Organigrama corpoelec 2014
156
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELECTRICA 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 DERECHOS RESERVADOS
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELECTRICA
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
DERECHOS RESERVADOS
INFLUENCIA DE LA RED DE AEROGENERADORES DEL PARQUE EÓLICO LOS TAQUES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO FALCÓN PARA
CORPOELEC
______________________
Lee Sánchez, William Anderson
C.I. 20.380.656
Av. Sabaneta, Sector El Varillal,
Resd. La Vega, Edif. 1D, Apto. 02
Telf.: (0424) 6692022
______________________
Mora de Morillo, Nancy Nelita
Tutor académico
DERECHOS RESERVADOS
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.
A mis amigos, por acompañarme durante todo este recorrido.
DERECHOS RESERVADOS
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.
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.
Al ingeniero Francisco Quintero Subcomisionado Generación Fuentes Alternas
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.
DERECHOS RESERVADOS
5
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN
ABSTRACT
PágINTRODUCCIÓN………………………………………………………………….. 13
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA…………………………………………………… 15
1.1. Planteamiento del problema………………………………………………… 15
1.2. Formulación del problema………………………………………………….. 19
1.3. Objetivos………………………………………………………………………. 20
1.1. Objetivo general……………………………………………………………… 20
1.1. Objetivos específicos……………………………………………………….. 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
DERECHOS RESERVADOS
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
2.3.4.1. Estructura de un aerogenerador ……………………………………… 66
2.3.4.2. Tipos de aerogeneradores……………………………………………. 68
2.3.5. DigSILENT.………………………………………………………………… 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
DERECHOS RESERVADOS
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
4.5.4. Casos contingencia....………………........................................................... 118
4.5.4.1. Resultados de casos contingencia....………………............................. 118
4.5.4.2. Análisis de resultados de casos contingencia....………………............ 122
4.5.5. Casos de mejoramiento del sistema eléctrico del Estado Falcón....…. 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
DERECHOS RESERVADOS
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…………………………………. 51
Figura 2.7. Interruptor en aceite………………………………………………… 59
Figura 2.8. Interruptor de hexafluoruro de azufre ……………………………. 60
Figura 2.9. Interruptor con mecanismo de resortes………………………….. 63
Figura 2.10. Hoja de datos técnicos de un interruptor……………………….. 65
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
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
DERECHOS RESERVADOS
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
DERECHOS RESERVADOS
10
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
Tabla 4.5. Perfil de tensiones de ambos escenarios de operación…………. 112
Tabla 4.6. Cargabilidad de los Txs de ambos escenarios de operación……. 114
Tabla 4.7. Perfil de tensiones en contingencias………………………………. 119
Tabla 4.8. Cargabilidad de los Txs en contingencias…………………………. 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
DERECHOS RESERVADOS
11
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. Palabras claves: influencia de red de aerogeneradores, estudio de flujo de carga, estudio de cortocircuito, verificación de interruptores. [email protected]
DERECHOS RESERVADOS
12
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. Keywords: wind turbines network influence, load flow study, short circuit study, interrupting devices verification. [email protected]
DERECHOS RESERVADOS
13
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
protecciones.
La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que
represente al sistema de potencia, generalmente conocido como diagrama
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.
DERECHOS RESERVADOS
14
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:
• El capítulo I (El Problema), contiene el planteamiento del problema,
formulación del problema, objetivos planteados, justificación y delimitación
de la investigación.
• 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.
DERECHOS RESERVADOS
15
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
investigación, justificación e importancia de la investigación, y por último, se
presenta las delimitaciones donde se va a enmarcar la investigación.
1.1. Planteamiento del Problema.
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
DERECHOS RESERVADOS
16
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.
Otra de las acciones para resolver este problema, ha sido la
implementación de otras nuevas plantas de energía eléctrica a nivel nacional.
Cabe destacar que en Venezuela, la mayoría de las centrales instaladas son del
tipo termoeléctricas e hidroeléctricas. Una de las más importantes es la conocida
como represa del Guri, la cual es capaz de producir aproximadamente 50.000
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.
DERECHOS RESERVADOS
17
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.
Concretamente, la energía eólica es un recurso abundante, renovable,
limpio y ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al
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
DERECHOS RESERVADOS
18
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
generador, entre otros. Los aerogeneradores pueden trabajar de manera aislada o
agrupados en plantas de generación eólica también comúnmente llamados
parques eólicos.
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.
DERECHOS RESERVADOS
19
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
sistema eléctrico y la ejecución de los estudios de flujo de carga y cortocircuito.
1.2. Formulación del problema.
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?
DERECHOS RESERVADOS
20
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.
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.
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.
Realizar casos de estudio a fin de conseguir mejorar la condición operativa
del sistema del Estado Falcón al incorporar el parque eólico.
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.
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.
DERECHOS RESERVADOS
21
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
realizar para conseguir mejorar las condiciones operativas de dicho sistema
eléctrico al incorporar el mencionado parque eólico.
Entonces con los resultados 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.
DERECHOS RESERVADOS
22
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.
La delimitación de esta investigación se estableció en las instalaciones de
la empresa CORPOELEC en el Departamento Unidad Fuentes Alternas de Centro
– Occidente de la Subcomisionaduria Generación Fuentes Alternas de
CORPOELEC, cuya sede operativa está ubicada en la ciudad de Maracaibo. El
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.
DERECHOS RESERVADOS
23
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
objetivos, y abarca los siguientes aspectos: descripción de la empresa,
antecedentes de la investigación, bases teóricas, definición de términos básicos y
operacionalización de la variable.
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.
DERECHOS RESERVADOS
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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
para todo el pueblo venezolano.
Misión
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
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• Eficiencia
• Compromiso
Estructura Organizativa
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
para los nuevos motores, (b) describir el funcionamiento y las facilidades de la
herramienta computacional ETAP Power Station 4.0.0 como software para
estudios de sistemas eléctricos, (c) realizar en diferentes escenarios de operación
estudios de flujo de carga, cortocircuito y arranque de motores y (d) verificar
capacidades nominales de los dispositivos de protección instalados.
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
interruptores instalados poseían una capacidad nominal de régimen continuo
sobredimensionada para la carga alimentada, mientras que la capacidad nominal
de interrupción era adecuada al nivel de falla máximo esperado.
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.
El tipo de investigación fue descriptiva, con un diseño de investigación no
experimental, así como también documental, bibliográfica y de campo.
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.
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
de los interruptores con los resultados a obtener de los estudios de cortocircuito.
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
de buje de 60 m sobre el nivel del suelo, ubicados en cada parroquia estudiada.
Finalmente, se elaboro una matriz de decisión con la finalidad de concluir
acerca de cuáles áreas del eje Chejendé-Mosquey-Niquitao poseen las mejores
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 141-
1993, Grainger y Stevenson (1996), así como información obtenida por medio de
la red.
2.3.1. Estudios de Flujo de Carga
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
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.
El problema de flujo de potencia está sometido a las siguientes
condiciones:
• 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.
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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
Los sistemas eléctricos son muy extensos y se requiere de un medio visual
simplificado para representarlo completamente, con la finalidad de entender su
funcionamiento bajo sus varios posibles modos de operación. Un diagrama unifilar
sirve para este propósito. El diagrama unifilar consiste en una representación
donde se identifican las barras y líneas de interconexión de un sistema. Las
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
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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.
La información mostrada en el diagrama unifilar, define la configuración del
sistema así como la ubicación y tamaño de las cargas, generadores y equipos.
Ésta se organiza en una lista de datos que determina el modelo matemático para
cada componente del sistema de potencia y su respectiva conexión. La
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.
DERECHOS RESERVADOS
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Figura 2.2. Diagrama unifilar de un sistema de potencia industrial típico (IEEE Std.141-1993)
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Figura 2.3. Representación de barras y generadores (IEEE Std.141-1993)
Figura 2.4. Representación de cargas, líneas y transformadores (IEEE Std.141-1993)
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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 (Voltio-
Amperios, kVA) y un voltaje base (kV). Éstos determinarán la corriente e
impedancia base.
Los datos del sistema especifican los kVA base (o MVA) para todo el
sistema. Los kV base son escogidos para cada nivel de voltaje. Escogiendo el
voltaje nominal como base, simplifica el análisis y reduce las posibilidades de
errores en la interpretación de los resultados.
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
cuatro variables, indicadas en la figura 2.5.
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.
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• 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).
Es la barra en donde se especifica la potencia activa y la magnitud del
voltaje, desconociéndose la potencia reactiva.
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.
• Reactancia.
• Capacidades nominales de la línea en condiciones normales y bajo
contingencia.
• Nivel de tensión nominal.
• Condición de operación (activa o inactiva).
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
tap automático bajo carga (Load Tap Changer), que cambian automáticamente la
posición del tap para controlar el voltaje en uno de los lados del transformador.
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.
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• 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)
Donde:
Vector del total de corrientes en secuencia positiva que fluyen hacia las barras
del sistema.
: Vector de voltajes en secuencia positiva en las barras del sistema.
: 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)
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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
matrices de la forma cerrada. Debido a esto, las soluciones del estudio de flujo de
carga se obtienen por procedimientos que involucran técnicas iterativas.
• Algoritmos para la solución iterativa
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 Gauss-
Seidel 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.
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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
asociada. La corriente que entra a la barra k es:
(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:
DERECHOS RESERVADOS
45
(Ec. 2.7)
Por lo que:
(Ec. 2.8)
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:
(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.
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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:
(Ec. 2.11)
Siendo:
(Ec. 2.12)
Sustituyendo se tiene:
(Ec. 2.13)
Desarrollando:
(Ec. 2.14)
Por lo que:
(Ec. 2.15)
(Ec. 2.16)
DERECHOS RESERVADOS
47
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.
Los elementos del jacobiano son las derivadas de las cantidades referidas
en el punto anterior con respecto a las variables e y f.
El incremento de las variables es DeyDf. De esta manera se tiene para cada
uno de los tipos de barras:
• 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)
DERECHOS RESERVADOS
48
Lo cual en forma matricial es:
(Ec. 2.20)
2.3.2. Estudios de Cortocircuito
Los sistemas eléctricos de potencia son en general bastante complejos,
compuestos por un amplio rango de equipos destinados a la generación,
transmisión y distribución 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.
DERECHOS RESERVADOS
49
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
cantidad de capital de inversión es requerida en equipos de interrupción para
todos los niveles de voltaje, capaces de interrumpir las corrientes de falla y
también en el aislamiento del área. Por lo tanto, las razones principales por las
cuales se lleva a cabo un estudio de cortocircuito son las siguientes:
• 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.
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• 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
Los estudios de cortocircuito pueden ser realizados en la etapa de
planificación para ayudar a finalizar el diagrama del sistema, determinar niveles
de voltaje, calibre de los cables, transformadores y conductores. Para sistemas ya
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.
DERECHOS RESERVADOS
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.
• Corriente de cortocircuito asimétrica: ésta se genera si en el instante del
cortocircuito la FEM del generador fuese distinto de su valor máximo. La
intensidad en sus inicios tiene forma asimétrica, y amplitud mayor que la
anterior, pues a la componente alterna se le superpone una componente
unidireccional. La experiencia indica que la amplitud máxima de la corriente
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:
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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.
Los cortocircuitos trifásicos suelen ser los más dañinos de todos. Por eso
es común sólo llevar a cabo simulaciones trifásicas cuando se busca las máximas
magnitudes de corrientes de falla. Sin embargo, existen excepciones importantes,
para los cálculos, es preciso considerar el caso más desfavorable de los posibles.
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 delta-
estrella.
• 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
DERECHOS RESERVADOS
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
a) Decremento AC y DC
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
DERECHOS RESERVADOS
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
El decremento DC está caracterizado por el hecho que la corriente del
sistema previa a la falla no puede cambiar instantáneamente, una componente
unidireccional significativa podría 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
DERECHOS RESERVADOS
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
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
correcta de la corriente total de falla. Esta corriente es la que en general se utiliza
para determinar las capacidades de los interruptores y los dispositivos de
protección. Las consideraciones en 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
DERECHOS RESERVADOS
56
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.
Así mismo para efecto de calcular las corrientes de cortocircuito en
sistemas industriales, las normas respectivas han definido tres nombre y valores
específicos para la reactancia como se describen a continuación:
• 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,
DERECHOS RESERVADOS
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
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
externo. Sin embargo, los criterios de clasificación más importantes son el medio
y el mecanismo de operación para la interrupción de la corriente.
• 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.
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• 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
interrupción está en tanques de diámetro pequeño denominados polos, los cuales
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
(compartimiento sin conexión a tierra).
• 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.
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Figura 2.7. Interruptor en aceite(http://www.aislatension.com/conversion_interruptores.html)
b) Interruptores de aire comprimido
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.
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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.
Sin embargo, para algunas aplicaciones en climas muy fríos se debe tener
especial cuidado con la temperatura ambiente ya que el gas SF6 sometido a
presión y temperaturas bajas se puede licuar (6,1 bar a -25ºC ó 11,2 bar a -5ºC).
Los interruptores de SF6 se fabrican tanto del tipo de tanque vivo como de tanque
muerto. El interruptor de tanque muerto de SF6 es similar al de gran volumen de
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/e4a54e00ba178079c1256cc5003fadc8/$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
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.
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
arco concentrado en los interruptores de potencia, al menos para corrientes en el
entorno de la corriente nominal. Por ello, la erosión de los contactos durante la
operación con corrientes hasta los valores de la corriente nominal, es
despreciable.
• 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
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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.
Figura 2.9. Interruptor con mecanismo de resortes
(http://www05.abb.com/global/scot/scot235.nsf/veritydisplay/9027bdb9abc830eb85256be40051875c/$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
Los fabricantes de interruptores normalmente otorgan ciertos datos
técnicos de sus productos, entre los cuales principalmente se encuentran:
• Tensión nominal: que viene expresada en KV.
• 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.
Figura 2.10. Hoja de datos técnicos de un interruptor
(http://www.energy.siemens.com/us/pool/us/power-transmission/high-voltage-products/circuit-breakers/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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66
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
Como se indica en la Figura 2.11, un aerogenerador básicamente está
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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Figura 2.11. Estructura básica de un aerogenerador(http://es.wikipedia.org/wiki/Aerogenerador)
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
enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad refrigerante por
aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas
tiene generadores refrigerados por agua.
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.
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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
generada (50 o 60 Hz).
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
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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70
Figura 2.12. Aerogenerador de eje horizontal (http://www.archiexpo.es/prod/ningbo-feng-shen-
fengdian/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:
No necesitan torre, por lo que la instalación y mantenimiento de los
sistemas de generación es más fácil.
No necesitan mecanismo de orientación para enfocarse respecto al viento.
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• Sus desventajas:
Al estar cerca del suelo la velocidad del viento es baja
Poseen una baja eficiencia.
No son de arranque automático, requieren una conexión a la red para
poder arrancar utilizando el generador como motor.
Requieren cables tensores.
En la figura 2.13 se ilustra un aerogenerador del tipo eje vertical.
Figura 2.13. Aerogenerador de eje vertical (http://www.enrenovables.com/aerogenerador-de-eje-
vertical/)
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
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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
características de análisis que son requeridos para el sistema de potencia. Para
cubrir la mayoría de los complejos estudios con una gama de modelos,
DigSILENT GmbH ha desarrollado el software Power Factory el cual es el líder en
la integración de herramientas para el análisis de sistemas de potencia.
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,
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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
realizar estudios a fondo en la evaluación de un sistema eléctrico de potencia,
entre los cuales se tiene:
• 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.
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 de actuación ante escenarios
perturbadores. Entre éstos se tiene:
• Análisis de Flujos de Carga.
• Despacho de Potencia Activa y Reactiva.
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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).
2.4. Definición de Términos Básicos
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.
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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
tierra, entre dos fases en el caso de sistemas polifásicos en corriente
alterna o entre polos opuestos en el caso de corriente continua.
• Góndola: Contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo
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.
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• 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
plena carga, o de un conductor con exceso de corriente sobre su
ampacidad de régimen, que de persistir por tiempo suficientemente largo,
podría causar daño o sobrecalentamiento peligroso. Una falla, tal como un
cortocircuito o una falla a tierra, no se considera una sobrecarga.
• 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
DERECHOS RESERVADOS
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
los niveles de potencia que deben ser producidos por los aerogeneradores
para ser incorporados al mencionado sistema y satisfacer su demanda.
• Cuadro de variable: la tabla 2.1 muestra la operacionalización de la
variable objeto de estudio, con dimensiones e indicadores.
DERECHOS RESERVADOS
78
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 Específicos
Variable Sub-variable Sub-dimensión Indicadores
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.
Influ
enci
a de
la re
d de
aer
ogen
erad
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lcón
. Red eléctrica del Estado
Falcón Configuración Diagrama unifilar.
Componentes del sistema Generadores.
Transformadores. Líneas de transporte. Cargas. Elementos de compensación.
Especificaciones técnicas Datos de fabricantes. Datos de placas.
Red de aerogeneradores del parque eólico “Los
Taques”
Aerogeneradores Modelo. Fabricante. Generador eléctrico. Turbina. Tensión nominal (KV). Potencia nominal (MW). Velocidad nominal (rpm). Numero de polos. Frecuencia (Hz).
Numero de aerogeneradores Cantidad. Capacidad de generación
del parque. Megavatios.
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.
Estudio de flujo de carga. Herramienta computacional Power Factory.
Escenarios Condiciones actuales. Incorporación del parque eólico.
Simulaciones Reportes de salida.
Comparación de resultados Niveles de tensión. Cargabilidad.
Realizar casos de estudio a fin de conseguir
mejorar la condición operativa del sistema del
Estado Falcón al incorporar el parque
eólico.
Estudio de Flujo de Carga
Herramienta computacional Power Factory.
Escenarios Incorporación del parque eólico. Casos de mejoramiento del sistema eléctrico.
Simulaciones Reportes de salida.
Comparación de resultados Niveles de tensión. Cargabilidad.
DERECHOS RESERVADOS
79
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 Específicos
Variable Sub-variable Sub-dimensión Indicadores
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.
Influ
enci
a de
la re
d de
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Falc
ón.
Estudio de cortocircuito Herramienta computacional Power Factory. Escenarios Condiciones actuales.
Incorporación del parque eólico.
Simulaciones Reportes de salida.Comparación de resultados Niveles de corriente de
cortocircuito.
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.
Red eléctrica del Estado Falcón
Datos técnicos de los interruptores
Tensión nominal (kV, rms). Capacidad de interrupción (MVA o kA). Frecuencia (Hz).
Verificación de capacidades nominales
Capacidad de interrupción de los interruptores en todas las barras a estudiar versus nivel de corriente de cortocircuito en cada barra.
Identificación de dispositivos que no cumplan
Cantidad de interruptores que no cumplen con las nuevas exigencias.
Propuesta para reemplazo Modelos de interruptores del mismo fabricante o de otro fabricante que cumplan con las nuevas exigencias.
DERECHOS RESERVADOS
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,
técnicas e instrumentos de recolección de datos, y por último, se presenta las
diferentes actividades a realizar para el desarrollo del estudio.
3.1. Tipo de investigación
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
DERECHOS RESERVADOS
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.
De igual manera, se detallan las características eléctricas de la red para
poder evaluar el comportamiento de variables como tensión, corriente y flujos de
potencia del sistema en dos escenarios de trabajo, que incluye: operación actual
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.
DERECHOS RESERVADOS
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 documentales (impresas, audiovisuales,
electrónicas).” (p.27).
Este tipo de investigación se basa principalmente, como su nombre lo
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
DERECHOS RESERVADOS
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
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
totalidad de los elementos que forman un conjunto. La muestra, de acuerdo a
Hernández et al., (2006), es el subgrupo de la población del cual se recolectan los
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
expresión operativa del diseño de investigación, la especificación concreta de
cómo se hará la investigación.” (p.184).
Mientras que, según Arias (2006) un instrumento de recolección de datos
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
DERECHOS RESERVADOS
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
digital con archivos en formato de documentos (doc, docx, pdf, entre otros).
b) Observación indirecta.
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.
DERECHOS RESERVADOS
86
3.5. Fases de la investigación
Fase 1: Documentación.
Actividades a realizar:
• Revisión del material técnico del sistema eléctrico del Estado Falcón
proporcionado por la empresa CORPOELEC.
• Realización de reuniones con el tutor industrial asignado por la empresa
CORPOELEC.
• Revisión del diagrama unifilar.
• Revisión de las características técnicas correspondientes al parque eólico
del municipio los Taques.
• Identificación de tipos de interruptores actualmente instalados.
• Revisión de las características técnicas de los interruptores actualmente
instalados.
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.
DERECHOS RESERVADOS
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.
Fase 3: Casos de mejoramiento del sistema eléctrico.
Actividades a realizar:
• 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.
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.
DERECHOS RESERVADOS
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
investigación. En otro orden de ideas, es necesario resaltar que para la realización
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).
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.
DERECHOS RESERVADOS
90
Figura 4.1. Diagrama Unifilar del Estado Falcón (CORPOELEC)
DERECHOS RESERVADOS
91
Tabla 4.1. Niveles de tensión de transmisión en subestaciones del Estado Falcón.
Subestación Nivel de tensión (KV)
Transmisión DistribuciónEl Isiro 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 13,8
Judibana 115 13,8
Pueblo Nuevo 115 13,8
Los Taques 115 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
DERECHOS RESERVADOS
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
cuenta para las simulaciones. De igual manera, existen otras fuentes de suministro
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
se tomará en cuenta para este trabajo de investigación.
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 Cantidad de Unidades Generadoras
Nivel de Tensión de Generación (KV)
Genevapca 3 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
DERECHOS RESERVADOS
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
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
a cómo se encuentran actualmente. Los parámetros técnicos de las mismas
se presentan en el anexo IV.
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
(aerogeneradores) funcionan con la fuerza del viento que acciona las palas de la
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
vez, está conectado a un primer eje (llamado eje de baja velocidad) que gira a la
misma velocidad angular que el rotor.
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.
DERECHOS RESERVADOS
95
Figura 4.2. Vista frontal y lateral del aerogenerador Made AE – 61
(http://www.sotaventogalicia.com/pdf/Made_AE_61.pdf?PHPSESSID=2897ed3b17be5649911bbde51a5487d1)
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
DERECHOS RESERVADOS
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
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
posteriormente conectarse a la línea de transmisión en 115 kV de CORPOELEC
proveniente de la subestación Los Taques. En la tabla 4.3 se encuentra más
específicamente los parámetros técnicos de este modelo de aerogenerador.
Tabla 4.3. Datos Técnicos del Aerogenerador Made AE – 61.
Potencia Velocidad Vn (kV) F.P Xd'' X2 X0 Nominal Nominal
(MW) (RPM) 1.32 1800 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.
DERECHOS RESERVADOS
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
tensión que se manejan en el sistema bajo estudio y los colores asignados a los
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.
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
DERECHOS RESERVADOS
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) Color
230 Rojo
115 Azul
34.5 Amarillo
18 Piel
13.8 Piel
0.69 Piel
Figura 4.4. Directorio de la Base de datos utilizada (DigSILENT Power Factory)
DERECHOS RESERVADOS
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
distintos niveles de tensión de las subestaciones, mientras que los terminales
representan la salida de los circuitos.
Figura 4.5. Modelado de barras y terminales (DigSILENT Power Factory)
DERECHOS RESERVADOS
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).
Al seleccionar la opción “Tipo” se escoge entre crear un nuevo modelo o
seleccionar uno ya existente en la base de datos. Este menú se muestra en la
figura 4.7.
Figura 4.6. Ingreso de nuevo Transformador de Potencia de dos devanados (DigSILENT Power
Factory)
DERECHOS RESERVADOS
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
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
del proyecto, se selecciona la opción “Tipo del Proyecto”. De ser necesario crear
un nuevo modelo de transformador de potencia en la base de datos del usuario, se
selecciona la opción “Nuevo Tipo de Proyecto”.
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.
DERECHOS RESERVADOS
102
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).
DERECHOS RESERVADOS
103
Figura 4.9. Creación nuevo modelo de generador (DigSILENT Power Factory)
Los valores de reactancia subtransitoria, de secuencia cero y de secuencia
negativa se ingresan en cualquiera de las pestañas relacionadas a estudios de
cortocircuitos. (Ver figura 4.10).
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
DERECHOS RESERVADOS
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.
Figura 4.11. Modelado de grupos de generación distribuida (DigSILENT Power Factory)
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.
DERECHOS RESERVADOS
105
Figura 4.12. Modelado de la red externa equivalente (DigSILENT Power Factory)
Figura 4.13. Modelado de la red externa equivalente – Estudio cortocircuito (DigSILENT Power
Factory)
DERECHOS RESERVADOS
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
relacionadas con dicho estudio y solo es necesario el ingreso de la susceptancia
de secuencia “cero” (B0).
Figura 4.14. Modelado de nuevo tipo de línea de transmisión (DigSILENT Power Factory)
DERECHOS RESERVADOS
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).
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.
DERECHOS RESERVADOS
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.
Para la realización de los estudios se contempló un caso base, él cual fue
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
Falcón para el año 2017, de igual manera este caso posee ciertas particularidades
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.
DERECHOS RESERVADOS
109
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.
DERECHOS RESERVADOS
110
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
conectar, entonces esto implica una interrupción del servicio eléctrico para
los usuarios.
• Generadores activos trabajan en servicio continuo.
• Generadores inactivos no trabajan.
• 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.
DERECHOS RESERVADOS
112
Tabla 4.5. Perfil de tensiones de ambos escenarios de operación
Barras
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
presente en barra
(kV/% de la tensión
nominal)
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la tensión nominal)
Planta Centro 230
230 kV (100%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
230 kV (100%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
El Isiro 230
226.45 kV (98%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
221.14 kV (96%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
El Isiro 115
114.67 kV (99%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
111.97 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Punto Fijo II 115
112.11 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
111.63 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Punto Fijo I A 115
112.03 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
111.67 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Punto Fijo I B 115
112.03 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
111.67 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Manaure 111.97 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
111.66 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Genevapca A 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%)
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%)
DERECHOS RESERVADOS
113
Tabla 4.5. Perfil de tensiones de ambos escenarios de operación (continuación)
Barras
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
presente en barra (kV/% de la tensión nominal)
Niveles de tensiones permitidos (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%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Pta Coro 115 118.88 kV (103%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
115.99 kV(101%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Coro I 115 117.27 kV (102%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
114.31 kV(99%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Coro II 115 116.72 kV (101%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
113.75 kV(99%)
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%)
DERECHOS RESERVADOS
114
Tabla 4.6. Cargabilidad de los Txs de ambos escenarios de operación
Transformadores
Caso Horizonte 2017 Caso Incorporación del Parque Eólico
Potencia nominal (MVA)
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 68.98 23.35% 65.05 22.55% 100
TE_Urumaco Gen Distribuida 1-4 3.35 10.80% 3.35 11.11% 32
TE_Dabajuro Gen Distribuida 1-4 6.71 21.28% 6.71 21.65% 32
TE_P. Cardon 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 g 1 51.14 42.62% 52.37 43.64 % 120
TR Elevador IPP g 2 51.14 42.62% 52.37 43.64 % 120
TR Elevador IPP g 3 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
DERECHOS RESERVADOS
115
Tabla 4.6. Cargabilidad de los Txs de ambos escenarios de operación (continuación)
Transformadores
Caso Horizonte 2017
Caso Incorporación del Parque Eólico
Potencia nominal (MVA)
Carga asociada en MVA
% de carga
respecto a
potencia nominal
Carga asociada en MVA
% de carga
respecto a
potencia nominal
PJC TFG 7 126.56 61.74% 128.06 62.47% 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% 40
TX2_PET 34.5 - 115 N/A N/A 25.32 63.54% 40
TX3_PET 34.5 - 115 N/A N/A 25.32 63.54% 40
TX4_PET 34.5 - 115 N/A 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
DERECHOS RESERVADOS
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
Como se observa en la Tabla 4.5 los niveles de tensión obtenidos en todas
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
tomadas como las de referencia. Sin embargo los niveles de tensiones obtenidos
se encuentran dentro de los valores de tensiones permitidos por la norma utilizada
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.
DERECHOS RESERVADOS
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.
Es necesario resaltar, que la barra Holcim Pto Cumarebo 115 y Urumaco
115 tienen una tensión de 106.33 kV (92%) y 107.95 kV (94%) respectivamente,
por lo tanto se encuentran con un nivel de tensión por debajo del límite de tensión
mínimo establecido por la norma, es decir que si este escenario de operación se
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.
DERECHOS RESERVADOS
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:
• Caso 1: con un Autotransformador menos en El Isiro 230/115 kV.
• Caso 2: con una Línea menos Josefa Camejo A 115 kV – Judibana 115 kV.
• Caso 3: con una Línea menos Los Taques 115 kV – Judibana 115 kV.
• Caso 4: con una Línea menos Parque Eólico Los Taques 115 kV – Los
Taques 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.
DERECHOS RESERVADOS
119
Tabla 4.7. Perfil de tensiones en contingencias
Barras
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la
tensión nominal)
Nivel de tensión
presente en barra (kV/%
de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra (kV/%
de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra (kV/%
de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra (kV/%
de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra (kV/%
de la tensión
nominal)
Planta Centro 230
230 kV (100%)
230 kV (100%)
230 kV (100%)
230 kV (100%)
230 kV (100%)
218.5 kV – 241.5 kV
(95% – 105%)
El Isiro 230 220.98 kV (96%)
221.07 kV (96%)
221.11 kV (96%)
221.10 kV (96%)
221.17 kV (96%)
218.5 kV – 241.5 kV
(95% – 105%)
El Isiro 115 112.23 kV (98%)
111.93 kV (97%)
111.96 kV (97%)
111.95 kV (97%)
111.99 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Punto Fijo II 115
111.64 kV (97%)
111.61 kV (97%)
111.60 kV (97%)
111.59 kV (97%)
111.65 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Punto Fijo I A 115
111.67 kV (97%)
111.66 kV (97%)
111.64 kV (97%)
111.63 kV (97%)
111.69 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Punto Fijo I B 115
111.67 kV (97%)
111.66 kV (97%)
111.64 kV (97%)
111.63 kV (97%)
111.69 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Manaure 111.66 kV (97%)
111.65 kV (97%)
111.64 kV (97%)
111.63 kV (97%)
111.68 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Genevapca A 115
112.04 kV (97%)
112.03 kV (97%)
112.02 kV (97%)
112.01 kV (97%)
112.06 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Genevapca B 115
112.04 kV (97%)
112.03 kV (97%)
112.02 kV (97%)
112.01 kV (97%)
112.06 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Amuay A 115
111.95 kV (97%)
111.95 kV (97%)
111.92 kV (97%)
111.91 kV (97%)
111.98 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Amuay B 115
111.95 kV (97%)
111.95 kV (97%)
111.92 kV (97%)
111.91 kV (97%)
111.98 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Cardón A 115
111.20 kV (97%)
111.19 kV (97%)
111.17 kV (97%)
111.16 kV (97%)
111.22 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Cardón B 115
111.20 kV (97%)
111.19 kV (97%)
111.17 kV (97%)
111.16 kV (97%)
111.22 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Josefa Camejo A
112.28 kV (98%)
112.28 kV (98%)
112.26 kV (98%)
112.25 kV (98%)
112.31 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
DERECHOS RESERVADOS
120
Tabla 4.7. Perfil de tensiones en contingencias (continuación)
Barras
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la
tensión nominal)
Nivel de tensión
presente en barra
(kV/% de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra
(kV/% de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra
(kV/% de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra
(kV/% de la tensión
nominal)
Nivel de tensión
presente en barra
(kV/% de la tensión
nominal)
Josefa Camejo B
112.28 kV (98%)
112.28 kV (98%)
112.26 kV (98%)
112.25 kV (98%)
112.31 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
CPP 115 111.80 kV (97%)
111.80 kV (97%)
111.78 kV (97%)
111.77 kV (97%)
111.83 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Punto Fijo IV 115
111.46 kV (97%)
111.44 kV (97%)
111.43 kV (97%)
111.42 kV (97%)
111.48 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Pta Coro 115 116.05 kV (101%)
115.95 kV (101%)
115.97 kV (101%)
115.97 kV (101%)
116.01 kV (101%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Coro I 115 114.38 kV (99%)
114.27 kV (99%)
114.30 kV (99%)
114.29 kV (99%)
114.34 kV (99%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Coro II 115 113.82 kV (99%)
113.71 kV (99%)
113.74 kV (99%)
113.73 kV (99%)
113.77 kV (99%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Holcim Pto Cumarebo115
106.61 kV (93%)
106.29 kV (92%)
106.32 kV (92%)
106.31 kV (92%)
106.35 kV (92%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Urumaco 115 108.17 kV (94%)
107.93 kV (94%)
107.94 kV (94%)
107.94 kV (94%)
107.96 kV (94%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Dabajuro 115 110.35 kV (96%)
110.22 kV (96%)
110.23 kV (96%)
110.22 kV (96%)
110.23 kV (96%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Mene Mauroa 115
115 kV (100%)
115 kV (100%)
115 kV (100%)
115 kV (100%)
115 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Judibana 115 112.17 kV (98%)
112.11 kV (97%)
112.14 kV (98%)
112.13 kV (98%)
112.20 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
PUEBLO NUEVO
112.04 kV (97%)
111.98 kV (97%)
112.01 kV (97%)
112.00 kV (97%)
112.08 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV
(95% – 105%)
Los Taques 115
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%) Parque Eólico
Los Taques 115
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%)
Parque Eólico Los Taques
34.5
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%)
DERECHOS RESERVADOS
121
Tabla 4.8. Cargabilidad de los Txs en contingencias
Transformadores
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5
Potencia nominal (MVA)
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
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 61.15 % 53.16 61.12 % 30
TE_P. Amuay TFG 1-3 (3) 50.29 57.44 % 50.29 57.44 % 50.29 57.45 % 50.29 57.46 % 50.29 57.43 % 30
TR Elevador IPP g 1 52.35 43.62 % 52.40 43.66 % 52.46 43.71 % 52.49 43.74 % 52.28 43.57 % 120
TR Elevador IPP g 2 52.35 43.62 % 52.40 43.66 % 52.46 43.71 % 52.49 43.74 % 52.28 43.57 % 120
TR Elevador IPP g 3 52.35 43.62 % 52.40 43.66 % 52.46 43.71 % 52.49 43.74 % 52.28 43.57 % 120
PJC TFG 1 128.05 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
DERECHOS RESERVADOS
122
Tabla 4.8. Cargabilidad de los Txs en contingencias (continuación)
Transformadores
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5
Potencia nominal (MVA)
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
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 39.97 % 12.11 40.37 % 15
PET_TX_LOTE5 (2) 13.36 44.53 % 13.36 44.55 % 13.32 44.40 % 13.30 44.33 % 13.52 44.69 % 15
PET_TX_LOTE6 (2) 13.36 44.53 % 13.36 44.55 % 13.32 44.40 % 13.30 44.33 % 13.52 44.69 % 15
PET_TX_LOTE7 (2) 13.36 44.53 % 13.36 44.55 % 13.32 44.40 % 13.30 44.33 % 13.52 44.69 % 15
PET_TX_LOTE8 (2) 13.36 44.53 % 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
DERECHOS RESERVADOS
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
encontrándose dimensionados para suplir con holgura la carga a la que están
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.
Mientras que el resto de los transformadores se encuentran con una cargabilidad
menor a la dicha anteriormente.
• 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.
DERECHOS RESERVADOS
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
Tal como se ilustra en la Tabla 4.7 y en comparación con los resultados de
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
no sufren modificaciones significativas. Del mismo modo, 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 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.
DERECHOS RESERVADOS
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.
En cuanto a la cargabilidad de los transformadores se puede decir al igual
que en los casos anteriores que los transformadores se encuentran
dimensionados para suplir la carga a la que estén asociados. Debido a que, se
encontró un máximo de cargabilidad del 63.23%, tal como se puede apreciar en la
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
DERECHOS RESERVADOS
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
cambios importantes, tal como se puede visualizar en los resultados de la Tabla
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
encontrando por debajo del nivel de tensión mínimo permitido de acuerdo con la
norma de la empresa.
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:
DERECHOS RESERVADOS
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.
Los resultados obtenidos de los casos de mejoramiento del sistema
eléctrico del Estado Falcón se encuentran ilustrados en la Tabla 4.9 para el perfil
de tensiones y por otro lado la cargabilidad de los transformadores se puede
observar en la Tabla 4.10.
DERECHOS RESERVADOS
128
Tabla 4.9. Mejoramiento del perfil de tensiones
Barras
Caso 1 Caso 2
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la tensión nominal)
Nivel de tensión presente en barra
(kV/% de la tensión nominal)
Nivel de tensión presente en barra
(kV/% de la tensión nominal)
Planta Centro 230 230 kV (100%)
230 kV (100%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
El Isiro 230 222.63 kV (97%)
222.58 kV (97%)
218.5 kV – 241.5 kV (95% – 105%)
El Isiro 115 112.96 kV (98%)
112.83 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
Punto Fijo II 115 111.77 kV (97%)
111.75 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
Punto Fijo I A 115 111.77 kV (97%)
111.76 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
Punto Fijo I B 115 111.77 kV (97%)
111.76 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
Manaure 111.75 kV (97%)
111.74 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
Genevapca A 115 112.12 kV (97%)
112.12 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV(95% – 105%)
Genevapca B 115 112.12 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%)
DERECHOS RESERVADOS
129
Tabla 4.9. Mejoramiento del perfil de tensiones (continuación)
Barras
Caso 1 Caso 2
Niveles de tensiones permitidos (kV/% de la
tensión nominal)
Nivel de tensión presente en barra
(kV/% de la tensión nominal)
Nivel de tensión presente en barra
(kV/% de la tensión nominal)
Josefa Camejo B 112.37 kV (98%)
112.36 kV (98%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
CPP 115 111.89 kV (97%)
111.89 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Punto Fijo IV 115 111.55 kV (97%)
111.54 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Pta Coro 115 116.88 kV (102%)
116.84 kV (102%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Coro I 115 115.23 kV (100%)
115.18 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Coro II 115 114.67 kV (100%)
114.62 kV (100%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Holcim Pto Cumarebo115
109.32 kV (95%)
111.20 kV (97%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Urumaco 115 109.60 kV (95%)
110.44 kV (96%)
109.25 kV – 120.75 kV (95% – 105%)
Dabajuro 115 111.07 kV (97%)
111.15 kV (97%)
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%)
DERECHOS RESERVADOS
130
Tabla 4.10. Cargabilidad de los Txs en casos de mejoramiento
Transformadores
Caso 1 Caso 2
Potencia nominal (MVA)
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
TE_P. Cardon TFG 1-3 (3) 53.16 61.09 % 53.16 61.09 % 30
TE_P. Amuay TFG 1-3 (3) 50.29 57.40 % 50.29 57.40 % 30
TR Elevador IPP g 1 52.00 43.33 % 52.03 43.36 % 120
TR Elevador IPP g 2 52.00 43.33 % 52.03 43.36 % 120
TR Elevador IPP g 3 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
DERECHOS RESERVADOS
131
Tabla 4.10. Cargabilidad de los Txs en casos de mejoramiento (continuación)
Transformadores
Caso 1 Caso 2
Potencia nominal (MVA)
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 % 13.35 44.50 % 15
PET_TX_LOTE6 (2) 13.35 44.49 % 13.35 44.50 % 15
PET_TX_LOTE7 (2) 13.35 44.49 % 13.35 44.50 % 15
PET_TX_LOTE8 (2) 13.35 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.
DERECHOS RESERVADOS
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
el perfil de tensiones de dichas barras en comparación con el caso incorporación
del parque eólico.
Se vislumbra en cuanto a la cargabilidad de los transformadores que siguen
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
dentro del rango de niveles de tensiones permitidos por la norma de la empresa.
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
con el caso incorporación del parque eólico.
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
DERECHOS RESERVADOS
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)
los niveles de las corrientes de cortocircuito asociados a cada una de las barras
pertenecientes al sistema eléctrico, con el propósito de verificar si los dispositivos
de protección son los adecuados para resguardar los elementos conectados al
sistema. El fin principal de un estudio de cortocircuito es determinar si los
dispositivos de protección alojados en el, son adecuados, y en aquellos casos en
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
DERECHOS RESERVADOS
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.
4.6.2. Resultados.
Los resultados obtenidos referentes a las simulaciones de los casos de
estudio se pueden observar en la Tabla 4.11, que ilustra los niveles de corriente
de cortocircuito para el tiempo de evolución de la falla de ½ ciclo y con los tipo de
falla (trifásica y línea a tierra) del sistema eléctrico del Estado Falcón.
DERECHOS RESERVADOS
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 33.50 31.29
Punto Fijo I B 115 33.00 30.99 33.50 31.29
Manaure 22.71 20.71 22.93 20.83 Genevapca A 115
32.43 36.61 32.86 36.97
Genevapca B 115 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
DERECHOS RESERVADOS
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 10.20 9.03
Coro II 115 10.34 9.24 10.35 9.25
Holcim Pto Cumarebo115 2.64 1.69 2.64 1.69
Urumaco 115 5.23 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:
DERECHOS RESERVADOS
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
pesar de que generalmente la falla trifásica es la que otorga los mayores niveles
de cortocircuito, se dio en este caso que fuese la falla línea a tierra la que diera los
mayores niveles de cortocircuito y esto se debe a que en dichas barras se
encuentran conectados transformadores de potencia en estrella y generadores de
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:
DERECHOS RESERVADOS
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.
Ahora bien, en este apartado se verifican si los interruptores actualmente
instalados en el sistema eléctrico del Estado Falcón, soportan los nuevos niveles
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:
: El interruptor se encuentra dimensionado para soportar el nivel de
corriente de cortocircuito.
DERECHOS RESERVADOS
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)
Observación
Planta Centro 230 30.71 40
El Isiro 230 15.52 25
El Isiro 115 18.72 25
Punto Fijo II 115 30.55 40
Punto Fijo I A 115 33.50 40
Punto Fijo I B 115 33.50 40
Manaure 22.93 25
Genevapca A 115 36.97 40
Genevapca B 115 36.97 40
Amuay A 115 59.14 65
Amuay B 115 59.14 65
Cardon A 115 26.01 40
Cardon B 115 26.01 40
Josefa Camejo A 76.16 100
DERECHOS RESERVADOS
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)
Observación
Josefa Camejo B 76.16 100
CPP 115 48.95 65
Punto Fijo IV 115 33.31 40
Pta Coro 115 19.21 25
Coro I 115 10.20 25
Coro II 115 10.35 25
Holcim Pto Cumarebo115 2.64 25
Urumaco 115 5.23 25
Dabajuro 115 5.16 25
Mene Mauroa 115 51.44 65
Judibana 115 63.45 65
PUEBLO NUEVO 23.92 25
Los Taques 115 20.48 25
Parque Eólico Los Taques 115 13.33 25
Parque Eólico Los Taques 34.5 33.46 40
DERECHOS RESERVADOS
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
características técnicas de los elementos que componen el parque eólico
de Los Taques, fue incompleta, lo cual dificulto el modelado de la red para
las simulaciones; estas características técnicas corresponden a
aerogeneradores y transformadores. Se tuvo que recurrir a ubicar los
fabricantes seleccionados para su instalación y pedirles la información
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
DERECHOS RESERVADOS
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
de cortocircuito presente en el sistema fue de 76.16 kA en las barras de
Josefa Camejo A y Josefa Camejo B, para una falla de línea a tierra en ½
ciclo, para el caso incorporación del parque eólico, el cual es un valor que
no supera la capacidad nominal de interrupción del interruptor actualmente
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,
DERECHOS RESERVADOS
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.
DERECHOS RESERVADOS
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:
• Crear y actualizar periódicamente una base de datos que contemple
información referente a los valores técnicos de los aerogeneradores u otros
equipos a utilizar en otros proyectos de aumento de generación para
Venezuela.
• Tomar en consideración los resultados y sugerencias dadas en el estudio
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.
DERECHOS RESERVADOS
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
Falcón al incorporar el parque eólico de Los Taques.
DERECHOS RESERVADOS
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
diseño de investigación) (5ª Ed.). Maracaibo, Venezuela: Editorial de la
Universidad del Zulia.
Bolívar, D. (2011). Estudio prospectivo para el aprovechamiento del recurso energético eólico del estado Trujillo, para la empresa corpoelec s.a., a través de su filial c.a. enelven. (Trabajo especial de grado para optar al 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%20141-1993%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.
DERECHOS RESERVADOS
149
Anexos
DERECHOS RESERVADOS
150
Anexo I. Datos Técnicos de Transformadores de Potencia
Ubicación MVA R.T (kV) %Z %Z0 Grupo de Conexión
S/E El Isiro El Isiro 230/115
100 230/115 7,52 7,52 YNyn0 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
Planta Genevapca
TR Elevador IPP g 1 120 115/13,8 12 10,3 Ynd0
TR Elevador IPP g2 120 115/13,8 12 10,3 Ynd0
TR Elevador IPP g3 120 115/13,8 12 10,3 Ynd0
Planta Josefa Camejo
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
DERECHOS RESERVADOS
151
Anexo II. Datos Técnicos de Generadores
Planta Generador MW Vn (kV) F.P Xd'' X2 X0
Genevapca
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
Josefa Camejo
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 0,12 0,115
PJC_GAS5 120 18 0,85 0,14 0,12 0,115
PJC_GAS6 120 18 0,85 0,14 0,12 0,115
PJC_GAS7 120 18 0,85 0,14 0,12 0,115
PJC_GAS8 120 18 0,85 0,14 0,12 0,115
PJC_GAS9 120 18 0,85 0,14 0,12 0,115
Amuay
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
Cardón
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
S/E Dabajuro
Dabajuro Gen Distr G1-4 3 13,8 0,8 0,2 0,2 0,1
Dabajuro Gen Distr G1-4 3 13,8 0,8 0,2 0,2 0,1
S/E Urumaco
Urumaco Gen Distribuida G1-4 3 13,8 0,8 0,2 0,2 0,1
DERECHOS RESERVADOS
152
Anexo III. Datos Técnicos de Líneas de transmisión Línea Parámetros Técnicos de Líneas
Longitud (Km)
R (Ohm/Km)
X (Ohm/Km)
C(uF/Km)
Ro (Ohm/Km)
Xo (Ohm/Km)
Co (uF/Km)
Vn(kV)
Composición del
conductor
Calibre del Conductor
El Isiro - Punto Fijo II
83 0.1211 0.4959 0.00887766 0.3162 1.1023 0.00514123 115 ACAR 500 MCM
P.Fijo II - P.Josefa Camejo
10 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
Genevapca - P. Fijo I L1
10 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
Genevapca - P. Fijo I L2
10 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
Manaure - P.Fijo I
6 0.1211 0.4959 0.00887766 0.3162 1.1023 0.00514123 115 ACAR 500 MCM
Genevapca - Manaure
4 0.1211 0.4959 0.00887766 0.3162 1.1023 0.00514123 115 ACAR 500 MCM
Cardón - Genevapca
L1 (2)
7.5 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
Cardón - Josefa
Camejo L1 (2)
20 0.086 0.48 0.00989413 0 0 0 115 927 MCM
Genevapca - Amuay B L1
(2)
21 0.086 0.48 0.00989413 0 0 0 115 927 MCM
Josefa Camejo B - Amuay A L1
(3)
2.1 0.086 0.48 0.00989413 0 0 0 115 927 MCM
Punto Fijo II - Punto Fijo I L1
(2)
6 0.1218 0.4925 0.00928669 0.5371 1.6621 0.00571234 115 ACAR 500 MCM
Punto Fijo I - P. Fijo IV L1
(2)
6 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
Punto Fijo IV - Josefa
Camejo A L1 (2)
6 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
Punto Fijo II - Judibana
10 0.1211 0.4959 0.00887766 0.3162 1.1023 0.00514123 115 ACAR 500 MCM
Judibana - Los Taques
10 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM
Judibana – Pueblo Nuevo
L1 (2)
7.5 0.12 0.496 0.00989413 0 0 0 115 ACAR 500 MCM
Josefa Camejo A - Judibana L1
(3)
1 0.0569 0.5248 0.00893655 0.447 1.459 0.00600279 115 ACAR 1100 MCM
P. Coro - Isiro 20 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM P.Coro - Coro
I L1-2 14 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM
Coro I-Coro II 10 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM
DERECHOS RESERVADOS
153
Anexo III. Datos Técnicos de Líneas de transmisión (Continuación) Línea Parámetros Técnicos de Líneas
Longitud (Km)
R (Ohm/Km)
X (Ohm/Km)
C(uF/Km)
Ro (Ohm/Km)
Xo (Ohm/Km)
Co (uF/Km)
Vn(KV
)
Composición del conductor
Calibre del
Conductor
P.Coro - Coro II
13 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM
El Isiro - C.
Caribe
45 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM
El Isiro - Urumaco L1 (2)
65 0.1714 0.4928 0.00907422 0.363 1.5339 0.00539164 115 ACAR 350 MCM
Urumaco -
DabajuroL1
53 0.0945 0.402 0.01082254 0.3511 1.7002 0 115 ACAR 750 MCM
Dabajuro - Mene Mauroa
L1
52 0.0945 0.402 0.01082254 0.3511 1.7002 0 115 ACAR 750 MCM
DERECHOS RESERVADOS
154
Anexo IV. Datos Técnicos de las Cargas del Sistema de Transmisión Carga
Potencia Activa (MW) Factor de Potencia
Load Manaure 38 0.9500000
Load Amuay 201 0.8999999
Load Cardón 146 0.9000002
CPP 277 0.9000000
Load P. Fijo II 115 40.7 0.9000000
Load P.Fijo IV 115 123.7 0.8999999
Load Judibana 115 68.5 0.9000000
Load Los Taques 115 16.6 0.9000000
PNU 11.11 0.9000000
Load Coro-I 65.4 0.9000000
Load CoroII_115 124.7 0.9000001
Load Holcim Pto. Cumarebo 115
32.7 0.8999999
Load Urumaco 28.8 0.8999999
L.occ Dabajuro 19.845 0.9500000
L.occ Menemauroa 14.88375 0.9500000
DERECHOS RESERVADOS
155
Anexo V. Escritorio de trabajo del DigSILENT Power Factory
DERECHOS RESERVADOS
156
Anexo VI. Diagrama Unifilar de la red de transmisión del Estado Falcón en el DigSILENT Power Factory
DERECHOS RESERVADOS
