad estáticos. Para esto se colocauna compensación en las distintas subestaciones con los criterios establecidos en la

metodología (capitulo IV) y se evalúa en cada caso el efecto sobre el índice LFI o TPSI. En la

tabla V.3 se muestran los resultados del índice LFI para el escenario del año 2008. Para

determinar el extremo donde es conveniente colocar la compensación se tomará en cuenta la

mayor reducción del índice LFI con respecto al caso sin compensación, lo que implica valores

más alejados de +1, el cual identifica la condición crítica. Por ejemplo en el caso específico

del circuito Buena Vista – las Morochas 230 kV, si la compensación se ubica en el extremo

Las Morochas, el índice LFI es de 0.28606, siendo inclusive superior al valor sin

compensación (0.269598). De compensarse en la Subestación Buena Vista el valor alcanza

0.140132 que representa la máxima reducción (42%) respecto al caso sin compensación en

toda la tabla, resultando esta ubicación como la más favorable. Un efecto levemente inferior se

tiene al ubicar la compensación en la S/E Barinas.

En la tabla V.4 se muestran los resultados con el índice TPSI. Para determinar el extremodonde es conveniente colocar la compensación se tomará en cuenta el mayor incremento del

índice con respecto al caso sin compensación, lo que implica valores más alejados de 0 (cero).

En el caso del segmento crítico Buena Vista – El Vigía de 230 kV se puede notar que el

máximo valor del índice (0.400627) se obtiene al ubicar la compensación en la S/E El Vigía,

mientras que para el segmento Yaracuy – Las Morochas se produce localizando la

compensación en la Subestación Buena Vista 230 kV.

Como conclusión de esta parte del estudio se tiene que la Subestación Buena Vista 230 kV es

señalada por ambas metodologías como la conveniente a compensar, pero también se destacan

la S/E Barinas y El Vigía 230 kV.


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(Sq/Ssc) del 5% [16]. Es muy importante resaltar que el estudio se limita a considerar una

compensación reactiva dinámica que utiliza parte de su capacidad para llevar el voltaje de

operación a valores cercanos al nominal, quedando con una reserva que le permita responder

ante eventos en el sistema.

La capacidad requerida para llevar el voltaje de operación a 1 pu en estas subestaciones es de

178 MVAR promedio, y dado que se tiene un nivel de cortocircuito en el orden de 2000 MVA

en el escenario del año 2008, serían necesario 100 MVAR (0.05*2000 MVA) adicionales

para permitir variaciones de tensión del 5%. Esto implica un requerimiento mínimo de 278

MVAR capacitivos; sin embargo para el estudio se considerará una capacidad de 300 MVAR

que es un monto utilizado con frecuencia en redes a 230 kV, tal como indica la referencia

[17].

Figura V.1 Tensiones en red Centro –Occidental de 230 kV, sin compensación, escenario

2008.


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En la figura V.2 se presentan las condiciones en la red Occidental de 230 kV considerando

la compensación capacitiva ubicada en la S/E Buena Vista 230 kV, mientras que en la tabla

V.5 se muestra la mejora en el voltaje de operación en distintas subestaciones de 230 kV de la

red Centro Occidental, con incrementos en la tensión entre 0.7 % y 7.7 %.

En la figura V.3 y tabla V.6 están los resultados con la compensación en la S/E Barinas 230

kV, notándose en este caso una mejora entre 0.6 % y 7.1 %, mientras que en la figura V.4 y

tabla V.7 se tiene la misma información compensando en la S/E El Vigía, con un rango de

mejora entre 0.4 % y 9.6 %.

Figura V.2. Tensión en red Centro – Occidental de 230 kV- Compensación en S/E B. Vista.


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Tabla V.5. Variación en el voltaje al colocar compensación en la S/E B. Vista 230 kV

Voltaje en puSubestaciones

Sin Compensación Con Compensación V (%)

Morochas 230 1.0 1.032 +3.2

Barinas 230 0.929 0.9

Sistema de Componsacion Reactiva

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