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6TO CONGRESO IBEROAMERICANO DE ESTUDIANTES DE INGENIERÍA ELÉCTRICA (VI CIBELEC 2015)
Emulador Electromecánico de un Convertidor
de Energía de las Olas
Marta H. Rodrigues Nunes, Alexander Cepeda Quintero, Dan El Montoya, Antonio de la Villa Jaén
Resumen—Un convertidor de energía de las olas es un dispositivo
capaz de interceptar y convertir la energía undimotriz en energía
eléctrica. El presente trabajoreporta la implantación
experimental de la extracción de energía de las olas emulando el
movimiento de un sistema oscilante boyante mediante un motor
eléctrico convencional, de potencia integral, controlado
eléctricamente por un variador de velocidad de formato
comercial, logrando reproducir la dinámica del movimiento
oscilante de la boya transmitido como movimiento rotacional al
eje de un generador eléctrico, también de potencia integral. En
primer lugar se simulan ambos sistemas, boya-generador y
motor-generador, para luego realizar el montaje experimental
del sistema variador-motor-generador controlado a través de una
placa electrónica de arquitectura y código abierto. Finalmente, se
comparan las formas de onda de tensión a la salida del generador
obtenidas por simulación con las registradas experimentalmente
a través de la plataforma basada en el sistema variador-motorgenerador, de relativo bajo costo y dimensiones más reducidas
que sus similares basados en sistemas hidrodinámicos.
Palabras claves—Código abierto,
undimotriz, variador de velocidad.
energía
de
las
olas,
I. INTRODUCCIÓN
La energía de las olas es una forma de almacenamiento de
la energía solar. El sol produce diferentes temperaturas a
través del planeta generando vientos que soplan sobre la
superficie del océano que a su vez causan el oleaje. Las olas
ofrecen la mayor densidad de energía de todas las fuentes de
energía alternativa. Por ejemplo, una intensidad de radiación
solar de 0,1 a 0,3 kW/m2 de superficie horizontal se convierte
en una intensidad de flujo de potencia promedio de 2 a 3
kW/m2 en un plano vertical perpendicular a la dirección de
propagación de la ola [1].El agua cubre aproximadamente el
70% de la superficie total del planeta. En un día promedio, 60
millones de kilómetros cuadrados de mares tropicales
absorben un monto de radiación solar equivalente, en
contenido calórico, a 245 billones de barriles de petróleo [2].
Artículo recibido el 27 de febrero de 2015. Este artículo fue financiado por
la Universidad Central de Venezuela.
M.H.R.N,A.C, D.M. están con la Universidad Central de Venezuela,
Ciudad Universitaria de Caracas, Facultad de Ingeniería, Escuela de
Ingeniería Eléctrica, Caracas, Estado Miranda, Venezuela, Tlf. +58-2126053025, E-mail: [email protected], [email protected],
[email protected]
A.V.J. está con la Universidad de Sevilla, Camino de los Descubrimientos,
Sevilla, España, Tlf. +34-954-487283, E-mail: [email protected]
Como ocurre con las otras formas de energía renovable, la
energía de las olas no está distribuida uniformemente
alrededor del planeta. La distribución global de los niveles de
potencia de las olas en kW/m de frente de onda se muestra en
la Fig. 1, donde se observa quelas mayores fuentes de energía
de las olas se encuentran principalmente a lo largo de la costa
occidental de Europa, fuera de las costas de Canadá y Estados
Unidos y en la costa sur de Australia y América del Sur [3].
FIG. 1. Distribución global de los niveles de potencia de las
olas.
Un convertidor de energía de las olas es un dispositivo
capaz de interceptar y convertir la energía undimotriz en
energía eléctrica.
En la última década se han reportado prototipos de
laboratorio, con el objeto de emular el movimiento de un
convertidor de energía de las olas, utilizando motores lineales
y sistemas hidrodinámicos, que son equipos sumamente
costosos de propósito específico y, por lo general, de grandes
dimensiones.
Por ejemplo, Charles y Sánchez presentan en [4] un sistema
capaz de generar oleaje en una piscina de poca profundidad
utilizando un motor eléctrico lineal; D. Montoya reporta en [5]
la emulación del movimiento de un sistema oscilante mediante
el control de velocidad de un motor de inducción; M. Blanco y
col. [6], han reportado la utilización de un generador lineal de
imanes permanentes para reproducir el movimiento de un
sistema oscilante; Liu y col. [7] presentaron la reproducción
de los perfiles de ola típicos presentes en el golfo de México,
utilizando un tanque, a escala de laboratorio, con una máquina
controlada.
El presente trabajo reporta la emulación experimental de la
extracción de energía de las olas emulando el movimiento de
un sistema oscilante boyante mediante un motor eléctrico
convencional, de potencia integral, controlado eléctricamente
por un variador de velocidad de formato comercial.
En primer lugar, se presentan las simulaciones realizadas,
tomando como base el modelo hidrodinámico desarrollado por
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Montoya y de la Villa [5]. Posteriormente, se validan
experimentalmente los resultados obtenidos por medio de un
sistema variador-motor-generador controlado a través de un
Arduino, el cual es una plataforma de hardware libre diseñada
para facilitar el uso de la electrónica en proyectos
multidisciplinarios [8]. En la sección II se reseñan ensayos de
laboratorio previos que han permitido emular el movimiento
de un convertidor de energía de las olas mediante un motor
eléctrico. En la sección III se presentan algunas definiciones
necesarias para la comprensión de los sistemas undimotrices.
En las secciones IV y V se describen los modelos simulados
por medio del software Simulink® y se reportan las formas de
onda de las respuestas obtenidas para el sistema boyagenerador y motor-generador, respectivamente. La sección VI
describe el montaje de laboratorio y reporta los resultados
obtenidos. En la sección VII se comparan las respuestas
simuladas con las experimentales. Finalmente, en la sección
VIII se presentan las conclusiones.
II. ANTECEDENTES: EMULACIÓN DE CONVERTIDORES DE
ENERGÍA DE LAS OLAS
El trabajo de Charles y Sánchez [4] presenta un sistema
basado en un motor eléctrico lineal programado para generar
diversos oleajes aleatorios, tanto regulares como irregulares,
que son utilizados para realizar pruebas experimentales con
modelos físicos a escala de laboratorio. El motor lineal
impulsa una paleta de tipo pistón, produciendo el movimiento
del agua en un canal de poca profundidad, construido con una
estructura metálica de aluminio. Este sistema permite contar
con un equipo como base experimental para la investigación
de los procesos de oleaje.
El trabajo de D. Montoya [5] emula el movimiento oscilante
de un sistema de extracción de energía de las olas, con un
generador síncrono accionado por un motor de inducción,
controlando la velocidad de rotación de este último por medio
de una señal sinusoidal, obtenida a partir de un generador de
señales. En consecuencia, la respuesta simulada del generador
reproduce las formas de onda de tensión esperadas con las
cuales estudiaron el control reactivo para los sistemas
oscilantes y el desempeño del generador síncrono para
controlar la extracción de potencia y la velocidad de la turbina
en el caso del oscilador de columna de agua. De este trabajo se
tomó el modelo hidrodinámico para las simulaciones
presentadas en este artículo.
M. Blanco y col. [6] describen una prueba de laboratorio
donde se reproduce el movimiento de un sistema oscilante
utilizando únicamente una máquina eléctrica lineal sin
accionamiento mecánico (primo motor) externo; operándola
máquina eléctrica lineal como dos sub-máquinas controladas
por dos convertidores de potencia separados. De esta forma se
controla una sub-máquina como emulador del convertidor de
energía de las olas y la otra como generador lineal. Esta
configuración permite probar y comparar diferentes estrategias
de captura de energía de las olas bajo condiciones reales de
oleaje.
El trabajo de Liu y col. [7] presenta la implantación, en un
laboratorio, de un sistema de generación de olas, el cual
simula las condiciones del océano en el Golfo de México,
permitiendo desarrollar y probar prototipos de convertidores
de energía de las olas. El sistema está compuesto por un motor
que, a través de un eje de transmisión, entrega potencia a un
sistema de poleas y engranajes que reducen la velocidad y por
medio de una serie de brazos y barras se logra el movimiento
de una aleta localizada dentro del tanque de agua.
III. MARCO TEÓRICO
A. Energía undimotriz
La energía undimotriz, o energía de las olas, es una forma de
almacenamiento de la energía solar. El sol produce diferencias
de temperatura a través del planeta, causando vientos que
soplan sobre la superficie del océano y ocasionan el oleaje.
Estas olas de aguas profundas no deben confundirse con las
olas que rompen en las costas. Cuando una ola alcanza aguas
superficiales disminuye su velocidad y su longitud de onda
pero crece en altura. Las mayores pérdidas de energía se
producen en el rompimiento de la ola y en la fricción con el
fondo marino, así que sólo una fracción del recurso alcanza la
costa [9].
Entre las ventajas que presenta la energía undimotriz se
destacan:
• Las olas ofrecen la mayor densidad de energía de todas las
fuentes de energía alternativa. Por ejemplo, una intensidad
de radiación solar de 0,1 a 0,3 kW/m2 de superficie
horizontal se convierte en una intensidad de flujo de
potencia promedio de 2 a 3 kW/m2 en un plano vertical
perpendicular a la dirección de propagación de la ola [1].
• Limitado impacto negativo sobre el ambiente. No emite
gases contaminantes y el impacto visual es mucho menor
que con otras energías.
• Las olas pueden viajar largas distancias con pocas pérdidas
de energía.
• Alta disponibilidad, ya que es un recurso abundante y
cercano a grandes consumidores.
• Se ha reportado que los dispositivos pueden generar energía
durante el 90% del tiempo comparado con un 20%-30% para
los dispositivos de energía eólica y solar [1].
B. Conceptos básicos
Una ola transporta tanto energía cinética, asociada a la
velocidad de sus partículas, como energía potencial
gravitacional, asociada con su elevación.
La energía total de una ola depende principalmente de dos
factores: su altura (H) y su periodo (T), los cuales son
funciones de la velocidad y la duración del viento. Esta
energía se puede expresar en unidades de W/m de frente de
onda incidente [9].
Considerando la ola como una onda plana, la modelación
matemática de la función característica de elevación η(x,t)está
dada por:
,
cos
(1)
donde A representa la elevación máxima, ω la velocidad
angular temporal, k la velocidad angular espacial, t el tiempo y
x la distancia.
Esta función espacio temporal admite la representación de
la Fig. 2, que permite visualizar otros parámetros
característicos de la ola tales como: la longitud L, la altura H,
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la profundidad h, la velocidad del frente de ola C y el nivel de
la superficie marina SWL [10].
FIG. 2. Parámetros característicos de una ola.
La energía asociada a la ola E, en unidades de J/m2, se
puede calcular como:
(2)
a su dirección.Son capaces de absorber la energía de un
frente de onda de varias veces su dimensión horizontal, así
que poseen gran potencial de captura [9].
Un ejemplo de este último tipo de dispositivos es el Power
Buoy, desarrollado por la compañía OPT (Ocean Power
Technologies) y mostrado en la Fig. 4 [11]. Es una unidad
capaz de generar hasta 40 kW de potencia [3]. Basa su
funcionamiento en el aprovechamiento del movimiento
vertical y pendular del oleaje a través de una boya, abierta por
la parte inferior, y de unos 2 a 5 metros de diámetro. Un
sistema hidráulico aprovecha el movimiento relativo entre el
flotador y el mástil de la boya y bombea un fluido a alta
presión que mediante una turbina acciona un generador
eléctrico. La energía obtenida se traslada a la costa mediante
un cable submarino. En caso de oleaje extremo, el sistema
automáticamente se bloquea y cesa la generación de
electricidad. Cuando la altura de las olas vuelve al nivel
normal el sistema se desbloquea y comienza a operar
nuevamente.
Donde ρ es la densidad del agua del océano y g la aceleración
de la gravedad.
C. Convertidores de energía de las olas
Un convertidor de energía de las olas o Wave Energy
Converter (WEC) es un dispositivo capaz de interceptar y
convertir la energía undimotriz de las olas en energía eléctrica
útil.
Los trabajos iniciales en esta área apuntaron a dispositivos
flotantes y los clasificaron como: eliminador, atenuador y
absorbedor puntual, tal como se muestra en la Fig. 3 [9]. Esta
clasificación se basa en la descripción del principio de
operación de los convertidores, presentada a continuación.
FIG. 4. Ejemplo de absorbedor puntual: Power Buoy.
Olas incidentes
Eliminador
Atenuador
Absorbedor
Puntual
FIG. 3. Escala y orientación de los convertidores de energía de
las olas.
• Eliminador: dispositivos que tienen su eje principal paralelo
al frente de ola, es decir, se disponen perpendiculares a la
dirección de avance de la ola procurando captar toda la
energía de una sola vez.
• Atenuador: dispositivos que se colocan paralelos a la
dirección de avance de las olas. Son estructuras largas que
van extrayendo la energía de modo progresivo. Están menos
expuestos a daños y requieren menores esfuerzos de anclaje
que los eliminadores.
• Absorbedor puntual: son estructuras con simetría axial sobre
un eje vertical, de pequeñas dimensiones en comparación
con la longitud de la ola incidente y por lo tanto, indiferentes
D. Métodos de extracción de potencia
A la hora de diseñar un WEC, se debe seleccionar el
mecanismo de extracción de potencia a emplear, también
denominado Power Take-Off (PTO). Este proceso puede
dividirse en varias etapas, dependiendo de las diversas
conversiones que ocurren hasta obtener la señal adecuada para
conectarse a la red.
• Extracción hidráulica: el sistema de extracción hidráulica
consta de un cilindro hidráulico, una bomba hidráulica y un
motor hidráulico. La ola provoca un movimiento ascendente
y descendente del pistón del cilindro, bombeando un fluido
presurizado (normalmente aceite) a través de la bomba, la
cual alimenta el motor hidráulico. De este motor se obtiene
el movimiento rotativo necesario para accionar un generador
eléctrico. Estos sistemas son más baratos de diseñar y
construir que los mecanismos de conversión de energía
directa, pero las pérdidas en el bombeo y en el motor lo
convierten en un sistema mecánico de baja eficiencia,
además por la gran cantidad de partes móviles que posee
impone mantenimiento alto[1].
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• Extracción neumática: ell diseño de turbina de aire más
popular para este tipo de aplicaciones es la turbina de Wells
por su habilidad de rotar en laa misma dirección sin importar
la dirección del flujo de aire. Esta turbina se acopla a un
generador eléctrico. Los sistemas de extracción neumática
tienen limitada eficiencia (60 - 65%) y suelen ser ruidosos
[1].
• Extracción directa: los generadores lineales son aquellos que
convierten directamente la energía del movimiento oscilante
de vaivén a velocidad reducida en energía eléctrica de baja
frecuencia que necesitará ser procesada por dispositivos de
electrónica de potencia para ser conectada a la re
red de
frecuencia industrial. El dispositivo consta de una parte
móvil llamada translator sobre el cual se montan los imanes
con polaridad alterna. El translator se mueve linealmente
cerca de un estator estacionario que contiene bobinas
formadas por espiras conductoras.
onductoras. Entre el translator y el
estator existe un entrehierro que sirve de medio para que se
induzca tensión en los arrollados estatóricos, debido al
campo magnético que cambia con el movimiento del
convertidor. Un gran número de sistemas de extracción
directa han sido diseñados durante los últimos años. En su
mayoría, estos diseños involucran un absorbedor puntual y
un sistema de referencia, donde el movimiento relativo lineal
entre ambos es el que produce la generación.
E. Esquema del sistema a estudiar
En la Fig. 5 se observa el esquema del sistema bajo estudio,
basado en el modelo presentado por Tedeschi y Molinas [12]
[12].
Este sistema está conformado por una boya esférica de 2,5 m
de radio, rígidamente unida a una pértiga restringida a
movimiento vertical
al bajo la acción de las olas incidentes. La
pértiga posee una cremallera que engrana con un piñón de
dientes rectos. Este engranaje transforma el movimiento
rectilíneo vertical de la pértiga, en movimiento rotacional
sobre el eje del generador eléctrico, sin necesidad de ningún
sistema hidráulico o neumático intermedio. La carga eléctrica
del generador será considerada puramente resistiva.
oscilante de la boya para transmitirlo como movimiento
rotacional al eje del generador.
Se estudió el caso de oleaje regular, para olas con alturas de
1 m, 1,5 m y 2 m con periodos de 6 s, 8 s y 10 s
respectivamente.
n por medio del sistema motormotor
FIG. 6. Esquema de emulación
generador.
Para el montaje experimental se utilizaron máquinas
rotativas trifásicas de potencia integral, disponibles en el
Laboratorio de Máquinas Eléctricas de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica “Melchor Centeno V.” de la Universidad
Central de Venezuela; específicamente,
specíficamente, una máquina
asincrónica rotor bobinado cortocircuitado
ocircuitado y una máquina
sincrónica, cuyos datos
atos de placa se muestran en la Tabla I y en
la Tabla II, respectivamente.
TABLA I
E PLACA DEL MOTOR ASINCRÓNICO
AS
UTILIZADO.
PRINCIPALES DATOS DE
Potencia nominal [kVA]
Tensión nominal [V]
Corriente nominal [A]
Frecuencia nominal [Hz]
Velocidad de sincronismo [rpm]
3,5
120/208
16,8/9,7
50
1000
TABLA II
PRINCIPALES DATOS DE PLACA DEL GENERADOR SINCRÓNICO UTILIZADO.
Potencia nominal [kVA]
Tensión nominal [V]
Corriente nominal [A]
Frecuencia nominal [Hz]
Velocidad de sincronismo [rpm]
Tensión de excitación nominal [V]
Corriente de excitación nominal [A]
5
110/220
26,3/13,1
50/60
1000/1200
125
3,3
Siguiendo los procedimientos descritos en las guías de
laboratorio [13] basadas en estándares de la IEEE,
IEEE se
parametrizaron los circuitos equivalentes
equivalente de régimen
permanente de ambas máquinas (ver Fig. 7 y Fig. 8).
FIG. 5. Modelo simplificado del convertidor de energía de las
olas a emular.
El esquema de la emulación del sistema se presenta en la
Fig. 6.. Se sustituye la boya, la pértiga y el engranaje por un
motor eléctrico asincrónico controlado por un variador de
velocidad que debe reproducir la dinámica del movimiento
FIG. 7. Circuito equivalente monofásico del motor.
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FIG. 8. Circuito equivalente monofásico del generador.
Es importante destacar que se despreció el efecto de la
temperatura (aumento de la resistencia óhmica por
calentamiento) y el efecto piel (dependencia de la inductancia
con la frecuencia) en los parámetros de estos modelos.
Adicionalmente, se determinó el momento de inercia de
cada máquina, obteniendo un valor de 0,3 kg·m2 para el motor
asincrónico y 0,112 kg·m2 para el generador sincrónico.
El variador de velocidad a utilizar es el Altivar 66 de la
marca Telemecanique, cuyos parámetros principales se
resumen en la Tabla III.
TABLA III
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL VARIADOR DE VELOCIDAD.
Tensión de alimentación [V]
Potencia motor [HP]
Entradas lógicas
Salidas lógicas
Entradas analógicas
Salidas analógicas
208/230 (trifásica)
10
4 (24 V, 10 mA)
2 (24 V, 200 mA máximo)
2 (0 – 10 V/ 4 – 20 mA)
4 – 20 mA
La señal de consigna de velocidad se obtiene a partir de la
simulación del sistema hidrodinámico (conjunto boyagenerador). Esta señal se debe adecuar para que sea
compatible con el variador de velocidad a utilizar.
En primer lugar, se consideró la utilización de una tarjeta de
adquisición de datos, pero se presentó la dificultad de que no
permitía el funcionamiento en tiempo real. También, se
intentó con un DSP (Digital SignalProcessor) pero la versión
disponible no cuenta con salidas analógicas, por lo que no era
posible la comunicación directa con las entradas analógicas
del variador de velocidad.
Por último, se realizaron pruebas con un Arduino Uno,
plataforma de hardware y programación de código abierto,
basada en una placa con un microcontrolador y un entorno de
desarrollo, que cuenta con 14 pines de entradas/salidas
digitales, de las cuales 6 pueden ser usadas como salidas
PWM, 6 entradas analógicas y comunicación para PC, vía
conexión USB. En la Fig. 9 se muestra la cara frontal de la
placa [8].
FIG. 9. Arduino Uno.
Las pruebas realizadas con el Arduino Uno resultaron
satisfactorias; a pesar de que no cuenta con salidas analógicas,
se comprobó que, para el caso de un motor controlado por un
variador de velocidad, se puede realizar el control por medio
de una señal PWM ya que la máquina toma el valor promedio
de la señal y responde de forma adecuada. Esta señal PWM se
puede conectar directamente a una de las entradas analógicas
del variador de velocidad.
Se aprovechó la librería de la compañía Mathworks® que
permite programar algoritmos en Simulink® compatibles con
el microprocesador Arduino, lo cual facilitó la programación.
Para lograr que el motor tenga el comportamiento deseado,
girando hacia un lado y hacia el otro dependiendo del
semiciclo de la onda sinusoidal de control de velocidad, se
debe configurar el variador para que permita este
funcionamiento.
El variador Altivar 66 permite utilizar sus dos entradas
analógicas como consigna de velocidad. La entrada analógica
AI1 puede tomar valores de 0 a 10 V y la entrada analógica
AI2 valores de 0 a 5 V. Se puede configurar el variador para
que la señal de AI2 se multiplique por (-1), se sumen ambas
señales (AI1 + AI2) y si el resultado es negativo se invierta el
sentido de giro.
Por lo tanto, la señal obtenida a la salida del modelo boyagenerador se ajusta para que sólo tome valores positivos de 0 a
5 V (valores de tensión a la salida del Arduino Uno) y se
conecta a la entrada AI1. En otra de las salidas PWM de la
placa Arduino se coloca un valor DC de 2,5 V y se conecta a
la entrada AI2. De esta forma se logra el comportamiento
deseado para la aplicación.
El montaje final realizado en el laboratorio se muestra en la
Fig. 10.
FIG. 10. Diagrama de conexiones del montaje realizado en el
laboratorio.
IV. SIMULACIÓN DEL SISTEMA BOYA-GENERADOR
El modelo de simulación en el dominio del tiempo que se
muestra en la Fig. 11 ha sido implementado en Matlab™
Simulink® con el fin de observar la forma de onda de tensión a
la salida del generador y determinar los parámetros de
velocidad necesarios para configurar la señal de consigna para
la posterior emulación experimental.
El subsistema hidrodinámico implementado, con base a [5],
modela el comportamiento del convertidor de energía de las
olas. Las entradas de este subsistema son la fuerza del PTO y
la fuerza de excitación. Este subsistema tiene como salidas la
posición, la velocidad y la aceleración del flotador o boya. La
velocidad lineal del flotador se convierte en una velocidad
angular. Esta velocidad es la entrada mecánica del bloque que
modela el generador síncrono (disponible en una de las
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librerías del software Simulink®). En este bloque se introducen
todos los parámetros del generador eléctrico a utilizar (Fig. 8).
A la salida del generador se coloca una carga resistiva pura
de 2,4 kW (equivalente a la carga disponible en el
laboratorio).
Al finalizar la simulación, que modela el comportamiento
del sistema durante cinco minutos, se obtienen las formas de
onda de tensión y velocidad.
FIG. 11. Modelo del sistema boya-generador.
Por cuestiones de espacio sólo se muestran tres de las
formas de onda de tensión por fase (a) y velocidad (b)
obtenidas como resultado de la simulación (ver Figuras 12, 13
y 14).
(b)
FIG. 12. Formas de onda para el caso de altura 2 m y periodo
6 s (sistema boya-generador).
(a)
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V. SIMULACIÓN DEL SISTEMA MOTOR-GENERADOR
En la Fig. 15se muestra el modelo de simulación en el
dominio del tiempo que ha sido implementado en Matlab™
Simulink® con el fin de emular el comportamiento del
convertidor de energía de las olas por medio de un motor
asincrónico al cual se le aplica un control de velocidad y
observar la forma de onda de tensión a la salida del generador.
Simulink® ofrece la posibilidad de un bloque que representa
un motor asincrónico con un variador de velocidad
incorporado. Este bloque tiene como entrada la alimentación
del motor, la referencia de velocidad (Fig. 12(b), Fig. 13(b) y
Fig. 14(b)) y el par de la carga, es decir del PTO. También en
este bloque, se configuran las características del motor
utilizado (Fig. 7) y los parámetros del variador (Tabla III).
En este modelo, la velocidad del motor asincrónico es la
que se usa como referencia de velocidad para el generador
síncrono. Los demás parámetros del generador no cambian
respecto al modelo anterior.
(a)
(b)
FIG. 13. Formas de onda para el caso de altura 2 m y periodo
8 s (sistema boya-generador).
(a)
FIG. 15. Modelo del sistema motor-generador.
Al finalizar la simulación, que se lleva a cabo por un tiempo
de tres veces el periodo de la ola, se obtienen las formas de
onda de tensión a la salida del generador. Por cuestiones de
especio, sólo se muestran tres casos en las Figuras 16, 17 y 18.
(b)
FIG. 14. Formas de onda para el caso de altura 2 m y periodo
10 s (sistema boya-generador).
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(a)
FIG. 19. Montaje experimental.
FIG. 16. Forma de onda de tensión por fase para el caso de
altura 2 m y periodo 6 s (sistema motor-generador).
FIG. 17. Forma de onda de tensión por fase para el caso de
altura 2 m y periodo 8 s (sistema motor-generador).
FIG. 18. Forma de onda de tensión por fase para el caso de
altura 2 m y periodo 10 s (sistema motor-generador).
(b)
A continuación se muestran en las Figuras 20, 21 y 22, las
tres formas de onda que corresponden a los tres casos
reportados previamente como resultados de las simulaciones.
FIG. 20. Forma de onda de tensión por fase para el caso de
altura 2 m y periodo 6 s (experimental).
FIG. 21. Forma de onda de tensión por fase para el caso de
altura 2 m y periodo 8 s (experimental).
VI. EXPERIMENTACIÓN
VII. ANÁLISIS DE RESULTADOS
En la Fig. 19 se muestra el montaje experimental: en (a) se
observan las máquinas y los instrumentos utilizados y en (b) el
control de velocidad. Se realizaron las pruebas respectivas
para todos los casos de oleaje antes mencionados y se
registraron las formas de onda a la salida del generador con un
osciloscopio marca Tektronix de la serie TDS3000.
Se puede observar que las formas de onda de tensión
obtenidas en ambas simulaciones, sistema boya-generador y
sistema motor-generador, y las obtenidas experimentalmente
presentan un comportamiento similar.
En el caso de las olas de altura 2 m y periodo 6 s y 8 s, se
observa una diferencia menor a 1 V entre las formas de onda
simuladas y las experimentales.
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Para la ola de altura 2 m y periodo 10 s, la diferencia entre
el valor pico de la tensión por fase simulada y el valor
experimental es de aproximadamente 4 V.
Adicionalmente, a partir del montaje experimental realizado
en este trabajo, se podría implementar una realimentación, ya
sea de corriente o potencia, desde la carga hacia un dispositivo
que corra en línea el modelo hidrodinámico; de forma tal que
la referencia de velocidad del motor se ajuste en tiempo real a
los cambios de la carga eléctrica.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]
[2]
[3]
[4]
FIG. 22. Forma de onda de tensión por fase para el caso de
altura 2 m y periodo 10 s (experimental).
[5]
VIII. CONCLUSIONES
[6]
La energía de las olas es una de las energías renovables que
se perfila como una alternativa viable y eficiente para el
futuro, sin embargo aún existen una gran cantidad de desafíos
a resolver.
Uno de los principales retos es la adecuación de la señal
obtenida a la salida del generador a la red de frecuencia
industrial. Para poder evaluar diversas estrategias de control es
importante contar con métodos que permitan obtener las
típicas formas de onda de tensión.
En este artículo se presentan las formas de onda de tensión
típicas, obtenidas utilizando solamente un motor de inducción
convencional al cual se le aplica un control de velocidad por
medio de un variador de velocidad de formato comercial y una
placa Arduino, montaje experimental de relativo bajo costo y
dimensiones más reducidas que sus similares basados en
sistemas hidráulicos o equivalente.
Se estudiaron los escenarios de oleaje regular, sin embargo
esta misma estrategia de control se puede aplicar para oleajes
irregulares, simplemente modificando la señal de consigna de
velocidad que se le indica al Arduino.
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
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ISBN: 978-980-7185-03-5
P-65
6TO CONGRESO IBEROAMERICANO DE ESTUDIANTES DE INGENIERÍA ELÉCTRICA (VI CIBELEC 2015)
Análisis del Sistema Eléctrico de Potencia de
las Divisiones Punta de Mata y Furrial de
PDVSA Oriente, considerando la
Implementación de un Esquema de Detección
de Operación en Modo Isla
Carlos Vásquez, Loureing Betancourt, Rhonald Quijada
Resumen—En el presente trabajo se analiza el comportamiento
en régimen permanente y transitorio del sistema eléctrico de
PDVSA Dirección Ejecutiva de Producción Oriente, considerando
la incorporación de las nuevas plantas de generación de ciclo
simple a gas que entrarán en operación para el año 2.015. La
metodología de estudio consideró la determinación de las
condiciones de operación en régimen permanente en t=0- y bajo la
activación del esquema de detección de modo isla y posterior
separación del Sistema Interconectado Nacional. Luego se realizó
un estudio de estabilidad transitoria (t=0+), para evaluar la
respuesta dinámica de los generadores y las variables eléctricas en
las barras del Sistema, durante la ocurrencia de fallas en la red
troncal a 765 kV, así como pérdida de generación en Guayana,
que activen el esquema de detección de modo isla. Finalmente, se
evaluó el impacto en la red originado por el arranque del motor
de mayor capacidad considerando la operación en isla. Para
determinar el modelo dinámico del motor, fue necesario estimar
los parámetros de su circuito equivalente, así como la aplicación
del método de regresión no lineal para obtener el modelo de la
carga partiendo de los datos suministrados por el fabricante.
Palabras claves— Arranque de Motor, Contingencia,
Cortocircuito, Estabilidad, Flujo de Carga, Plantas de
Generación.
I. INTRODUCCIÓN
El incremento acelerado en la demanda de un Sistema
Eléctrico de Potencia, puede ocasionar la operación de la red
de transmisión cerca de los límites de transporte así como
déficit en la Generación de Energía Eléctrica, pudiendo
ocasionar un impacto negativo en la productividad de las
industrias. El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) venezolano no
escapa a esta realidad, por lo cual Petróleos de Venezuela S.A
Artículo recibido el 27 de Febrero de 2015. Este artículo fue financiado
por Petróleos de Venezuela S.A.
C.V., L.B. y R.Q. están con la Petróleos de Venezuela S.A., Av Alirio
Ugarte Pelayo, Edificio ESEM, Gerencia de Estudios y Proyectos Servicios
Eléctricos Oriente, Maturín, Estado Monagas, Venezuela, Tlf. ++58-29164028172818,
+58-424-9287257,
E-mail:
[email protected],
[email protected], [email protected]
(PDVSA) desarrolló un Plan de Autosuficiencia Eléctrica a
nivel Nacional, cuyo alcance contempla la ejecución de
proyectos de generación en sus áreas operacionales.
En el Oriente del país, específicamente en las Divisiones
Furrial y Punta de Mata de PDVSA, se tiene previsto la
instalación de 290,8 MW ISO de Generación Termoeléctrica
Ciclo Simple a Gas, siendo la potencia generada inyectada al
Sistema Eléctrico de Transmisión de 115 kV del sector
petrolero, disponiendo de esta manera de un sistema
autosuficiente. No obstante se plantea como premisa mantener
la interconexión con el SEN para garantizar confiabilidad y
disponibilidad en el suministro de energía, lo que implica
intercambio de flujos de potencia a través del sistema de
transmisión del SEN y de PDVSA para satisfacer
requerimientos del sector No Petrolero.
En este artículo se evalúa el comportamiento del sistema de
PDVSA Dirección Ejecutiva de Producción (DEP) Oriente,
realizando estudios sobre la base de datos 2.016 que modela la
red de transmisión de PDVSA y el SEN en el Oriente del País,
empleando el Software ETAP Power Station. Los análisis
abarcarán el estudio de Flujos de Potencia y la evaluación del
comportamiento dinámico del sistema ante grandes
perturbaciones.
Dentro de las perturbaciones grandes se encuentran:
cambios bruscos momentáneos o sostenidos de grandes
cargas, pérdidas de generación, pérdidas de líneas importantes
y fallas tipo cortocircuito y fases abiertas. Como
perturbaciones pequeñas se puede mencionar: un cambio
pequeño y gradual de la carga, cambios en la ganancia de un
regulador automático de voltaje en el sistema excitación de
una unidad generadora, entre otras. [1]
II. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA DEPO
El Sistema Eléctrico de PVDSA Dirección Ejecutiva de
Producción Oriente, está conformado por la red de
Transmisión de las Divisiones Punta de Mata y Furrial,
constituidas por 266,4 km de líneas en 115 kV y una
capacidad instalada de transformación de 1.070,35 MVA.
Este sistema se encuentra interconectado con el SEN,
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mediante Subestaciones de Transmisión pertenecientes a la
Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC). En la Fig. 1,
se muestra el Sistema Eléctrico de Transmisión de PDVSA
Planificado para el año 2.016.
FIG. 1. Sistema Eléctrico de PDVSA planificado para el 2.016.
III. PREMISAS DEL ESTUDIO
A. Régimen Permanente
• El estudio, se desarrollará en la base del Sistema Eléctrico de
Potencia Región Oriente, con la Generación y Demanda
estimada para el año 2.016.
• Se consideró la Operación de las Plantas de Generación
Eléctrica El Furrial (PGEF) de 4 x 58 MW ISO (punto de
operación 40 MW cada máquina) y PIGAP II de 2 x 29,4
MW ISO (punto de operación 25 MW cada máquina).
• Durante la operación en isla, se ajustó como referencia del
sistema (Swing) la Unidad 100 de la PGEF. El resto de la
generación instalada se modeló como elemento PV.
• Los Generadores existentes Jusepín y Santa Bárbara en
servicio, con un punto de Operación de 16 MW@V:1,00 p.u.
y 12 MW@1,00 p.u. respectivamente.
B. Régimen Dinámico
• La activación del Esquema de Detección de Operación en
Modo Isla se realizará por variaciones de frecuencia por
debajo de 59 Hz y por encima de 60,85 Hz con un tiempo de
retardo de 100 ms + tiempo de actuación relé + tiempo de
actuación de las teleprotecciones + tiempo de operación
interruptor.
• Adicionalmente, se tendrá activación por variación de voltaje
por debajo de 80% y por encima de 110% con un tiempo de
retardo de 250 ms + tiempo de actuación relé + tiempo de
actuación de las teleprotecciones + tiempo de operación
interruptor.
• El ajuste de los relés de mínima tensión (ANSI 27) en las
barras del PDVSA se establece en 85%@5s.
• El estudio de arranque de motores se realizará tomando en
cuenta las recomendaciones y mejores prácticas para su
ejecución descritas en la IEEE Std 399, considerando un
escenario de mínimo nivel de cortocircuito y máxima carga
en el sistema. [2]
• Se evaluará el arranque del motor mayor en Miniplanta 3
(MPEJ-3), para lo cual la inercia del sistema a considerar
corresponderá únicamente a la asociada al motor más el
Coupling Gear (acoplamiento Motor-Carga) el cual modela
el efecto de la caja de velocidad que se encarga de acoplar la
carga mecánica al motor luego del período de arranque. Una
vez acoplado se incrementará gradualmente la carga hasta
alcanzar 100% del valor nominal.
IV. CRITERIOS DEL ESTUDIO
A. Régimen Permanente:
En régimen permanente solo se evaluarán los perfiles de
voltaje en las barras de 115 kV. Se verificará que el voltaje en
las barras de las subestaciones permanezca entre 0,95 p.u. y
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1,05 p.u. para condición normal de operación y posterior a la
activación del esquema de detección de modo isla.
B. Régimen Dinámico
• Se analizará las variaciones del ángulo de los rotores de los
generadores presentes en el sistema (δ, en Grados), así como
también las gráficas de la frecuencia (%f) y tensión (%V) en
todas las barras a 115 kV. Estos parámetros permiten
determinar el comportamiento transitorio del sistema y
verificar su estabilidad ante la ocurrencia de perturbaciones
y fallas con activación del Esquema de Detección de Modo
Isla.
• Para el análisis de los resultados se tomarán en cuenta las
recomendaciones establecidas en el capitulo 8 (“Stability
Studies”) de la norma IEEE Std.399-1997, que establece
que, para que un sistema sea estable las oscilaciones del
ángulo del rotor deben amortiguarse dentro de un valor por
debajo de los 6s, esta respuesta se considera como
“Respuesta de Estabilidad Normal” [2]. Sin embargo, existe
otra situación que se considera “Respuesta de Estabilidad
Marginal” esto ocurre cuando el sistema después de ser
sometido a una perturbación no es capaz de normalizar antes
de los 5 s.
• En las Barras a 115 kV se verificará que al ocurrir el evento
transitorio no se provoque un “sag” de voltaje menor a 0,85
p.u durante un tiempo mayor a 5 s, a fin de evitar la
actuación de las protecciones de mínima tensión.
• En el instante cuando se inicie el arranque de motores los
perfiles de voltaje se evaluarán bajo los lineamientos
establecidos dentro de la norma ANSI C84.1 en condición
de contingencia (Rango B), para verificar los criterios de
calidad de servicio. [3]. En la Tabla I, se resumen los rangos
ANSI.
TABLA I
RANGOS DE VOLTAJE SEGÚN ANSI C84.1.
Rango
A
B
Máximo
Voltaje de Utilización y
Servicio
105%
105,20%
Mínimo
Voltaje de
Voltaje de
Utilización
Servicio
90%
97,53%
86%
95%
• Para garantizar que el arranque del motor sea seguro, se debe
garantizar la operación por debajo de los valores
establecidos en la curva de límite térmico de la ANSI/IEEE
Std. 620, la cual define que la corriente del arranque del
motor debe estar comprendida entre seis veces la corriente
nominal (6In) para tiempo de daño de 6,25 s y tres veces la
corriente nominal (3In) para 60 s. [4]. Las curvas de límite
térmico se muestran en la Fig. 2.
C. Modelado del Sistema Eléctrico de Potencia en Estudio.
Para evaluación de la red eléctrica de la Dirección
Ejecutiva de Producción Oriente, se modeló el sistema de
generación en Guayana (Sistema Regional A y B) y las líneas
de transmisión a 765 kV, 400 kV y 230 kV de la región
oriental. Para los puntos de Interconexión con el Sistema
Eléctrico Centro-Occidente 765 kV, 400 kV y 230 kV, se
calcularon equivalentes de Thevenin mediante la ejecución de
flujos de carga y cortocircuito en una base de datos del
Sistema Interconectado Nacional caso 2016.
FIG. 2. Curvas de límite térmico - ANSI/IEEE Std. 620
V. EVALUACIÓN DEL SISTEMA EN RÉGIMEN PERMANENTE
A. Modelado del Sistema Eléctrico de Potencia en Estudio.
Para evaluación de la red eléctrica de la Dirección
Ejecutiva de Producción Oriente, se modeló el sistema de
generación en Guayana (Sistema Regional A y B) y las líneas
de transmisión a 765 kV, 400 kV y 230 kV de la región
oriental. Para los puntos de Interconexión con el Sistema
Eléctrico Centro-Occidente 765 kV, 400 kV y 230 kV, se
calcularon equivalentes de Thevenin mediante la ejecución de
flujos de carga y cortocircuito en una base de datos del
Sistema Interconectado Nacional caso 2016.
B. Escenarios de Evaluación en Régimen Permanente.
Una vez construida la base para la simulación se ejecutó el
análisis de flujo de carga considerando los siguientes
escenarios de operación:
• Escenario 1. Condición Normal de Operación del Sistema:
interconexión del sistema eléctrico de Punta de Mata y
Furrial con el SEN, tal como se muestra en la Fig. 1.
• Escenario 2. Separación del sistema eléctrico de Punta de
Mata y Furrial del SEN, conservando la interconexión con la
barra 115 kV de la subestación El Furrial. Turbogenerador
Santa Bárbara operando en isla, como se muestra en la Fig.
3.
C. Análisis de Resultados del Estudio en Régimen
Permanente.
La evaluación en régimen permanente, permitió obtener los
perfiles de voltaje en las barras de 115 kV para los escenarios
evaluados con la finalidad de verificar que estos se encuentren
dentro del rango en las premisas del estudio. Los resultados se
muestran en la Fig. 4.
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FIG. 3. Esquema de Separación Sistema Petrolero del SEN.
resumen los modelos de excitatriz y gobernador utilizados por
Planta.
TABLA II
MODELOS DE EXCITATRIZ Y GOBERNADOR TURBOGENERADORES PDVSA.
Planta de Generación
Furrial
PIGAP
Jusepín/Santa Bárbara
FIG. 4. Comportamiento de los Perfiles de Voltaje
Subestaciones 115 kV.
En los diferentes escenarios evaluados se pudo observar
que los perfiles de voltaje obtenidos en las Barras de
Transmisión del Sistema a 115 kV de PDVSA se encuentran
dentro de los rangos de establecidos en los criterio del estudio.
VI. EVALUACIÓN DEL SISTEMA EN RÉGIMEN DINÁMICO
A. Modelo Matemático de los Turbogeneradores.
El sistema de excitación y el gobernador de los
Turbogeneradores conectados a la red, fueron modelados de
acuerdo a las especificaciones técnicas de los fabricantes; los
cuales se encuentran avalados por la IEEE. En la Tabla II, se
Excitatriz
SGT
GTH
Type 3
Gobernador
AC5A
AC8B
GTS
Adicional a la definición del tipo excitatriz y gobernador,
el ETAP permite tres tipos de modelado para los generadores,
los cuales son equivalente, transitorio y subtransitorio. El
utilizado en este estudio fue el modelo subtransitorio ya que en
él intervienen una mayor cantidad de parámetros que definen
la unidad generadora.
B. Modelo Dinámico del Motor de Mayor Capacidad.
Dentro del análisis dinámico se plantea el desarrollo de un
estudio de arranque de motores, para determinar el
comportamiento del motor de mayor capacidad y la carga
asociada durante el proceso de aceleración del mismo. De este
estudio, se determinará el tiempo que tarda el motor en vencer
el par resistente de la carga, y verificar si durante este proceso
se respetan los límites térmicos del motor. Adicionalmente, es
posible obtener el impacto del arranque del motor en el
sistema.
Los motores de mayor capacidad con arranque directo son
los asociados a las Miniplantas Compresoras de Jusepín, con
capacidad de 9.890 kW@13,2 kV alimentados desde la
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Subestación Jusepin I - 115/13,8 kV a través de
transformadores de potencia de 37,5 MVA, tal como se
muestra en la Fig. 5.
Donde ai son los coeficientes del polinomio, n corresponde
al número de puntos de la curva considerados, mientras que
los valores de X y Y representan las coordenadas de cada
punto. Es importante considerar que el grado de ajuste a la
curva obtenido se verifica a través de El Coeficiente de
Determinación (R²) el cual se obtiene de la división entre la
Suma de los Cuadrados de la Regresión (SCR) y de los Totales
(SCT), siendo un ajuste óptimo cuando este coeficiente se
acerca a la unidad. [5]
SCR = a1
∑x+a ∑x +a ∑x
(∑ Y )
SCT = ∑ Y −
2
2
3
3
2
2
(5)
(6)
n
Obteniéndose la
expresiones:
X⋅ Y
∑ x = ∑ XY − ∑ n ∑
FIG. 5. Diagrama Unifilar Barras 1 y 2 Subestación Eléctrica
Jusepín I.
∑
Para efectos del modelado dinámico de estos motores y la
carga mecánica acoplada, se utilizaron los siguientes datos
suministrados por el fabricante:
a) El momento de inercia del motor y de la carga (Wk2
MOTOR y Wk2 CARGA)
b) La curva característica torque vs. velocidad de la carga.
c) La curva característica torque, corriente y factor de
potencia vs. velocidad del motor.
d) El torque máximo, el torque inicial.
e) La curva de daño del motor.
El ETAP dentro de sus herramientas permite estimar los
parámetros del circuito equivalente del motor así como
modelar la carga a partir de los datos característicos
suministrados por el fabricante.
Para poder modelar el comportamiento del par de la carga
vs velocidad, se debe introducir en el software un polinomio,
el cual se puede determinar empleando métodos de regresión
no lineal, partiendo de la curva suministrada por el fabricante.
El método regresión no lineal consiste en determinar los
coeficientes de cada término de un sistema de “ecuaciones
normales” [5]. El sistema de ecuaciones a utilizar es el
siguiente:
a 0 n + a1
∑ X + a ∑ X + a ∑ X = ∑Y
a ∑ X + a ∑ X + a ∑ X + a ∑ X = ∑ XY
a ∑X +a ∑X +a ∑X +a ∑X =∑X Y
a ∑X +a ∑X +a ∑X +a ∑X =∑X Y
2
3
2
3
2
0
2
0
1
3
4
2
4
1
4
2
3
3
0
3
1
3
(2)
5
2
(3)
6
3
(4)
3
5
2
(1)
Σx, Σx² y Σx³ mediante las siguientes
2
x =
∑ X ⋅ ∑Y
2
∑
X 2Y −
(8)
n
X ⋅
Y
∑x =∑X Y − ∑ n ∑
3
(7)
3
3
(9)
Los datos de placa del motor se muestran en la Fig. 6.
FIG. 6. Datos de placa del Motor MPEJ-3.
Aplicando la metodología descrita, se obtuvo el modelo
dinámico del motor y la carga mecánica asociada, como se
muestra en la Fig. 7 y Fig. 8.
C. Casos de Evaluación en Régimen Dinámico.
Una vez definido el modelo dinámico del motor mayor y
los turbogeneradores, se procedió con el planteamiento de los
casos de estudio, aplicados a los escenarios establecidos en el
análisis en régimen permanente; siendo estos:
a) Salida de las líneas 1 y 2 Guri “B”- Malena 765 kV.
b) Pérdida de tres (03) Unidades de generación pertenecientes
a la casa de máquinas N°1 de Guri, que representan la
salida de un bloque de generación de 1.080 MW.
c) Arranque del Motor MPEJ-3, operando el sistema en el
escenario 2 descrito en el análisis en régimen permanente.
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FIG 7. Curva de torque vs. Velocidad del compresor MPEJ-3.
FIG 8. Curva de torque, factor de potencia y corriente vs.
velocidad del motor MPEJ-3.
D. Análisis de Resultados Obtenidos del Estudio Dinámico.
Se analizaron los tres casos descritos anteriormente, de los
cuales se pudo obtener el comportamiento del voltaje en las
barras a 115 kV, la frecuencia, el ángulo absoluto de los
generadores del sistema y los parámetros eléctricos y
mecánicos del MPEJ-3 durante su aceleración.
En primer lugar, en las Figuras 9, 10 y 11, se presentarán
los resultados del caso “a” (salida de las líneas 1 y 2 Guri “B”Malena 765 kV), para luego mostrar en las Figuras 12, 13 y
14, los resultados del caso “b” (pérdida de tres (03) unidades
de generación pertenecientes a la casa de máquinas N°1 de
Guri, que representan la salida de un bloque de generación de
1.080 MW). Ambos casos corresponden a fallas en el sistema
eléctrico nacional de Venezuela.
Para los casos “a” y ”b”, se observó que el sistema presenta
una tendencia a lograr la estabilidad angular por definición en
aproximadamente 9s y 10 s respectivamente, luego de haber
ocurrido el evento.
Los perfiles de voltaje post-falla en las barras a 115 kV
del sistema caen por debajo de 85%, durante un tiempo
aproximado de 200 ms una vez actuado el esquema de
detección del modo isla, los voltajes se mantuvieron por
encima de 0,95 p.u. (respetando los límites establecidos en los
criterios del estudio).
De lo expuesto anteriormente se puede inferir que el
sistema presenta una tendencia a lograr una estabilidad
“marginal” ante la ocurrencia de grandes eventos que puedan
ocurrir en el SEN, evidenciándose que la capacidad de
recuperación del sistema se ve más comprometida ante la
ocurrencia de eventos de gran impacto en la red troncal de
transmisión.
FIG. 9. Voltaje en las Barras a 115 kV - Caso “a”
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FIG. 10. Frecuencia en las Barras a 115 kV - Caso “a”
FIG. 11. Ángulo de los Generadores - Caso “a”
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FIG. 12. Voltaje en las Barras a 115 kV - Caso “b”
FIG. 13. Frecuencia en las Barras a 115 kV - Caso “b”.
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FIG. 14. Ángulo de los Generadores - Caso “b”
Ahora bien, un tercer caso, aquí llamado caso “c”,
corresponde al arranque del motor MPEJ-3, operando el
sistema en el escenario 2 descrito en el análisis en régimen
permanente.
En la Fig. 15, se muestra el comportamiento de los perfiles
de voltaje en las barras del motor y de la red de transmisión de
PDVSA, durante el arranque directo de este motor.
El voltaje mínimo visualizado en la barra del motor para la
operación en isla fue de 81,74%, determinándose que el
arranque bajo la condición en Isla habilitaría un pick up del
Relé de mínima tensión durante un tiempo considerable que
pudiese implicar la desconexión de las cargas asociadas a esa
Barra. Con respecto a las barras de las subestaciones en 115
kV, se pudo determinar que el “Sag” de voltaje estuvo en el
rango de 90% a 95%; por encima del ajuste de desconexión
por mínima tensión, tal como se muestra en la Fig. 15. No
obstante, valores próximos a 90% en las barras a 115 kV,
puede originar desconexión de carga producto de la variación
de voltaje en el sistema.
Con respecto a las corrientes de arranque del motor y el
tiempo de aceleración del motor, se determinó que este fue de
4,66In@7,12s, tal como se muestra en la Fig. 16. El tiempo de
aceleración de la máquina se obtuvo mediante la observación
del parámetro Deslizamiento (%Slip), parámetro que
corresponde a la diferencia entre la velocidad síncrona y la
velocidad del rotor.
Adicionalmente, se puede apreciar el comportamiento
Dinámico del Motor durante su arranque, se visualiza el
comportamiento del Torque del Motor y la Carga, como es
vencida la inercia del sistema, obteniéndose a su vez el
arranque seguro del motor respetando los límites térmicos de
la máquina.
VII. CONCLUSIONES
Del análisis de Flujo de Carga se muestra que bajo la
condición de operación en estado estable del sistema eléctrico
de PDM-Furrial operando en modo “Isla”, se observó que para
todos los escenarios evaluados los perfiles de Voltaje se
encuentran dentro del rango establecido en los criterios del
estudio.
La implementación de un Esquema de Detección en
Operación en Modo Isla permitiría mantener la continuidad
operacional del sistema eléctrico de la Dirección Ejecutiva de
Producción Oriente, ante la ocurrencia de grandes
perturbaciones en el SEN.
Basándose en el enfoque dado del trabajo, se pudo
determinar que la incorporación de las plantas de generación
operando de manera interconectada con el SEN o aislada del
mismo, satisface en ambos regímenes, los criterios de calidad
de servicio expuestos, garantizando la operación del sistema
eléctrico petrolero en el Oriente del País dentro de parámetros
técnicos aceptables, siempre y cuando no se permita el
arranque del motor de la Miniplanta MPEJ-3 ante la operación
en isla del sistema, ya que bajo esta condición se pudiese
originar una desconexión de carga por mínima tensión. En tal
sentido, se debe evaluar el cambio en el método de arranque,
es decir, implementar un arranque a voltaje controlado con
limitación de corriente.
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FIG. 15. Comportamiento Perfiles de Voltaje - Caso “c”
FIG. 16. Comportamiento parámetros del Motor y la Carga MPEJ-3. Caso “c
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Dinámico de Motores Grandes Caso: Planta de Inyección de Agua
Monagas – Distrito Norte PDVSA”. II CNV CIGRE.
ISBN: 978-980-7185-03-5
P-77
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Metodología para el Estudio de Sobretensiones
Originadas por Descargas Atmosféricas en
Líneas Aéreas de Distribución de 13,8 kV
Leonel Vivas, Pedro Ramírez, Yvan Hernández
Resumen— El estudio de sobretensiones originadas por descargas
atmosféricas en sistemas eléctricos de distribución ha recibido
especial atención los últimos años, debido a la necesidad de
aumentar la disponibilidad de estos sistemas en la industria. El
presente trabajo plantea una metodología de estudio que permite
evaluar el rendimiento ante fallas originadas por sobretensiones
debido a descargas atmosféricas en las líneas aéreas de
distribución. La metodología plantea un procedimiento de
recolección de información de la línea sobre la que se requiera
aplicar el estudio, a fin de realizar un modelado de la misma en la
herramienta de simulación digital TFlash v 4.0.22, a través de la
cual se pueden estimar la tasa de salida por causa de descargas
atmosféricas en dicha línea y observar el comportamiento del
fenómeno de manera transitoria. La metodología desarrollada se
aplica a la línea Amana – Muscar 13,8 kV del sistema eléctrico de
PDVSA División Punta de Mata sobre la cual se plantean
propuestas de mejoras en el apantallamiento, aislamiento y
puesta a tierra, en función de los resultados obtenidos en la
simulación.
Palabras claves— Descargas Atmosféricas,
Distribución, Sobretensiones, Tasa de Salida
Líneas
de
I. INTRODUCCIÓN
Mediante el desarrollo del presente artículo se plantea una
metodología de estudio que permite mejorar el rendimiento de
las líneas aéreas de distribución, mediante una serie de
propuestas obtenidas a partir de la evaluación de elementos
propios de la línea, tales como apantallamiento, aislamiento,
descargadores de sobretensión y sistema de puesta a tierra;
además tomando en cuenta sus características geográficas y
topográficas.
La metodología ofrece una estructura mediante la cual se
puede analizar el comportamiento de una línea ante
sobretensiones originadas por descargas atmosféricas,
haciendo uso de la herramienta TFlash v 4.0.22, mediante la
simulación de tres escenarios asociados a los tipos de falla que
Artículo recibido el 27 de Febrero de 2015. Este artículo fue financiado
por Petróleos de Venezuela S.A.
L.V., P.R. e Y.H. están con Petróleos de Venezuela S.A., Dirección
Ejecutiva de Producción Oriente, Gerencia Servicios Eléctricos Oriente, Av.
Alirio Ugarte Pelayo, C.C. Petroriente, PB Oficinas 29-30, Maturín, Estado
Monagas, Venezuela, Tlf. +58-426-2902484 / +58-291-6402833/ +58-2916402830,E-mail:
[email protected],
[email protected],
[email protected]
pueden tener lugar en una línea eléctrica por concepto de
descargas atmosféricas.
En primer lugar se analizan impactos de descargas
atmosféricas directos al conductor de guarda, los cuales dan
lugar a sobretensiones en los conductores directamente
proporcionales a la magnitud de corriente de rayo y la
resistencia de puesta a tierra de la línea [1]. El segundo
escenario simula impactos directos al conductor de fase, con el
que se pueden detectar las fallas de apantallamiento presentes
en la línea, las cuales serán corregidas mediante cálculo
manual según el modelo electrogeométrico de EPRI [2].
El último escenario de simulación contempla impactos a
tierra cercanos a la línea, los cuales inducen sobretensiones en
los conductores que son calculadas mediante el modelo
simplificado de Rusk [3], para su posterior análisis y
comparación con respecto a las características de aislamiento
de la línea.De esta forma, en cada uno de los escenarios se
simulan impactos de rayo de diferentes magnitudes, a fin de
determinar los valores críticos de falla y calcular su
probabilidad de ocurrencia mediante el modelo de
probabilidad de magnitud de corriente de rayo descrito en [4],
para su posterior análisis.
Todos estos tipos de falla representan una contribución
sobre la tasa de salida de la línea por descargas atmosféricas,
la cual en esta metodología será determinada mediante una
rutina de cálculo estadístico ejecutada a través de la
herramienta de simulación TFlash v 4.0.22, con la finalidad de
facilitar el análisis y la detección de debilidades que permitan
determinar soluciones necesarias para disminuir la tasa de
salida en líneas existentes o líneas a construir. Para el presente
estudio la metodología obtenida será aplicada a un caso
asociado al sistema de distribución de la División Punta de
Mata.
II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
A. El Rayo
El rayo es una descarga transitoria de elevada intensidad; la
mitad de estos rayos ocurren en el interior de la nube, y la otra
mitad entre nube y tierra.
B. Proceso de Descarga de una Nube
En el estudio y cálculo de sobretensiones un rayo puede ser
visto como una fuente de corriente que puede tener polaridad
positiva, negativa e incluso ambas, lo que se conoce como
onda bipolar. En general, se han identificado cuatro tipos de
rayos entre nube y tierra [5]. Las descargas negativas forman
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el 90 % de las descargas que caen a tierra a lo largo de todo el
planeta (categoría 1); menos del 10 % de las descargas son
positivas (categoría 3). También existen descargas iniciadas
desde tierra hasta la nube (categorías 2 y 4), sin embargo, estas
descargas son relativamente raras y ocurren normalmente en
zonas de gran altitud. En la Fig. 1 se pueden ver las
diferencias entre las cuatro categorías comentadas [5].
0.04
.
1
E. Intensidad de Corriente Crítica de Flameo
Se refiere al valor crítico de magnitud de corriente del rayo
a partir del cual se generará un flameo en alguno(s) de los
aisladores de una línea al ser impactada por dicho rayo.
F. Parámetros de Intensidad de Corriente del Rayo
La probabilidad de la magnitud pico del primer impacto de
una descarga atmosférica se determina mediante la siguiente
expresión:
1
2
⁄31 .
1
FIG. 1. Tipos de rayo entre nube y tierra.
La ecuación (2) muestra la probabilidad de que una
corriente pico de rayo I0 sea mayor o igual a una magnitud de
corriente i0, esta es aplicable a valores de I0 menores a 200 kA
[6].
C. Nivel Ceráunico (Td)
Corresponde al número de días al año en los que ocurre
tormenta en una determinada región.
G. Forma Onda de Corriente del Rayo
La forma de onda de corriente del rayo estandarizada en [7]
corresponde a la forma doble exponencial mostrada en la Fig.
2, los parámetros de estas son:
D. Densidad de Descargas a Tierra (Ng)
Es el número de descargas al año en un área de 1 km2 [6], se
calcula a partir del nivel ceráunico mediante la ecuación (1).
Tiempo de subida = 2 µs
Tiempo de cola = 20 µs
Tiempo máximo = 50 µs
FIG. 2. Forma de onda doble exponencial.
H. Tipos de Fallas por Descargas Atmosféricas en Líneas
Eléctricas Aéreas
Las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas
en líneas aéreas dependen del tipo de falla, según la incidencia
del rayo estas pueden ser:
Falla por Descarga Retroactiva (backflashover) – Ocurre
cuando el impacto de rayo incide directamente sobre el
conductor de guarda de modo que los aisladores se someten a
una diferencia de potencial directamente proporcional a la
resistencia de puesta a tierra de la estructura poste y a la
magnitud de la corriente del rayo (Fig. 3, tomada de [1]), si
esta diferencia de potencial supera el nivel de CFO (Critical
Flashover) de los aisladores, entonces se produce el flameo.
Falla de Apantallamiento (ShieldingFailure) – Ocurre
cuando el impacto de rayo incide directamente sobre uno de
los conductores de fase de la línea, normalmente esto es
ocasionado cuando no hay conductor de guarda o cuando este
está dispuesto de forma incorrecta de modo que no brinda un
blindaje apropiado a los conductores de fase. De acuerdo a [2]
el ángulo de apantallamiento del conductor de guarda se puede
calcular mediante el Modelo Electrogeométrico de Atracción,
el cual se muestra en la Fig. 4.
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respecto al conductor de fase más expuesto de tal forma que
no ocurran impactos a este último, esto es posible
matemáticamente mediante la determinación del ángulo de
apantallamiento perfecto.
FIG. 3. Ejemplo de falla por descarga retroactiva.
FIG. 5. Modelo conceptual de apantallamiento perfecto.
De acuerdo a esto, la corriente crítica se usa para determinar
las distancias de impacto Rs y Rp, luego la distancia horizontal
Xsp requerida entre el conductor de guarda y el conductor de
fase más expuesto está dada por la ecuación:
*
FIG. 4. Modelo electrogeométrico de atracción.
Actualmente se han desarrollado varias fórmulas para
determinar las variables presentadas en la Fig. 4, sin embargo,
las usadas en esta metodología son las recomendadas por [2],
las cuales son:
3.6
10
.
1.7!" 43 # $% &
5.5
.
.
$% $%
$% $% ' 40 (
40 (
3
4
5
Donde:
Rs = Distancia de impacto al conductor de guarda, m.
Rp = Distancia de impacto al conductor de fase, m.
Rg = Distancia de impacto a tierra, m.
I = Intensidad de corriente crítica de flameo, kA.
yc = Altura promedio de cualquier conductor, m.
yp = Altura promedio del conductor de fase, m.
ys = Altura promedio del conductor de guarda, m.
La Fig. 5 presenta el modelo conceptual de apantallamiento
perfecto de [2], el cual es utilizado en la metodología para las
correcciones de ángulo de apantallamiento que puedan
requerirse según los resultados obtenidos.Este concepto se
basa en determinar la ubicación del conductor de guarda con
#+
# ,- # - .
6
El ángulo de apantallamiento requerido θ es el calculado
mediante la ecuación (7):
*
4
7
/ 01"2 3
- #Esto garantiza que cualquier impacto que sea de magnitud
igual o mayor a la que puede ocasionar un flameo por impacto
en el conductor de fase, va a ser atraído por el conductor de
guarda.
Falla por Descargas Inducidas (Induced Flashovers) –
Ocurren por impactos de rayo a tierra que inciden en las
cercanías de la línea, estos generan sobretensiones inducidas
capaces de producir flameo en los aisladores dependiendo de
la cercanía del impacto y la magnitud de corriente del mismo.
La ecuación (8) permite determinar el voltaje inducido en una
línea aérea sin conductor de guarda (modelo de Rusck
simplificado [3]):
.6
5 36.5
8
$
Donde:
I = Magnitud de corriente pico del rayo,
h = Altura promedio de la línea respecto al suelo,
y = Distancia más cercana entre el rayo y la línea.
El voltaje inducido se reduce en líneas con conductor de
guarda de acuerdo a la proximidad de este con los conductores
de fase, por lo que en estos casos debe multiplicarse la
ecuación (8) por un factor entre 0.6 y 0.9.
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III. HERRAMIENTAS Y MÉTODO
A. Materiales
Las herramientas requeridas para el desarrollo de la
metodología propuesta son los siguientes:
• TFlash v 4.0.22: Herramienta de Simulación computacional
mediante la cual se realiza el modelado de la línea eléctrica
en estudio y se simula su comportamiento ante descargas
atmosféricas.
• Dispositivo GPS: Requerido cuando no se tiene información
de la ubicación geográfica de los postes o estructuras que
conforman la línea en estudio.
• Probador de Resistencia de Puesta a Tierra: Requerido para
medir la resistencia de puesta a tierra de los postes o
estructuras que conforman la línea eléctrica en estudio.
B. Método
La metodología usada para el desarrollo del estudio
planteado en esta investigación puede resumirse en el
diagrama mostrado en la Fig.6.
Simulación de Tipos de Falla – Comprende el desarrollo
de los siguientes escenarios:
Escenario No. 1: Impacto de Descarga Atmosférica Directo al
Conductor de Guarda. Con el objetivo de determinar la
magnitud de corriente crítica de rayo a partir de la cual se
generará flameo a través de los aisladores.
Escenario No. 2: Impacto de Descarga Atmosférica Directo a
un Conductor de Fase. Se determina poste a poste las
vulnerabilidades existentes en el apantallamiento de la línea.
Escenario No. 3: Impacto de Descarga Atmosférica a Tierra o
Cercano a la Línea Aérea de Distribución en Estudio. Las
sobretensiones inducidas se calculan a partir de la ecuación
(8).
Cálculo de Tasa de Salida – Mediante una rutina de cálculo
estadístico ejecutada a través de la herramienta de simulación
computacional TFlash V 4.0.22, se determina la tasa de salida
forzada de la misma en salidas/100 km/año, dicha tasa está
compuesta por las tasas de salida asociadas a cada tipo de
falla, presentada por poste y de forma totalizada.
Evaluación de Opciones de Mejora – De acuerdo a los
resultados obtenidos de la simulación de los tipos de falla y
del cálculo de la tasa de salida se evalúa:
FIG. 6. Diagrama de proceso de metodología de estudio de
sobretensiones originadas por descargas atmosféricas en líneas
aéreas.
Recolección de Datos – Comprende el proceso de
recolección de información asociada a las características
técnicas de la línea eléctrica y demás datos necesarios para la
realización del modelado en la herramienta de simulación
computacional TFlash v 4.0.22, los cuales son: nivel
ceráunico, nivel de voltaje, topografía del corredor de la línea,
ubicación de los postes, resistencia de puesta a tierra,
disposición geométrica de los conductores, características de
los conductores de fase, características de los conductores de
guarda, características técnicas de los descargadores de
sobretensión, aisladores y crucetas.
Modelado de la Línea Aérea – Con los datos obtenidos se
realiza el modelado de la línea aérea bajo estudio mediante la
herramienta de simulación computacional TFlash v 4.0.22, a
partir de dicho modelado se realiza la evaluación del
comportamiento de la línea ante sobretensiones originadas por
descargas atmosféricas.
1. Aumento de la Capacidad de Aislamiento. En el caso de
líneas de distribución, [3] recomienda el uso de aisladores
con un nivel de CFO mínimo de 300 kV.
2. Mejora del Sistema de Puesta a Tierra. De acuerdo a [8], el
valor de resistencia de puesta a tierra de los postes en
líneas de distribución no debe ser mayor a veinticinco
ohmios (25 Ω).
3. Corrección del ángulo de apantallamiento. Esto se logra
determinando el ángulo de “Apantallamiento Perfecto” del
conductor de guarda de la línea de acuerdo al método
detallado en [2].
4. Incremento en la cantidad de descargadores de
sobretensión.
Propuesta de Ajustes – A partir de la evaluación realizada
se estructura la mejor configuración de la línea.
IV. MODELADO DE LA LÍNEA Y SIMULACIÓN
La metodología descrita en esta investigación se aplicó
sobre la línea II Amana-Muscar 13,8 kV, perteneciente al
sistema eléctrico de PDVSA División Punta de Mata.
A. Modelado de la Línea II Amana-Muscar 13,8 kV
Las características de la línea obtenidas en levantamiento de
campo son las mostradas en la Tabla I.
Además de la información referida en la tabla anterior, es
necesario cargar la información relacionada con la ubicación
de la línea en la herramienta de simulación TFlash, a fin de
obtener un modelo que arroje resultados precisos.
La ubicación de la línea II Amana-Muscar 13,8 kV,
corresponde al norte del Estado Monagas. Basado en los
datosdel Sistema de Detección de Descargas Atmosféricas
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(SDDA) de la empresa Corpoelec, se tiene una referencia del
mapa isoceráunico del territorio nacional en [9], en el que para
la zona de la línea en estudio corresponde un nivel ceráunico
(Td) de 80 días/año, con lo que aplicando la ecuación (1) se
tiene una densidad de descargas a tierra (Ng) de 9,57
descargas/km2/año.
TABLA I
CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA II AMANA – MUSCAR 13,8 KV.
LÍNEA II AMANA-MUSCAR 13,8 KV
Longitud de la Línea
Voltaje Nominal
Número de Postes
Número de Conductores por Fase
Conductor de Potencia
Número de Cables de Guarda
Conductor de Guarda
Tipo de Poste
Tipo de Aislador
CFO Aislador
Descargador de Sobretensión
0,724 km
13,8 kV
9
1
ASCR 477 kcmil
1
3/8”
Tubular de acero (40 pies)
Polimérico Clase (ANSI C29.13) DS28
+ 190 kV
SIEMENS 3EK7 150-3AD4-Z P12
Mediante el levantamiento de campo, con ayuda de un
dispositivo GPS, se obtuvo la localización de cada uno de los
postes que conforman la línea,lo que permitió generar el perfil
topográfico de la línea resumido en la Fig.7, el cual servirá de
entrada para el modelado en la herramienta de simulación.
FIG. 7. Perfil topográfico ajustado a TFlash del corredor de la
Línea Amana-Muscar II 13,8 kV.
FIG. 8. Perfil de resistencia de puesta a tierra ajustado a
TFlash de la Línea II Amana-Muscar 13,8 kV.
FIG. 9. Perfil de intensidades de corriente crítica ante
impactos en el conductor de guarda a lo largo de la Línea II
Amana-Muscar 13,8 kV.
C. Escenario No. 2
La Fig. 10 presenta un resumen donde se aprecia la
magnitud de intensidad de corriente crítica a partir de la
cualfallará la línea a raíz de un flameo en alguno(s) de sus
aisladores; lo inferior que resultan estas magnitudes de
corriente en comparación con las obtenidas en el escenario
n°1, sugiere que por pequeña que sea la magnitud del rayo
(por tratarse de magnitudes altamente probables como las
señala el gráfico), si este impacta directamente en un
conductor de fase esto se convertirá en una falla en la línea.
Tras la medición de puesta a tierra en cada uno de los postes
se obtuvo el perfil de resistencia de puesta a tierra de la línea
Amana – Muscar 13,8 kV, el cual se muestra en la Fig. 8. La
línea azul indica el máximo valor de resistencia de puesta a
tierra permitido por la norma ANSI IEEE C2 para estructuras
de líneas de distribución (25 Ω).
B. Escenario No .1
En la Fig. 9 se aprecia la magnitud de la intensidad de
corriente crítica para los impactos ocurridos al conductor de
guarda en cada poste.
Sobre cada columna se señala la probabilidad de que una
descarga atmosférica sobrepase el valor de intensidad de
corriente señalado de acuerdo a la ecuación (2).
FIG. 10. Perfil de intensidades de corriente crítica ante
impactos en un conductor de la fase a lo largo de la Línea
Amana-Muscar II 13,8 kV.
En la Fig. 11, se presenta la distribución de impactos de
rayo para cada uno de los postes de la línea, emitida por la
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herramienta de simulación TFlash v 4.0.22, donde los puntos
rojos simbolizan conductores de fase, los verdes conductores
de guarda y las líneas rojas y azules representan impactos de
rayos de diferentes magnitudes.
E. Tasa de Salida
Con la información asociada al cálculo estadístico de la tasa
de salida de la línea, se construye el gráfico presentado en la
Fig. 13.
FIG.13. Distribución de las causas que componen la tasa de
salida por descargas atmosféricas de la línea II Amana-Muscar
13,8 kV.
FIG. 11. Resumen de las ventanas de impactos de los postes
de la línea Amana -Muscar II 13,8 kV.
Nótese que las vulnerabilidades en apantallamiento se
pronuncian en los postes de amarre o retención (Poste N°1,
N°2, N°6, N°8 y N°9).
D. Escenario No. 3
Al aplicar impactos de descargas atmosféricas cercanos a la
línea de diferentes magnitudes de intensidad de corriente, a
través de la herramienta de simulación, se pudo determinar
mediante la ecuación (8) los picos de voltaje inducidos en los
conductores de la línea; las sobretensiones para diferentes
magnitudes de corriente pico de rayo se resumen en el gráfico
de la Fig. 12 junto con la probabilidad de ocurrencia las
mismas sobre cada columna, la línea marrón señala el valor
correspondiente al CFO de los aisladores de la línea (190 kV),
de esta forma, cuando una sobretensión inducida alcanza este
valor existe al menos un 50 % de probabilidad de que falle(n)
algún(os) aislador(es).
Nótese que de acuerdo a los resultados obtenidos mediante
la ejecución de la rutina de cálculo estadístico de la
herramienta de simulación TFlash v 4.0.22, se reflejaque la
mayoría de las fallas ocurren por impactos indirectos (72,35
%), lo que sugiere que las fallas por sobretensiones inducidas
tienen un mayor peso o aporte sobre la tasa de salida por
descargas atmosféricas que las fallas por descargas
retroactivas o de apantallamiento, esto debido al carácter
aleatorio de los impactos de rayo, siendo más probable que en
un área determinada un rayo impacte a tierra a que lo haga
directamente sobre la línea o sobre su radio de atracción.
F. Evaluación de Opciones de Mejora
Tras evaluar las opciones de mejora descritas en la
metodología de esta investigación se obtuvieron los resultados
mostrados en la Fig. 14:
FIG. 14. Tasa de salida por descargas atmosféricas de la línea
Amana-Muscar II 13,8 kV para las diferentes opciones de
mejora.
FIG.12. Sobretensiones inducidas por impactos de descargas
atmosféricas cercanos a la línea Amana-Muscar II 13,8 kV.
Donde las opciones corresponden a las listadas a
continuación:
1. Aumento de Capacidad de Aislamiento.
2. Mejora del Sistema de Puesta a Tierra.
3. Corrección del Ángulo de Apantallamiento.
4. Incremento en la Cantidad de Descargadores de
Sobretensión.
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Descartando la Opción No. 4 (motivado al hecho de que la
adición de descargadores de sobretensión a la línea introduce
puntos de fallas al sistema, con lo que aumentaría el número
de fallas y el tiempo de detección de fallas), se tiene que la
opción N°1 aporta la mejora más significante al rendimiento
ante descargas atmosféricas de la línea Amana-Muscar II
13,8kV.
G. Propuesta de Ajustes
Considerando que los valores de resistencia de puesta a
tierra de la Línea II Amana-Muscar 13,8 kV se encuentran
fuera de norma, la propuesta presentada comprende la
implementación del sistema de puesta a tierra por contrapeso
continuo descrito en la opción de mejora N° 2, esto sumado a
la sustitución de los aisladores actualmente instalados por
unos con mayor capacidad de aislamiento como los descritos
en la opción N°1.
Opción N°1. Aumento de la Capacidad de Aislamiento –
Sustitución de los aisladores actuales por aisladores Clase
ANSI C29.13: DS-35; Tipo: Retención; Material: Polimérico;
CFO positivo: 300 kV; CFO negativo: 320 kV.
Opción N°2. Mejora del Sistema de Puesta a Tierra –
Comprende la implementación de un contrapeso continuo a lo
largo de la línea.
Los resultados obtenidos al simular esta propuesta con la
rutina de cálculo estadístico de la herramienta TFlash v 4.0.22
se muestran en laFig. 15 y Fig. 16.
FIG. 15. Reporte de cálculo estadístico de eventos al año por
poste en la línea Amana-Muscar II 13,8 kV al implementar la
propuesta planteada.
En la Fig. 15, se muestra la cantidad de fallas al año en cada
poste de la línea, indicando con el color azul la predominancia
de las fallas por concepto de descargas inducidas (Induced
Flashovers). El reporte de texto emitido por la herramienta
computacional en la Fig. 16,muestra la cantidad de descargas
atmosféricas en la línea según las diferentes causas que las
originen, además presenta el total de fallas por cada 100 km de
línea (Flashovers/100 km), con lo que se aprecia una
reducción de la tasa de salida de la línea Muscar II 13,8 kV
debido a sobretensiones originadas por descargas atmosféricas
a un 29 % del valor actual.
V. CONCLUSIONES
La simulación de los escenarios permitió observar en detalle
el comportamiento de la línea aérea de distribución en estudio
ante los tipos de falla simulados, obteniendo información
asociada a las magnitudes de corrientes críticas y
sobretensiones inducidas.
Con la aplicación de la rutina de cálculo estadístico de la
herramienta de simulación TFlash v 4.0.22 se obtuvo la
información necesaria para orientar las propuestas de mejora
de rendimiento de la línea II Amana-Muscar 13,8 kV ante
sobretensiones originadas por descargas atmosféricas.
La línea II Amana-Muscar 13,8 kV, se encuentra afectada
principalmente por las sobretensiones inducidas, originadas
por impactos de rayo cercanos a la línea.
La implementación de aisladores con un nivel de CFO de
300 kV en la línea Muscar II 13,8 kV, sumado a la mejora del
sistema de puesta a tierra en miras de cumplir con los valores
normalizados de resistencia de puesta a tierra, mejora el
desempeño de la misma ante sobretensiones originadas por
descargas atmosféricas, reduciendo la tasa de salida a un 29 %
de la tasa actual.
El sistema de puesta a tierra está directamente ligado al
desempeño de la línea aérea ante impactos de rayo directos al
conductor de guarda.
Corregir el ángulo de apantallamiento a 43.02° en postes de
amarre y 44.20° en postes de suspensión, resulta la forma más
apropiada de disminuir las fallas por impactos de rayo a un
conductor de fase en la línea II Amana-Muscar 13,8 kV.
La instalación de descargadores de sobretensión en todos
los postes de la línea II Amana-Muscar 13,8 kV se lleva a cero
la tasa de salida ante sobretensiones originadas por descargas
atmosféricas, sin embargo estos representan puntos de falla
adicionales en la red, con lo que aumenta el número de fallas y
los tiempos de reposición del servicio, por lo que la
implementación de los mismos debe analizarse a través de un
análisis técnico-económico aparte.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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[2]
[3]
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II 13,8 kV al implementar la propuesta planteada.
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ISBN: 978-980-7185-03-5
P-85