REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI
AUTOR:
TSU. Luís Gonzalo Pabón Párraga C.I. 5.682.501
EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI
Trabajo de Grado que se presenta ante la Universidad Nacional Experimental Politécnica Antonio José de Sucre, UNEXPO, Vice-Rectorado Puerto Ordaz como requisito para optar al Título de Ingeniero Electricista.
TSU. Luis Gonzalo Pabón Párraga C.I. 5.682.501
PABÓN PÁRRAGA, LUIS GONZALO
EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI
Pag.129 Abril de 2011
Trabajo de Grado
Universidad Nacional Experimental Politécnica ¨Antonio José de Sucre¨ UNEXPO. Vice-Rectorado Puerto Ordaz
Departamento de Ingeniería Eléctrica Tutor Académico: Lic. Durlym Requena Tutor Industrial: Ing. Eduardo Sojo Referencias Bibliográficas: pág. 128.
Contenido: Capitulo I: El problema; Capitulo II: La Empresa; Capítulo III: Marco Teórico; Capítulo IV: Marco Metodológico; Capítulo V: Mediciones y Resultados; Capítulo VI: Análisis de Resultados y Alternativas Propuestas; Conclusiones; Recomendaciones; Referencias Bibliográficas.
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
ACTA DE APROBACIÓN
Nosotros Miembros del Jurado designado para la evaluación del Trabajo de Grado Titulado: “EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE
TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI”, presentado por el TSU. Luis Gonzalo Pabón
Párraga, portador de la C.I Nº V-5.682.501, el cual es presentado para optar al Título de Ingeniero Electricista, estimamos que reúne los requisitos necesarios para ser considerado como APROBADO. En fe del cual firmamos:
Ing. Luis Álvarez Coordinador de Jurado
Ing. Leonardo Millán Jurado
Lic. Durlym Requena Tutor Académico
Ing. Eduardo Sojo Tutor Industrial
ii
DEDICATORIA
A Dios por darme siempre fuerza para llegar a un final exitoso en mis estudios.
A mis padres Gonzaga y Carmen, quienes a pesar de la distancia que nos encontramos, siempre me han apoyado en buscar mejores logros.
A mi esposa Belkys, por la paciencia que me ha tenido durante el tiempo que he dedicado a mis estudios.
A mis hijos Andrea y Luis por entender mis múltiples ausencias y momentos sin compartir.
iii
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por sentir que siempre está a mi lado en cada momento de mi vida y darme las energías necesarias para lograr mis metas trazadas.
A todo el personal de la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional de la empresa EDELCA, por su apoyo para salir adelante con este nuevo objetivo logrado
A Durlym Requena (Tutor Académico), Eduardo Sojo (Tutor Industrial), y los profesores Ely Contreras y Juan Lozada, por su apoyo para la culminación de esta nueva etapa de la vida.
A mi amigo Ángel Balan por ser la persona que de una u otra forma desde mi llegada a la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional de EDELCA me dio ánimo para continuar estudios universitarios.
A mi hermana Iraida, mis sobrinos Kerlin y Kelvin y todos mis amigos que siempre han estado pendientes de mis estudios.
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ÍNDICE GENERAL
ACTA DE APROBACIÓN ... i DEDICATORIA ... ii AGRADECIMIENTOS... iii ÍNDICE GENERAL ... ivÍNDICE DE FIGURAS... viii
ÍNDICE DE TABLAS ... x
GLOSARIO Y ABREVIATURAS ... xii
RESUMEN ... xiii
INTRODUCCIÓN ... 1
CAPITULO I ... 4
EL PROBLEMA ... 4
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ... 4
1.2 JUSTIFICACIÓN... 10 1.3 DELIMITACIONES ... 10 1.4 LIMITACIONES ... 11 1.5 ALCANCE... 11 1.6 OBJETIVOS ... 11 1.6.1 Objetivo General ... 11 1.6.2 Objetivos Específicos ... 11 CAPITULO II ... 13 LA EMPRESA... 13 2.1 MARCO CONTEXTUAL ... 13
2.2 HITOS EN LA HISTORIA DE EDELCA... 14
Visión ... 19
Misión ... 19
Valores ... 19
v
Estructura Organizativa de la empresa ... 22
Organización del Departamento de Protección, Supervisión y Control de Transmisión Regional (P.S.C.T.R) ... 22
CAPITULO III ... 25
MARCO TEÓRICO ... 25
3.1 DEFINICIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA ... 27
3.2 SISTEMA DE TRANSMISION ... 27
3.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TRONCAL DE EDELCA ... 30
3.4 COMPONENTES PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA ... 30
3.5 REGULACIÓN DE VOLTAJE Y CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ... 32
3.6 SOBRETENSIONES EN LOS CIRCUITOS DE POTENCIA ... 32
3.7 CANAL DE MEDICIÓN ... 33
3.8 EQUIPOS DEL CANAL DE MEDICIÓN ... 33
3.8.1 Transformadores de Medida ... 34
3.9 TRANSDUCTORES ... 45
3.10 UNIDAD TERMINAL REMOTA (UTR) ... 45
3.10.1 Módulo Principal ... 47
3.10.2 Módulos Periféricos ... 48
3.11 MEDICIONES Y PRUEBA ... 48
3.11.1 Métodos de Medida ... 49
3.11.2 Pruebas ... 50
3.12 ERRORES E INCERTIDUMBRE DE LAS MEDICIONES ... 51
3.12.1 Errores ... 51
3.12.2 Incertidumbre de la Medida ... 55
3.13 INSTRUMENTOS DE MEDIDA ... 62
3.13.1 Especificaciones ... 62
3.14 ESTRUCTURA GENERAL DE LOS SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES... 64
vi CAPITULO IV ... 69 MARCO METODOLÓGICO ... 69 4.1 TIPO DE ESTUDIO ... 69 4.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN ... 70 4.3 POBLACIÓN Y MUESTRA ... 71
4.4 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN. ... 71
4.4.1 Técnica de recolección de Información ... 72
4.4.2 Instrumentos de recolección de información ... 74
4.5 PROCEDIMIENTO ... 75
CAPITULO V ... 80
MEDICIONES Y RESULTADOS ... 80
5.1 OBSERVACIONES REALIZADAS ... 81
5.1.1 Etapa I (Circuito secundario) ... 81
5.1.2 Etapa II (Circuito miliamperimétrico) ... 84
5.2 ENTREVISTAS ... 86
5.3 MEDICIONES REALIZADAS ... 87
5.3.1 Etapa I (Circuito secundario) ... 88
5.3.2 Etapa II (Circuito miliamperimétrico) ... 90
5.4 EQUIPOS CON TECNOLOGÍA DE PUNTA EN SISTEMAS DE TELEMEDIDAS... 92
5.4.1 Módulo para procesar señales de corriente alterna D20AC .. 93
5.4.2 Transductor Multifunción con salidas digital y opción analógica. ... 94
CAPITULO VI ... 97
ANÁLISIS DE RESULTADOS Y ALTERNATIVAS PROPUESTA ... 97
6.1 VALIDACIÓN APLICADA POR EDELCA PARA CUMPLIR EL CONTROL DE LOS DISPOSITIVOS DE MONITOREO Y MEDICIÓN ... 97
vii
6.2.1 Etapa I (Circuitos secundarios) ... 102
6.2.2 Etapa II (Circuitos miliamperimétricos)... 105
6.3 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN ... 110
6.3.1 Criterios para las Alternativas ... 110
6.3.2 Consideraciones a tomar en cuenta para las Alternativas del Sistema de Telemedidas asociada a la Casa de Relé N° 1 a 765 kV del Patio de Distribución Guri ... 111
6.3.3 Alternativa para cada una de las consideraciones ... 113
6.3.4 Comparación de las Alternativas ... 120
6.3.5 Selección de la Alternativa ... 123
6.3.6 Procedimiento y Estimación de los Tiempos de Trabajo. ... 124
CONCLUSIONES ... 126
RECOMENDACIONES ... 127
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Fig. Nº 1.1 Diagrama Unifilar del Patio de Distribución Guri a 765 kV ... 7
Fig.2.1 Central Hidroeléctrica “Macagua I”. ... 15
Fig. 2.2 Central Hidroeléctrica Guri. ... 16
Fig. 2.3 Centrales Hidroeléctricas Macagua II y III. ... 17
Fig. 2.4 Central Hidroeléctrica Caruachi. ... 18
Fig. 2.5 Maqueta Central Hidroeléctrica Tocoma. ... 19
Fig. 2.6 Estructura Organizativa de EDELCA ... 22
Fig. Nº 2.7 Organigrama del Departamento P.S.C.T.R. ... 23
Fig. Nº 3.1 Sistema de Transmisión y Distribución... 31
Fig. Nº 3.2 Diagrama de equipos instalados para las mediciones ... 34
Fig. Nº 3.3 Método para expresar los Burden de los instrumentos de medida ... 36
Fig. Nº 3.4 Datos de fabricante en transformadores de medida. ... 37
Fig. Nº 3.5 Transformador de Corriente ... 38
Fig. Nº 3.6 Cálculo de Relación de Transformación de Corriente. ... 39
Fig. Nº 3.7 Transformador de Tensión ... 42
Fig. Nº 3.8 Cálculo de Relación de Transformación de Tensión ... 43
Fig. Nº 3.9 Unidad Terminal Remota ... 47
Fig. Nº 3.10 Diagrama causa y efecto de los factores en un canal de tensión o corriente ... 56
Fig. Nº 3.11 Diagrama causa y efecto de los factores en un canal de Potencia Activa o Reactiva ... 57
Fig. Nº 3.12 Estructura jerárquica en un Sistema de Control para una Subestación de Alta Tensión ... 65
Fig. Nº 3.13 Arquitectura de un Sistema de Control Numérico ... 68
Fig. Nº 5.1 Armario de Agrupamiento ... 82
ix
Fig. Nº 5.3 Canales entre Armario de Agrupamiento y Casa de Relé Nº 1... 83
Fig. Nº 5.4 Cableado llegada en la Casa de Relé Nº 1 ... 83
Fig. Nº 5.5 Canales en el Patio de Distribución ... 85
Fig. Nº 5.6 Instalaciones del Patio de Distribución Guri. ... 85
Fig. Nº 5.7 Cableado en el Sótano de Casa de Mando ... 86
Fig. Nº 6.1. Esquema para los módulos D20AC ...113
Fig. Nº 6.2. Esquema para el equipo multifunción con salidas digitales y analógicas ... 116
x
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA Nº 1.1 Telemedidas supervisadas en el P.D.G ... 6
TABLA Nº 1.2 Denuncias de Anomalías ... 8
TABLA Nº 3.1 Longitud de las líneas de Transmisión y la Red Troncal de Transmisión por nivel de voltaje en Venezuela (2005) ... 29
TABLA Nº 4.1 Mediciones de Tensión y Corriente para los Sistemas de Telemedidas en los circuitos secundarios ... 78
TABLA Nº 4.2 Mediciones de corriente miliamperimétrica para los Sistemas de Telemedidas ... 79
TABLA N° 5.1. Mediciones de los circuitos secundarios de los TP ... 89
TABLA Nº 5.2 Mediciones de los circuitos secundarios de los TC ... 90
TABLA Nº 5.3 Mediciones al circuito miliamperimétrico de tensión ... 91
TABLA Nº 5.4 Mediciones al circuito miliamperimétricos de corriente ... 91
TABLA Nº 5.5 Mediciones a los circuitos miliamperimétricos de potencia activa y reactiva... 92
TABLA Nº 5.6 Código de los Transductores DPMS ... 95
TABLA Nº 5.7 Tipos de transductores SINEAX DME 4xx ... 96
TABLA Nº 6.1 Errores máximos permitidos en los canales de Tensión, Corriente, Potencia Activa y Reactiva, según las normas aplicadas por la empresa EDELCA ... 101
TABLA Nº 6.2. Porcentajes de error asociado al circuito secundario de tensión correspondiente a la Etapa I. ... 103
TABLA Nº 6.3. Porcentajes de error en el armario de agrupamiento y entradas de los transductores de I, P y Q asociados al transformador de corriente. ... 104
TABLA Nº 6.4. Porcentajes de error en el canal del circuito miliamperimétrico para mediciones de tensión ...105 TABLA Nº 6.5. Porcentajes de error en el canal del circuito miliamperimétrico
xi
para mediciones de corriente ...106
TABLA Nº 6.6. Porcentajes de error en los canales de los circuitos miliamperimétrico para mediciones de P y Q ... 107
TABLA Nº 6.7. Porcentajes de error en los canales de mediciones de tensiones y corrientes... 108
TABLA Nº 6.8. Porcentajes de error en los canales de mediciones de las Potencia Activas y Reactiva. ... 109
TABLA Nº 6.9. Estimación de Costos Alternativa N° 1 ...115
TABLA Nº 6.10. Estimación de Costos Alternativa N° 2 ...117
TABLA Nº 6.11. Estimación de Costos Alternativa N° 3 ...120
TABLA Nº 6.12. Comparación de Alternativas ...121
TABLA Nº 6.13 Comparación de Costos. ...123
xii
GLOSARIO Y ABREVIATURAS
ec Error del canal de mediciónCOVENIN COS CPU HDLC HMI IEC IED IEEE I/O
Comisión Venezolana de Normas Industriales. Departamento Centro de Operaciones del Sistema. Unidad de Procesamiento Central.
Protocolo de comunicaciones que opera a nivel de enlace de datos.
Interface Humano – Máquina.
Comisión Electrotécnica Internacional. Dispositivos Electrónicos Inteligentes.
Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos. Entrada y Salida. kV LAN MODBUS RIS RTC RTP SCADA SCCE SCCG SOE TC TP PC Kilovoltios.
Redes de Área Local.
Protocolo de Comunicación Serie. Rochester Instrument System.
Relación de Transformación de Corriente. Relación de Transformación de Potencial. Sistema de Control y Adquisición de Data. Sistema Centro de Control EDELCA. Sistema Centro de Control Guri. Secuencia de Eventos.
Transformador de Corriente. Transformador de Tensión. Computador Personal. PDG Patio de Distribución Guri.
PSCTR Departamento Protecciones Supervisión y Control de Transmisión Regional.
UTR Unidad Terminal Remota. VPE Valor Plena Escala
xiii
PABÓN P., LUÍS G. (2011). ¨EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE
TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI”. Trabajo de Grado. Universidad Nacional
Experimental Politécnica “Antonio José De Sucre Departamento de Ingeniería Eléctrica. Vice-Rectorado Puerto Ordaz.. Tutor Académico: Lic. Durlym Requena. Tutor Industrial: Eduardo Sojo.
RESUMEN
Actualmente, el Patio de Distribución Guri cuenta con un Sistema de Telemedidas, el cual permite la supervisión de parámetros eléctricos por el Centro de Control de EDELCA. Este sistema está asociado a las Casa de Relé Nº 1 a 765 kV y actualmente ha venido presentando fallas en las mediciones. Por esto se decide Evaluar el Sistema de Telemedidas. La metodología seguida fue una investigación de campo de tipo descriptiva, se realizó visita al sitio para levantar información y se realizaron mediciones, luego estas se compararon con los estándares de calidad en la medición establecida por la empresa, llegando a la conclusión que este Sistema de Telemedida no cumple con los estándares de error e incertidumbre establecido por la empresa y que por ello requiere ser mejorado.
INTRODUCCIÓN
En los últimos años, la demanda de energía a nivel nacional ha presentado un incremento considerable y por consiguiente, el Sistema Eléctrico Nacional debe mantenerse confiable para todas las variables presentes en un momento dado.
En el empleo de la energía eléctrica, ya sea para fines industriales, comerciales o de uso residencial, interviene un conjunto de equipos o componentes destinados a seleccionar un sistema de generación, transmisión y distribución para transformar o convertir esa energía y proveer los medios necesarios para proporcionar seguridad y confiabilidad al referido sistema eléctrico.
Para lograr una eficiencia en el servicio eléctrico y poder garantizar que el suministro de energía se realice en forma continua, segura y eficiente, es indispensable el buen funcionamiento de los equipos asociados al Sistema de Potencia, así como también el del Sistema de Supervisión y Control. De este último se puede mencionar que está constituido por una Estación Maestra, un Sistema para la Adquisición de Datos y Control y unas Unidades Terminales Remotas (UTR’s), la cual es un dispositivo inteligente que recoge, almacena y procesa la información que viene de la instrumentación de campo y la envía a los Centros de Control para su visualización y supervisión
El Patio de Distribución Guri, ubicado en la Central Hidroeléctrica del mismo nombre, es encargado de suministrar el servicio de energía eléctrica hacia las diferentes subestaciones del Centro, Oriente y Sur del país; cuenta con un Sistema de Telemedidas, pero en años recientes ha venido presentando fallas en las lecturas que debe realizar, trayendo las
2
consecuencias propias de no realizar a tiempo la señal de alarma que se requiere para el control efectivo de las variables a medir. Es por eso, que se hace necesario realizar la Evaluación del Sistema de Telemedidas asociado a la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV para lograr una Supervisión y Control bajo los estándares de calidad para prestar un mejor servicio
La investigación que se presenta a continuación tiene como finalidad, evaluar el estado actual del Sistema de Telemedidas asociado a la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV, plantear las alternativas de solución. Para el desarrollo de la misma se siguió un diseño de investigación de campo y documental, y presentando a su vez características de una investigación de tipo descriptiva. Se revisó toda documentación que pudiese aportar información sobre la filosofía de diseño del sistema de telemedida actual, plano, manual y además se revisó la teoría que regula todos los elementos y equipos que conforman el canal de medición.
Se realizó una inspección visual para establecer las condiciones del sistema actual de telemedida, se realizó mediciones y luego se trabajaron todos los datos para compararlos con los valores de error máximo permitido por la empresa, finalmente se elaboraron propuestas para el sistema de telemedidas actual.
La estructura de la presente Tesis de Grado, está dividida en seis (06) capítulos que exponen una evaluación adecuada y la secuencia de las tareas para su realización. El primer capítulo está referido al planteamiento del problema y los fines del proyecto. El segundo se hace historia de la empresa EDELCA, así como un resumen de la Dirección y Departamento asociado a la responsabilidad del Sistema de Telemedidas. El tercero desarrolla el marco teórico bajo el cual nos fundamentamos para la evaluación. El cuarto detalla la metodología que se ejecutó en el desarrollo del trabajo. El quinto se basa
3
en las observaciones y mediciones realizadas en campo; también se expresa algunas tecnologías apropiadas para el Sistema de Telemedidas. El sexto presenta un análisis de los resultados y alternativas propuestas. Finalmente se indican las conclusiones y referencias bibliográficas.
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Siendo la empresa Electrificación del Caroní (EDELCA) la mayor generadora de Energía Eléctrica en Venezuela por medio de las Centrales Hidroeléctricas: Guri, Macagua, Caruachi y próximamente Tocoma, es de vital importancia las mediciones de los parámetros eléctricos de una manera confiable e ininterrumpida que se reciben en los diferentes Patios de Distribución, las cuales tienen la función de adecuar y/o transformar los niveles de tensiones para ser enviados, usando el sistema de transmisión que cuenta con una red de líneas de alta tensión superior a los 6.000 km, a las diferentes Subestaciones y así entregar a los clientes una energía que cumpla los estándar de calidad como son la frecuencia, nivel de tensión deseada y continuidad en el préstamo del servicio.
Según la estructura organizativa de la empresa EDELCA, la Dirección de Operaciones del Sistema es la encargada de la atención, monitoreo, supervisión y control de todos los Patios de Distribución y Subestaciones de la empresa desde su Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE), por medio de un Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA), además están las Direcciones de Mantenimiento a la que se halla adscrita la Dirección de Operaciones y Mantenimiento de Transmisión, en ella se encuentra la Gerencia de Mantenimiento de Transmisión encargada de las subestaciones ubicadas en Ciudad Guayana, las zonas occidental y central
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del país en los niveles a 765, 400 , 230 y 115 kV y los Patios de Distribución de las centrales generadoras.
En la Gerencia de Mantenimiento de Transmisión, se encuentra el Departamento de Protecciones, Supervisión y Control de Transmisión Regional y la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional; siendo ésta última la encargada del mantenimiento de los equipos de Supervisión y Control, así como los Sistemas de Mediciones ubicados en las subestaciones de Ciudad Guayana y los Patios de Distribución de las Centrales Hidroeléctricas especialmente en Guri.
El Patio de Distribución Gurí, recibe de la Central Hidroeléctrica del mismo nombre los siguientes niveles de tensión:
• 230 kV por el aporte de las Unidades 1, 2 y 3. • 400 kV por el aporte de las unidades 4 a 10. • 765 kV por el aporte de las unidades 11 a 20.
Aporta a diferentes Patios de Distribución de otras Centrales Hidroeléctricas y Subestaciones pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional los siguientes niveles de tensión:
• 230 kV hacia la Subestación Guayana “A”
• 400 kV hacia las Subestaciones La Canoa, Palital, El Tigre, Caruachi, Guayana “B”.
• 765 kV hacia las Subestaciones del centro y occidente del país. • Existen salidas de 13,8 y 34,5 kV el cual se logran por medio de
transformación de niveles de tensión.
Las principales variables eléctricas supervisadas por un Sistema de Telemedidas en las entradas y salidas de los Patios de Distribución son: La Corriente que es tomada de un Transformador de Corriente (TC), La Tensión de un Transformador de Potencial (TP) y las Potencias Activa (P) y Reactiva
6
(Q) que usan las variables de los TC y TP simultáneamente.
El número de líneas, para las telemedidas de Generación y Transmisión supervisadas tanto en el pupitre de la Casa de Mando de la Subestación como en el Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE) en sus diferentes niveles de tensión son:
• 16 líneas para 765 kV. • 20 líneas para 400 kV. • 10 líneas para 230 kV. • 15 líneas para 34,5 kV. • 12 líneas para 13,8 kV. • 5 líneas para otros servicios.
Cada una de ellas está compuesta por Potencia Activa, Potencia Reactiva, Corriente, Tensión Simple y Compuesta.
En la TABLA Nº 1.1 se muestra las telemedidas totales supervisadas en el Patio de Distribución de Gurí (P.D.G) de la empresa EDELCA
TABLA Nº 1.1 Telemedidas supervisadas en el P.D.G NIVEL DE TENSIÓN (kV) TELEMEDIDAS
765 176 400 220 230 110 34,5 165 13,8 132 OTROS NIVELES 55 TOTAL 858
7
La Fig. Nº 1.1 muestra el diagrama unifilar del Patio de Distribución Guri “B” asociado a 765 kV. Con un óvalo se indica el área de la Línea Generador Nº 18 del Sistema de Telemedidas correspondiente a la Casa de Relé Nº 1.
Fig. Nº 1.1 Diagrama Unifilar del Patio de Distribución Guri a 765 kV
El Personal del Departamento Centro de Operaciones del Sistema (C.O.S), encargados del monitoreo y control de los diferentes Sistemas de Transmisión y Distribución de energía eléctrica de EDELCA, por medio de las planillas “Denuncias de Anomalías” han reportado en los últimos dieciocho (18) meses, altos índices de fallas del Sistema de Telemedidas ubicados en el Patio de Distribución de Guri. En la Tabla Nº 1.2 menciona algunas de las Denuncias de Anomalía generadas en el año 2009 y principio del 2010.
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TABLA Nº 1.2 Denuncias de Anomalías
ID Dpto. Lugar Descripción de Anomalía Fecha de
Reporte
103273 P.S.C.T.R. P.D.G
Las telemedidas de Potencia Activa de las tres (3) líneas Guri-Malena de 765 kV presentan valores muy altos en el pupitre de medición de casa de mando con respecto a la medición de casa de relé.
28/01/09
103279 P.S.C.T.R. P.D.G
Al momento de sincronizar la Unidad N° 6 se registran que los valores de tensión de la línea con respecto a la barra existe una diferencia considerable
30/01/09
103259 P.S.C.T.R. P.D.G
Las mediciones en la sala de mando y en el SCCE se observa una lectura de 22 kV en barra I sección II de la S/E “B” de 34,5 kV y en sitio se observa 35 kV.
17/02/09
103344 P.S.C.T.R. P.D.G
Fue retirado el transductor de tensión compuesta fase-fase de la línea G2 para ser colocado en la línea G1.
10/03/09
103346 P.S.C.T.R. P.D.G
Las telemedidas de corriente de la línea G16 presentan valores muy altos en el pupitre de medición de casa de mando con respecto a la medición de casa de relé.
01/04/09
103392 P.S.C.T.R. P.D.G Anomalía de las telemedidas de corriente de las
líneas de 13,8 y 34,5 kV en el pupitre de mediciones 06/04/09
305964 P.S.C.T.R. P.D.G
Existe una diferencia de corriente en la fase “B” de aprox. 50 A con respecto a las fases “A” y “C” en la línea Guri-Palital
28/12/09
306761 P.S.C.T.R. P.D.G La telemedidas de la potencia reactiva de la línea
Guri-Caruachi2 es errática 14/03/10
306808 P.S.C.T.R. P.D.G
Las telemedidas en el D400 de la Línea 2 Guayana “B” presentan desbalance en las 3 fases estando normales las señales analógicas.
20/05/10
307890 P.S.C.T.R. P.D.G
Las telemedidas de Potencia Activa de la Unidad 17 proveniente de la RTU 80 (PDG) presenta una diferencia de 40 MW con respecto a la proveniente de la RTU 47 (CMG)
9
Como se observa en la Tabla Nº 1.2 (Denuncias de Anomalías) del Sistema de Telemedidas, en este se presentaron fallas importantes durante el año 2009 y las restantes corresponden para los primeros meses del año 2010. Estas anomalías en la telemedidas han causado alta preocupación a niveles gerenciales ya que se han producido perturbaciones en el Sistema Eléctrico y no hay en estos momentos condiciones de holgura para manejar las dificultades que se puedan presentar en caso de producirse una falla en el Sistema de Potencia.
También hay que tomar en cuenta que el personal hace acto de presencia en sitio en un tiempo bastante aceptable, pero la solución del problema se extiende debido a las múltiples causas que producen la anomalía y los diferentes tramos que se deben examinar para lograr la solución.
Requena Jesús (2008) [11], en su trabajo sobre “Estudio del Pupitre de Mediciones de Sala de Mando a 765 kV”, menciona “Se pudo constatar la inconformidad que existe por parte del equipo de operadores al momento de observar los despliegues de mediciones en el pupitre de mando, ya que se muestra diferencias entre los valores ubicados en este equipo y los indicadores analógicos de la Casa de Relé asociados, convirtiéndose así en un indicativo de falta de eficiencia”.
La responsabilidad de la empresa de garantizar un suministro de energía eléctrica confiable y de calidad, descansa fuertemente en el buen funcionamiento de los parámetros del Sistema de Telemedidas a 765 kV, pues ellos permiten verificar si se está cumpliendo con los estándares de transmisión para satisfacción de los clientes y niveles de seguridad.
Las recurrentes fallas que se han presentado y la importancia en la dinámica del servicio prestado en la transmisión de energía eléctrica, plantea
10
la necesidad de Evaluar el Sistema de Telemedidas a 765 kV asociada a la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, ya que son fuentes primordiales para el monitoreo de las principales variables eléctricas y a su vez enviar los datos al Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE).
1.2 JUSTIFICACIÓN
Debido al creciente consumo de energía eléctrica presente en el país y la importancia del Patio de Distribución de Guri, ya que sirve de enlace entre la mayor planta generadora del país como es la Hidroeléctrica Guri y los diferentes clientes entre las que se encuentran subestaciones de paso, el realizar la Evaluación del Sistema de Telemedidas a 765 kV en Casa de Relé Nº 1, permitirá contar con un estudio sistemático, metodológico de la situación actual que proporcionará un diagnóstico y la posible solución, con el fin de garantizar la confiabilidad en la calidad de la energía transmitida, permitiendo a su vez crear un clima de confianza en la primera empresa generadora de energía eléctrica del país.
Desde el punto de vista académico permite a la Universidad contar con un trabajo de referencia en telemedidas y el cual pudiese generar líneas de investigación nuevas dentro del Departamento de Ingeniería Eléctrica, trabajos en conjunto con otras especialidades y posibles proyectos a ser presentados ante entes gubernamentales para ser aplicados en otras empresas que requieran de igual análisis.
1.3 DELIMITACIONES
La presente investigación se desarrolla en el Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri “B”.
11 1.4 LIMITACIONES
La disponibilidad de una de las celdas fuera de servicio o mantenimiento asociadas a la Casa de Relé Nº 1 para realizar las mediciones necesarias.
1.5 ALCANCE
Conocer el estado actual del Sistema de Telemedidas a 765 kV en la Casa de Relé Nº 1, desde la caja secundario de los transformadores de medida hasta el Centro de Control de EDELCA sin tomar en cuenta las configuraciones o modificaciones en los equipos SCADA y enlaces de comunicación por medio de microondas.
1.6 OBJETIVOS
1.6.1 Objetivo General
Evaluar el Sistema de Telemedidas a 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri.
1.6.2 Objetivos Específicos
• Realizar estudio del estado del arte de los Sistemas de Telemedidas a nivel de 765 kV a nivel mundial.
• Evaluar el Sistema de Telemedidas existente y las recurrentes fallas presentes.
• Detectar las condiciones actuales del Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV en la Casa de Relé Nº 1.
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• Evaluar alternativas desde el punto de vista técnico – económico.
• Recomendar alternativa más favorable para el mejor desempeño del Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV.
CAPITULO II
LA EMPRESA
2.1 MARCO CONTEXTUAL
Electrificación del Caroní, C.A – EDELCA es la empresa de generación hidroeléctrica más importante que posee Venezuela. Forma parte del conglomerado industrial ubicado en la región de Guayana, conformado por las empresas básicas del aluminio, hierro, acero, carbón, bauxita y actividades afines.
Su edificio sede o principal está localizada en Ciudad Guayana, Estado Bolívar, específicamente en la zona de Alta Vista Norte de Puerto Ordaz. En él se encuentra el Centro de Control de EDELCA (SCCE)
El área de generación se ubica sobre la región de la cuenca del rio Caroní, la cual está situada al suroeste de Venezuela y cubre 95.000 Km2 (10.5 % del territorio venezolano) de los cuales 47.000 Km2 corresponden al Alto Caroní, 33.000 Km2 forma parte del rio La Paragua y los 15.000 Km2 restantes al Bajo Caroní.
Es el encargado de operar las Centrales Hidroeléctricas Guri con una capacidad instalada de 10.000 MW, considerada la segunda en importancia en el mundo, Macagua con una capacidad instalada de 3.140 MW, Caruachi con una capacidad instalada de 2.280 MW y Tocoma donde se estima entre en servicio todas sus unidades para el año 2014.
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Posee una extensa red de líneas de transmisión que superan los 5.700 Km. cuyo sistema a 765 KV es el quinto sistema instalado en el mundo con líneas de Ultra Alta Tensión en operación.
En los últimos años, EDELCA ha aportado más del 70% de la producción nacional de electricidad a través de sus grandes Centrales Hidroeléctricas y ha desempeñado un papel fundamental en el desarrollo económico y social de Venezuela.
2.2 HITOS EN LA HISTORIA DE EDELCA
En el año 1953 se crea la Oficina de Estudios para la Electrificación del río Caroní adscrita al Ministerio de Fomentos. Esta comisión inicia los estudios y trabajos para la construcción de la primera central hidroeléctrica sobre el rio Caroní y con el aporte de las firmas “Sir William Halcrow and Partnet” y “Kennedy and Donkin” se definió los anteproyectos. En 1959 con base a los estudios de factibilidad, se decidió comenzar la construcción de la Central Hidroeléctrica Macagua I en los llamados saltos inferiores del río Caroní, localizada a 10 kilómetros de su desembocadura en el río Orinoco, en Ciudad Guayana, estado Bolívar.
Fue un aprovechamiento a filo de agua, es decir que no requirió la formación de un embalse para su operación. Alberga en su Casa de Máquinas, 6 unidades tipo Francis, cada una con una capacidad nominal promedio de 0,064430 MW.
En 1961 inicio su funcionamiento alcanzándose una capacidad máxima instalada total de 372 MW. (Ver Fig. 2.1).
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Fig.2.1 Central Hidroeléctrica “Macagua I”.
El año 1963 se constituye CVG EDELCA, de acuerdo con el artículo 31 del estatuto orgánico de la Corporación Venezolana de Guayana e inició la construcción de campamentos, movimientos de tierra y trazado de las vías de acceso para ejecutar labores en la presa de Guri en el Cañón de Nekuima
A 100 kilómetros aguas arriba de la desembocadura del río Caroní en el Orinoco, se levanta imponente la estructura de la Central Hidroeléctrica de Guri, con 10.000 MW en sus dos casas de máquinas. En los actuales momentos, Guri es la segunda planta hidroeléctrica de mayor potencia instalada en el mundo, después del complejo binacional de Itaipú: Brasil-Paraguay. En relación al embalse, Guri se encuentra en octavo lugar entre los diez de mayor volumen de agua represada. La generación de esta planta supera los 50.000 GWh al año, capaces de abastecer un consumo equivalente cercano a los 300.000 barriles diarios de petróleo, lo cual ha permitido cumplir con la política de sustitución de termoelectricidad por hidroelectricidad dictada por el Ejecutivo Nacional, con la finalidad de ahorrar combustibles líquidos que pueden ser utilizados para su exportación o su conservación con otros fines. (Ver Fig. 2.2).
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Fig. 2.2 Central Hidroeléctrica Guri.
El 8 de Noviembre de 1986, el Presidente de la Republica Dr. Jaime Lusinchi inaugura la Central Hidroeléctrica convirtiéndose por algunos años, la de mayor capacidad instalada en el mundo. En 1988 se dio inicio a los trabajos de construcción de las estructuras principales de concreto de la Central Hidroeléctrica Macagua II y III, con 2 casas de máquinas y una capacidad instalada de 2540 MW.
Las Casas de Máquinas II y III en conjunto con la I, forman parte de la Central Hidroeléctrica Macagua (Ver Fig. 2.3), se encuentra garantizada por 12 unidades generadoras, impulsadas por turbinas tipo Francis bajo caída neta de 46,4 m.
Para el control del río se construyó un Aliviadero con 12 compuertas capaz de transitar 30.000 m3/s. Adicionalmente, para garantizar un continuo flujo de agua a los Saltos de Cachamay y la Llovizna, se incluyó especialmente la Casa de Máquinas III, bajo caída neta de 23,0 metros generando 176 MW con 2 unidades tipo Kaplan. El diseño de la obra fue realizado con el fin de perturbar lo menos posible su entorno natural, por estar ubicado en la cercanía del sistema de parques de Ciudad. El Proyecto Macagua II comprende las obras para completar el cierre del río y formar un embalse, aprovechando el flujo regulado desde la Central Hidroeléctrica de Guri.
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Fig. 2.3 Centrales Hidroeléctricas Macagua II y III.
El Proyecto Caruachi, conjuntamente con las Centrales Guri, Macagua y Tocoma ya en construcción forma el desarrollo Hidroeléctrico del Bajo Caroní. Está situado sobre el río Caroní, a unos 59 kilómetros aguas abajo del embalse de Guri. El río discurre sobre un lecho rocoso interrumpido por numerosas islas y su ancho es de aproximadamente 1.700 metros a una cota de 55,00 metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m).
Las características electro-energéticas sobresalientes del proyecto, están predeterminadas por la descarga regulada del embalse de Guri. La Casa de Máquinas alberga 12 unidades generadoras tipo Kaplan de 190 MW cada una, con una capacidad instalada total de 2.160 MW.
La ubicación de las Presas de tierra y enrocamiento, Aliviadero y Casa de Máquinas obedece a la optimización de las condiciones geológicas, topográficas y energéticas del proyecto. (Ver Fig. 2.4).
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Fig. 2.4 Central Hidroeléctrica Caruachi.
En abril del 2003, entra en operación comercial la primera unidad y para el 2005 adicionan 3 nuevas unidades.
El 31 de marzo de 2006, luego de 9 años desde su inicio de construcción, es inaugurada la Central Hidroeléctrica Caruachi con la disposición de 12 unidades generadoras, capacidad de 2.280 MW y una inversión total de 2.533 millones de dólares.
En septiembre del año 2002 se iniciaron las obras preliminares del proyecto hidroeléctrico Tocoma, es el más reciente desarrollo dentro de los aprovechamientos hidroeléctricos del Bajo Caroní. Está ubicado a unos 15 kilómetros aguas abajo de la Central Hidroeléctrica de Guri. En el área del proyecto el río discurre sobre el lecho característico de la formación Imataca y su anchura es de aproximadamente 2.000 metros.
Para el año 2005 fue aprobado un crédito por 750 millones de dólares para la construcción, siendo el cuarto y último proyecto del aprovechamiento del bajo Caroní.
Se estima que la primera unidad entre en operación comercial en el año 2012 y que la Central esté culminada para el año 2.014. (Ver Fig. 2.5).
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Fig. 2.5 Maqueta Central Hidroeléctrica Tocoma.
Visión
Empresa de servicio eléctrico de clase mundial, líder en desarrollo sustentable, pilar del progreso del país.
Misión
La misión de EDELCA es producir, transportar y comercializar energía eléctrica en cantidades que satisfagan los requerimientos del país, a precios competitivos al mercado en forma confiable y en condiciones de sustentabilidad, eficiencia y rentabilidad.
Valores
EDELCA; además de tener una visión y misión bien definidas posee los siguientes valores:
• Humanismo: Entendiendo por tal una gestión con sentido de justicia, pluralista y participativa, orientada al desarrollo integral de sus trabajadores, a la integración del factor ambiental en sus actividades y al compromiso social con las comunidades vinculadas a ellas.
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• Competitividad: Es el conjunto de conductas de todos los niveles de la organización que permiten disputar o contender con los demás agentes del mercado en la prestación del servicio eléctrico, con alta calidad y al menor costo posible.
• Participación: Consiste en la promoción de una cultura que valora y motiva la generación compartida de ideas, opiniones y sugerencias, dirigidas al mejoramiento continuo de la organización. Cultura que incorpora los aportes de las comunidades e instituciones nacionales e internacionales relacionadas, estimulando la creatividad de todos los miembros de la empresa.
• Excelencia: Búsqueda de la calidad superior y perfección, a través del mejoramiento continuo de su gente y de sus procesos internos, en el logro de las metas propuestas y en el servicio que suministra, a nivel de organizaciones de clase mundial.
• Respeto: Constituye el trato justo y considerado entre los trabajadores, hacia el ambiente, instituciones y organismos, clientes y proveedores, ciñéndose a la normativa de toda índole que incide sobre su actividad.
• Compromiso: Se manifiesta por la identificación y lealtad del trabajador con la empresa, la mística en el trabajo y el sentido de responsabilidad; en una institución que prioriza el trato justo y se ocupa del desarrollo integral del trabajador y su calidad de vida.
• Honestidad: Refleja el comportamiento ético de sus autoridades, cuerpo gerencial y trabajadores, tanto dentro como fuera de la
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organización, con sentido de justicia y honradez, y la gestión transparente de todos los procesos administrativos con estricto apego a las normas.
Objetivos de la empresa
Objetivos Generales
• Generar y transmitir energía eléctrica en forma confiable y con altos estándares de calidad.
• Desarrollar y construir los proyectos necesarios de acuerdo al crecimiento de la población para cubrir la demanda de Guayana y el País.
Objetivos Específicos
• Producción de Energía: operar y mantener las instalaciones existentes para el óptimo aprovechamiento.
• Construcción de Obras, Generación y Transmisión: expandir la capacidad de generación y transmisión de energía hidroeléctrica; Para ello se concluyó el proyecto Caruachi e inició la construcción de la presa Tocoma y demás sistemas con el fin de aprovechar el potencial del bajo Caroní a un buen costo, seguro, renovable y no contaminante.
• Ventas: maximización del volumen de ventas aumentando su calidad y confiabilidad de servicios.
• Eficiencia: elevar la eficiencia en el área operativa y administrativa. • Recursos Humanos: elevar el nivel técnico con respecto a la
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Estructura Organizativa de la empresa
En la Fig. 2.6 se muestra el organigrama de la estructura organizativa desde la Presidencia hasta las diferentes Direcciones que componen la empresa.
Fig. 2.6 Estructura Organizativa de EDELCA
Organización del Departamento de Protección, Supervisión y Control de Transmisión Regional (P.S.C.T.R)
Es el área administrativa de la empresa encargada de garantizar una alta disponibilidad de los Sistemas de Protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de EDELCA asociados al área definida como Transmisión Regional, mediante la planificación, coordinación y ejecución de las actividades de mantenimiento, investigación y desarrollo, de acuerdo con los parámetros de calidad, costo y oportunidad exigidos. En este Departamento, específicamente en la Sección Supervisión y Control fue donde se desarrolló las actividades de la ejecución de la tesis.
23 El objetivo del Departamento
Las funciones Generales son:
• Planificar, organizar, ejecutar y controlar el mantenimiento de los Sistemas de protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de Transmisión Regional.
• Recibir los nuevos equipos, sistemas e instalaciones que serán incorporados a los Sistemas de protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de Transmisión Regional.
• Especificar mejoras de equipos, sistemas e instalaciones que conforman los Sistemas de protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de Transmisión Regional.
Estructura Organizativa del Departamento
En la Fig. 2.7 se presenta el organigrama del Departamento Protecciones, Supervisión y Control de Transmisión Regional (P.S.C.T.R).
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El departamento de P.S.C.T.R tiene una estructura organizacional que comprende de dos (2) Secciones:
• Sección de Protecciones
• Sección Supervisión y Control.
Sección de Protecciones:
Se encarga de realizar los mantenimientos, pruebas de aceptación y proyectos de mejora, asociados a los sistemas de Protecciones, Teleprotecciones y Registradores de Falla asociados al área de Transmisión Regional.
Sección Supervisión y Control
Tiene la función de realizar los mantenimientos, pruebas de aceptación y proyectos de mejora tanto en el área de Supervisión y Control (Unidades Terminales Remotas, Control Numérico, Centro de Control) como al área de Mediciones (telemedidas, marcha en paralelo, regulación de tensión) asociados a la Unidad de negocios de Transmisión Regional.
CAPITULO III
MARCO TEÓRICO
Cuando se diseña el sistema de control de una subestación de alta tensión, los objetivos principales son la confiabilidad y la reducción de costos. Actualmente la utilización de la tecnología disponible, basada en el uso de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) de tecnología de microprocesadores y las facilidades de comunicación utilizando redes de área local (LAN) de alta velocidad , permiten desarrollar un nuevo concepto para los sistemas de control, protección, mediciones y monitoreo en una subestación eléctrica de alta tensión [1]. La comunicación a su vez permite la integración del control, la protección, mediciones y el monitoreo en un sistema integrado común, brindando diversas ventajas en comparación a los sistemas convencionales.
La telemedición es el uso de equipos eléctricos o electrónicos para detectar, acumular y procesar datos físicos en un lugar, para después transmitirlos a una estación remota donde pueden procesarse y almacenarse [13]. Un ejemplo de esta utilidad es la medición, transmisión y procesamiento de magnitudes físicas en sistemas automatizados, las cuales son denominadas variables de campo.
En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para subestaciones de alta tensión, el desempeño de las diversas funciones ha sido tradicionalmente realizado por equipos y componentes discretos. La interconexión entre dichos equipos y los sistemas primarios de alta tensión, para su correcto funcionamiento, siempre han
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implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio. Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo. Adicionalmente, el uso de redes de área local (LAN) de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, y permite, gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primario. Por otra parte el uso de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) basados en microprocesadores ofrece nuevas posibilidades; tales como autosupervisión, análisis de señales, facilidades computacionales para los algoritmos de protección, medición y control, almacenamiento de datos, manejo de eventos, y análisis de falla.
Los desarrollos en esta área, aprovechando las nuevas tendencias tecnológicas han logrado una reducción significativa de espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de protección, medición, control y supervisión. Así como una significativa reducción en la cantidad de cable utilizado. Lo cual influye directamente en una reducción en los costos del proyecto, mejoras en la operación, reducción y planificación del mantenimiento, y brindan una serie de beneficios que representan ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales.
El suministrar energía eléctrica a un país requiere de un proceso complejo, cuyas tareas son efectuadas por las empresas del sector eléctrico, siendo ésta en si una estructura extensa, complicada, de singular importancia y con un alto nivel estratégico. La tarea de hacer llegar a todos los hogares y organizaciones un servicio de alta calidad, seguro, confiable, y a bajo costo se convierte en un reto para todas las compañías que conforman el sector eléctrico. Sin embargo, este proceso es de complejidad
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creciente, en todas las situaciones estructurales y operativas, es entonces donde surge la necesidad de estudiar los grandes sistemas eléctricos. En particular los sistemas de transmisión de energía es el subsistema de mayor extensión (aunque de menor costo) en las empresas eléctricas.
3.1 DEFINICIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA
Establecer una definición única de sistema de potencia, es algo difícil, ya que existe gran cantidad de autores que han establecido sus puntos de vista al respecto de esto, por ello, para ser objetivo se presentan los conceptos internacionales aceptados por instituciones de reconocido prestigio.
Una de las definiciones más aceptadas a nivel mundial, es la establecida por el Institute Electrics and Electronics Engineer (IEEE: Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos), este define, un sistema de potencia como una red formada por unidades generadoras, cargas y/o líneas de transmisión de potencia incluyendo los equipos asociados conectados eléctricamente o mecánicamente a la red. Por otra parte, el diccionario de términos eléctricos y electrónicos de la IEEE, define el sistema de potencia como las fuentes de potencia eléctrica, los conductores y equipos requeridos para suplir la potencia eléctrica.
3.2 SISTEMA DE TRANSMISION
Las líneas de transmisión constituyen los eslabones de conexión entre las centrales generadoras y las redes de distribución, y conducen a otras redes por medio de interconexiones. La misión del sistema de transmisión es
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transportar grandes bloque de energía de los centros de generación a los puntos del sistema, interconectar las diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia.
Las líneas de transmisión son los elementos físicamente más extensos del sistema de potencia y poseen un gran número de ventajas: • Permite transmitir la energía eléctrica en una forma más económica. • Logra reducir la Capacidad de Reserva (Número de máquinas
necesarias para mantener la carga) y Reserva Rodante (Número de máquinas en vacío, necesarias para mantener cambios bruscos de carga)
• Permite mejorar la confiabilidad del sistema de potencia.
Las líneas de transmisión operan a niveles de tensiones elevadas, esencialmente se debe al hecho que al duplicar la tensión de operación, se cuadruplica la potencia que se puede transmitir.
En Venezuela, los grandes recursos hidráulicos se encuentran en la Región de Guayana, mientras que las centrales térmicas se ubican en la región central de país, de manera que para unir todas estas fuentes de generación con los distribuidos centros de consumo, se emplean las redes de transmisión de potencia eléctrica. Las áreas que conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión que alcanza los niveles de tensión de 230, 400, 765 kV.
Cada uno de ellos recibe el nombre de Red Troncal de Transmisión, presentando longitudes apreciables como el enlace Guayana – Centro de alrededor de 650 km. Las longitudes de las líneas para cada uno de los niveles de tensión con que cuenta el Sistema Eléctrico Nacional para el año 2005 se indican en la TABLA Nº 3.1 y sirve para tener referencia de la
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magnitud y complejidad del servicio que se presta.
TABLA Nº 3.1 Longitud de las líneas de Transmisión y la Red Troncal de Transmisión por nivel de voltaje en Venezuela (2005)
Nivel de Voltaje (kV) Longitud (km) Totales (km)
115 306 10401
230 3940 5606
400 3906 4190
765 2083 2803
Los sistemas de transmisión ocupan un papel primordial en los planes de desarrollo que adelanta EDELCA, a objeto de responder plenamente con su condición de ser la empresa de mayor capacidad de generación y transmisión de energía eléctrica en el país.
El sistema de 400 kV considerado un sistema de Extra Alta Tensión (EAT) fue implementado en el año 1968 y el sistema a 765 kV de Ultra Alta Tensión (UHV) el año 1986.
Con la finalidad de cumplir con este objetivo, colocar parte de la energía hidroeléctrica generada en Guayana y exportar el resto a los centros de consumo distribuidos a lo largo del país, EDELCA puso en operación en 1986 el sistema de transmisión troncal a 765 kV, que contaba de dos (2) líneas de unos 630 km de longitud cada una, una subestación emisora en Guri, dos (2) intermedias (Malena - Estado Bolívar y San Gerónimo - Estado Guárico) y dos (2) subestaciones terminales, La Horqueta en el Estado Aragua y La Arenosa en el Estado Carabobo.
Su ejecución permitió reforzar la Interconexión Eléctrica Nacional en forma considerable, a la vez de facilitar el aumento del consumo de energía
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generada por esta compañía. En 1991 se puso en servicio la segunda etapa del sistema de transmisión a 765 kV, lo que permitió que la compañía se fortaleciera dentro del mercado de la industria, en su condición de suministradora de grandes bloques de energía a los entes de distribución, estimándose en más del 70 % su participación actual en lo que respecta a la producción nacional de electricidad. El sistema a 765 kV representa en la actualidad la columna vertebral de la transmisión de energía a nivel nacional.
3.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TRONCAL DE EDELCA
El sistema a 765 kV tiene su origen en la subestación Guri B y se extiende actualmente hacia el centro del país mediante tres (3) líneas que llegan hasta la subestación San Gerónimo pasando por la subestación de corte Malena. A partir de San Gerónimo se presentan enlaces hacia las subestaciones Sur, La Horqueta y La Arenosa ubicadas en la región Centro - Norte del país. Estas a su vez, están unidas entre sí formando una configuración de anillo. Adicionalmente, existen dos (2) líneas a 765 kV que interconecta la subestación La Arenosa con la subestación Yaracuy que permite reforzar la interconexión centro - occidental del país.
3.4 COMPONENTES PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA
Para suministrar energía eléctrica a los consumidores de manera que puedan utilizarla, un sistema de transmisión y distribución deben satisfacer algunos requerimientos básicos. Por lo tanto, el sistema debe:
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• Mantener un voltaje nominal estable que no varíe más de +/- 10 %
• Mantener una frecuencia estable que no varíe más de +/- 0,1 % • Suministrar energía a un precio aceptable
• Satisfacer las normas de seguridad. • Respetar las normas ambientales.
La Fig. Nº 3.1 muestra un ejemplo de un diagrama elemental de un sistema de transmisión y distribución. Consta de una planta de generación y unas subestaciones de cargas residencial e industrial.
Fig. Nº 3.1 Sistema de Transmisión y Distribución
Las subestaciones de transmisión cambian el voltaje de línea, mediante transformadores elevadores y reductores, y lo regulan por medio de un compensador estático variable, condensadores síncronos o transformadores con tomas variables.
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por medio de transformadores reductores, los cuales pueden tener capacidades de cambio de toma automático para regular el bajo voltaje.
3.5 REGULACIÓN DE VOLTAJE Y CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
La regulación de voltaje y la capacidad de manejo de energía son dos (2) características importantes en una línea de transmisión. Por lo tanto, el voltaje de una línea de transmisión debe permanecer constante tanto como sea posible, incluso en condiciones de carga variable. Ordinariamente, la regulación de voltaje desde cero hasta plena carga no debe exceder de +/- 5 % del voltaje nominal (aún cuando en ocasiones podemos aceptar una regulación de hasta +/- 10 %).
En cuanto a la capacidad de manejo de energía, puede sorprender que una línea de transmisión sólo pueda suministrar determinada cantidad de energía ya que depende de la impedancia de la línea.
3.6 SOBRETENSIONES EN LOS CIRCUITOS DE POTENCIA
Los equipos eléctricos de las subestaciones están sujetos a sufrir sobretensiones producto de descargas atmosféricas, maniobra de equipos y de frecuencia de red; la sobretensión atmosférica produce ondas que viajan a través de los conductores que pueden dar como resultado flámeos en la cadena de aisladores o fallas de aislamiento. Para prevenir daños en el equipo y/o salidas de servicio debido a las sobre tensiones, se debe dimensionar correctamente las subestaciones desde el punto de vista eléctrico, proteger contra las descargas directas y usar dispositivos de
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protección para limitar las sobre tensiones (maniobras, rayos) a valores razonables. La aplicación de estos dispositivos es usualmente un compromiso entre los costos y el grado de protección deseada.
3.7 CANAL DE MEDICIÓN
Los canales de medición son una fuente de información que está formada por un conjunto de medios de medición y conversión de la señal medida, conectados en serie con el fin de medir el valor instantáneo del parámetro tecnológico y convertirla, distribuirla e introducirla en instrumentos secundarios o en otros tipos de instrumentos según el uso que se le vaya a dar.
Los canales de medición son estructuras de dos, tres o más eslabones de captadores, convertidores, registradores, etc. Conectados en serie. En el caso particular del canal de medición de las telemedidas de EDELCA, el canal se encuentra conformado por transformadores de medidas, los traductores y la unidad terminal remota.
3.8 EQUIPOS DEL CANAL DE MEDICIÓN
Toda empresa de generación y transmisión de energía eléctrica, se interesa por la calidad de su producto; es por esto, que los equipos de mediciones usados para tal finalidad deben cumplir con las características propias de cada área donde estén siendo usados.
Sin importar la topología usada en el Sistema de Telemedidas (Convencional o Control Numérico), debe existir una serie de equipos
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encargados de llevar las señales desde los niveles de Alta Tensión hasta los Centros de Control donde se realiza la supervisión y control de las mediciones y maniobras de una subestación, esto forma en si un canal de medición.
En la Fig. 3.2 se muestra un diagrama con los equipos instalados en el Patio de Distribución Guri para la supervisión del Sistema de Telemedidas.
Fig. Nº 3.2 Diagrama de equipos instalados para las mediciones
Los equipos usados en las mediciones del Patio de Distribución Guri son:
• Transformadores de medida. • Transductores.
• Unidad Terminal Remota (UTR).
3.8.1 Transformadores de Medida
Bajo este nombre se hace una designación general para clasificar a los transformadores de corriente (TC) y los transformadores de tensión (TP). Sus funciones básicas son el reproducir el comportamiento de las señales de voltaje y corriente en magnitudes reducidas independientemente de la
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condición de operación del sistema (normal y falla), y proporcionar el aislamiento galvánico entre el sistema de potencia y los equipos conectados en el secundario, son de vital importancia para el desempeño de las telemedidas y los relés de protecciones ya que aportan la información sobre la condición del sistema eléctrico. En otras palabras podemos decir que son usados para:
• Reducir en forma precisa, a través de la transformación, la magnitud de la corriente o del voltaje primario del circuito a valores que sean más fáciles de manipular por razones de seguridad del personal. • Transformar los valores de corriente secundario a 1 o 5 A y los
voltajes secundarios a 110, 100/√3, 115 o 115/√3 V. Estos valores son normalizados para las subestaciones de EDELCA
• Aislar los equipos secundarios (instrumentos de protecciones y/o mediciones) de los voltajes primarios que son peligrosos.
• Dar a los usuarios mayor flexibilidad en la utilización del equipo, en aplicaciones tales como: protecciones y mediciones.
La carga o burden en el secundario para un transformador de medida es aquella que esta propiamente conectado al devanado secundario y que determina la potencia activa y reactiva en los terminales del secundario. Se puede expresar en forma de la impedancia total de la carga en Ohm (Ώ); o bien, como los Volt-Amperes totales (VA) y factor de potencia a un valor de corriente especificado o de voltaje y una frecuencia dada. En la Fig. Nº 3.3 se expresa la forma en que se especifica el burden en la placa de datos en los transformadores de medida (TP y TC).
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Fig. Nº 3.3 Método para expresar los Burden de los instrumentos de medida
El burden sobre el circuito secundario en un transformador de medida afecta la precisión del dispositivo. De acuerdo con esto, la carga o burden de los conductores (cables de control) de las señales de medición y de otras medidas en el secundario se deben conocer. Esta información, por lo general, se obtiene de datos del fabricante de las medidas como se indica en la Fig. Nº 3.4.
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Fig. Nº 3.4 Datos de fabricante en transformadores de medida.
A continuación se realiza una descripción de cada uno de los transformadores de medida:
3.8.1.1 Transformadores de Corriente (TC)
Es un dispositivo que transforman las corrientes de la red para establecer aislamiento entre el sistema primario y los dispositivos de: protección, medición, registro y facturación; al tiempo que reciben una réplica de las corrientes de la red de magnitudes manejables por esos equipos. Un ejemplo de ellos se muestra en la Fig. Nº 3.5.
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Fig. Nº 3.5 Transformador de Corriente
La norma IEC 60185 rige las especificaciones de los transformadores de corriente en cuanto a los parámetros de corriente, clases de precisión, nomenclatura de los bornes, placa característica, tipos de ensayo a realizarse y condiciones de servicio entre otros.
Los transformadores utilizados en Patio de Distribución Guri, son clase de precisión (0,5), se utilizan para equipos de medida que garantizan su exactitud entre el 20 y el 120 % de la corriente nominal del secundario del transformador, siendo el valor de corriente 5 A.
Cuando se construyen transformadores de corriente con dos o más arrollamientos, se hará con núcleos independientes, ya que las características de un núcleo de un transformador al que se le exige una precisión determinada para una corriente primaria que no supere el 120 % de la corriente nominal, no pueden ser las mismas que las de un núcleo de un transformador al que se le exige mantener una determinada precisión para valores de corriente primaria varias veces superior a la corriente nominal primaria.
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Los valores nominales de la relación de transformación de corriente (RTC) se definen como el cociente de las cantidades de corriente primario (Ip) a la corriente secundaria (Is), como se indica en la Ec. 3.1.
Ec. 3.1 Donde:
RTC= Relación de Transformación de Corriente Ip = Voltaje Primario
Is = Voltaje secundario
En el circuito de conexión del transformador de corriente que se muestra en la Fig. Nº 3.6 se expresa el cálculo de la relación de transformación.
Fig. Nº 3.6 Cálculo de Relación de Transformación de Corriente.
Las relaciones pueden ser de (2000 – 2500 – 3000) / 5, mientras que
Relación de Transformación
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las relaciones típicas de un transformador de corriente podrían ser (600 – 800 – 1000) / 5. Los valores nominales secundarios de los transformadores de corriente son de 1 y 5 A.
La aplicación de los transformadores de corriente (TC) depende del diseño de la subestación eléctrica para tener la capacidad de soportar las sobrecorrientes (térmicas, cortocircuito) que se presenten en una línea de generación o transmisión de un área determinada.
3.8.1.1.1 Núcleos
Los transformadores de corriente, tanto de medida como de protección, se construyen con núcleos de chapa magnética de gran permeabilidad. Cuando un núcleo va destinado para mediciones se utiliza una chapa de rápida saturación, mientras que si va destinado para protección, la chapa a utilizar será de saturación débil o lenta.
• Núcleo de Medición:
Garantiza su comportamiento dentro de un rango que va desde corriente nula a valores de sobrecarga permisibles en condiciones de emergencia pudiendo llegar al grado de saturación. Ya que alimentan a dispositivos de medición y/o registro de facturación, el núcleo tiene la característica de tener el valor de precisión más alta, y cuando alimenta equipos electromecánicos se requiere que su salida secundaria se limite ante corrientes de falla, para evitar daños a los dispositivos conectados.
• Núcleos de Protección:
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corriente nula hasta valores de cortocircuito. Alimentan a dispositivos de protección y de registro de falla. Se requiere que no entren en saturación para que opere correctamente los sistemas de evaluación de los equipos de Protección.
Los núcleos de Protecciones están normalizados según la siguiente característica [2]:
E % P X, con X Múltiplo de In
Donde: E %= Porcentaje de error al máximo valor sin saturarse P = Devanado de Protecciones
Múltiplo = Veces de la corriente nominal sin saturarse
Según la clase de precisión los núcleos de protecciones se diseñan para que la corriente secundaria sea proporcional a la primaria, para corrientes con valores de hasta 30 veces el valor de la corriente nominal. Se indican como 5P y 10P, donde un múltiplo puede ser valores de 10, 20 o 30. Un ejemplo de un transformador de corriente con núcleo 5P20; nos indica que el núcleo soporta 20 veces la corriente nominal con más o menos cinco (5) por ciento de error y el núcleo corresponde para circuitos de protecciones.
3.8.1.2 Transformadores de Tensión (TP)
Un transformador de tensión es un dispositivo destinado a la alimentación de aparatos de medición y/o protección con tensiones proporcionales a las de la red en el punto en el cual está conectado. El primario se conecta en paralelo con el circuito por controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión de los diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere energizar.
