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ESTADO Y DESARROLLO DE LA TECNOLOGIA SMART GRID EN COLOMBIA.

DIEGO MIRANDA PEREZ

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, MECÁNICA Y CONTROL INGENIERIA ELÉCTRICA MEDELLÍN 2008


ESTADO Y DESARROLLO DE LA TECNOLOGIA SMART GRID EN COLOMBIA.

DIEGO MIRANDA PEREZ

TRABAJO DIRIGIDO DE GRADO

DIRECTOR INGENIERO GUILLERMO MESA BETANCUR

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, MECÁNICA Y CONTROL INGENIERIA ELÉCTRICA MEDELLÍN 2008

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Este trabajo esta dedicado a mi madre y esposa por su apoyo incondicional, ya que gracias a su acompañamiento y afecto me ayudan a superar todos los obstáculos que día a día se presentan.

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AGRADECIMIENTOS Todos los agradecimientos de este trabajo se los doy al profesor Guillermo Mesa Betancur, Director del trabajo, al haberme brindado la oportunidad de ampliar mis conocimientos y estar siempre dispuesto a atender las dudas y sugerencias a las que hubo lugar.

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CONTENIDO Pag

INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 8 1.

SMART GRID EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION ............................................................. 9 1.1 ACTIVIDADES DE INVESTIGACION ACTUAL 1.1.1 EPRI INTELLEGRID.............................................................................................. 10 1.1.2 EPRI AUTOMATIZACION AVANZADA DE LA DISTRIBUCION (ADA). .............. 10 1.1.3 MODERN GRID INITIATIVE.................................................................................. 10 1.1.4 GRIDWISE............................................................................................................. 11 1.1.5 ADVANCED GRID APPLICATIONS CONSORTIUM (GRIDAPPs).. .................... 11 1.1.6 GridWorks.............................................................................................................. 11 1.1.7 Visión de la Distribución 2010 (DV2010).............................................................. 11 1.2 IMPACTO DE LAS TECNOLOGÍAS EN EL DISEÑO DE REDES 1.2.1 Infraestructura de Medición Avanzada (AMI). ....................................................... 12 1.2.2 Automatización Distribuida (DA : Distribution Automation)). ................................. 12 1.2.3 Generación Distribuida (DER Distributed Energy Resources). ................... 13 1.3

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INTEGRACION DE UNA RED SMART GRID

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DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION......... 15 2.1 ANALISIS EN TIEMPO REAL 2.1.1 Análisis en tiempo real de la red .......................................................................... 16 2.1.2 Estimación de Estado en Generación y Transmisión.......................................... 16 2.1.3 Estimación de Estado en distribución.................................................................. 17 2.1.4 Usos del análisis en tiempo real ............................................................................ 17 2.1.4.1 Gestión activa de un sistema de distribución dinámico............................. 17 2.1.4.2 Mejorar la planificación del sistema............................................................. 18 2.1.4.3 Proporcionar la capacidad de responder a nuevos requisitos de Servicio al Cliente ............................................................................................................................. 18 2.1.4.2 Mejorar la planificación del sistema............................................................. 18 2.1.5 PROYECTOS PILOTOS ....................................................................................... 19 2.1.6 Necesidades para lograr el análisis en tiempo real............................................... 19 2.1.6.1 Un Modelo de circuito Detallado.................................................................. 19 2.1.6.2 Datos desde SCADA ................................................................................... 19 2.1.6.3 Datos de Medidores inteligentes ................................................................. 21 2.1.6.3 Software rapido de utilizar ........................................................................... 21

2.2 LOCALIZACION Y DETECCION DE FALLAS 22 2.2.1 Aplicaciones de sistemas basados en el conocimiento a la localización de fallas en redes de distribución...................................................................................................... 26

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CONTROL DINAMICO DE FLUJO DE POTENCIAS......................................................... 26 3.1 DISPOSITIVOS FACTS 26 3.1.1 Compensador Serie Conmutado por Tiristores (TSSC)........................................ 29 3.1.2 Compensador Serie Controlado por Tiristores (TCSC)......................................... 29

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3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.1.8 3.1.9 3.1.10

Compensador Serie de VAR Estático (SSVC ). .................................................... 30 Compensador Serie Sincrónico Estático (SSSC).................................................. 30 Reactor serie controlado por tiristores (TCSR).. ................................................... 31 Reactor Controlado por Tiristores (TCR).. ................................................................. 33 Condensador Conmutado por Tiristores (TSC)..................................................... 34 Compensador de VAR Estático (SVC). ................................................................. 34 Compensador Estático de VAR (STATCOM)........................................................ 34 Controlador Unificado de Flujos de Potencia, UPFC.. .......................................... 35

3.2 APLICACIONES DE DISPOSITIVOS FACTS 37 3.3 MODULOS CLIC 39 3.4 INTEGRACION DE LA GENERACION DISTRIBUIDA Y METODOS DE ALMACENAMIENTO 40 3.4.1 LA IMPORTANCIA DE LA GENERACIÓN DE ALTERNATIVAS. ........................ 41 3.4.2 IMPACTO DE LA GENERACION DISTRIBUIDA EN LAS REDES DE DISTRIBUCION .................................................................................................................. 43 4.

CONCLUISIONES.......................................................................................................... 46

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................ 48

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LISTA DE FIGURAS

Pag Figura 1. PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA Y OTROS PAÍSES DE REFERENCIA.............................................................. 13 FIGURA 2. CONFIGURACIÓN DE UN ESQUEMA DE UN SISTEMA TÍPICO SCADA ..................................... 20 Figura 3. Dispositivos FACTS …………………………………………………................................27 FIGURA 4. REPRESENTACIÓN CONTROLADOR SERIE. ...................................................................... 28 FIGURA 5. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO TSSC ............................................................... 29 FIGURA 6. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO TCSC .............................................................. 29 Figura 7. Arquitectura básica de dispositivo SSVC…………………………………………………30 FIGURA 8. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO SSCC . ............................................................ 31 Figura 9. a) Arquitectura básica de dispositivo TCSR o TSSR, B) ESQUEMA DE COMPENSADOR POR ÁNGULO DE FASE.. ...................................................... 31 FIGURA 10. COMPENSADOR EN PARALELO IDEAL ........................................................................... 32 Figura 11. Variación del flujo de potencia en una línea debido a compensación paralela ………………………………………………………………………………..33 Figura 12. a) Arquitectura básica de dispositivo TCR, b) Arquitectura BÁSICA DE DISPOSITIVO TSC, C) DISPOSITIVO TCR DE SEIS PULSOS................................................ 34 Figura 13. Arquitectura básica de un dispositivo STATCOM ..................................................................................................................................................... 35 FIGURA 14. ARQUITECTURA BÁSICA DE DISPOSITIVO UPFC . .......................................................... 36 FIGURA 15. IMPACTO DE DISPOSITIVOS FACTS EN SISTEMAS AC ................................................... 38 Figura 16. Módulos CLIC presentes en un sistema de potencia enmallado……………………..39 FIGURA 17. CIRCUITO ESQUEMÁTICO DE UN MÓDULO CLIC . ........................................................... 40 Figura 18. La red moderna incorpora generación y distribuida y MÉTODOS DE ALMACENAMIENTO. ................................................................................................... 41

LISTA DE TABLAS Pag

TABLA 1. PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS MÉTODOS ANALIZADOS . ............ 25 TABLA 2. APLICACIONES DE FACTS EN ESTADO ESTABLE...................................... 37 TABLA 3. APLICACIONES DINÁMICAS DE FACTS. ................................................... 38 TABLA 4. CARACTERÍSTICAS DE TECNOLOGÍAS GD ............................................... 42

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INTRODUCCIÓN. En la última década la industria eléctrica ha experimentado cambios importantes hacia la utilización e implementación de nuevas tecnologías con el objetivo de permitir un mejor aprovechamiento y una mayor eficiencia en la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica, en muchos lugares estos cambios han culminado en la aparición de un mayor mercado eléctrico. En este nuevo contexto, la operación de los sistemas de distribución no depende del estado o utilidad basada en procedimientos centralizados, si no más bien la descentralización de las decisiones de las empresas de distribución cuyos objetivos tienen como fin maximizar sus propios beneficios. Por lo tanto las empresas de distribución están expuestas a mayores riesgos, debido a esto la necesidad de tomar de decisiones basadas en modelos cada vez más confiables ha aumentado considerablemente. Tradicionalmente los modelos actuales de generación, transmisión y distribución son un mal ajuste a las nuevas necesidades de comportamiento del mercado. La introducción de una nueva área de investigación como la tecnología Smart Grid en el mercado de distribución buscando la descentralización de las decisiones, automatización, sistematización y monitoreo de las redes eléctricas es una opción muy interesante para la industria eléctrica; ya que abre numerosas posibilidades para desarrollar un mercado de la energía eléctrica con modelos adaptados al nuevo contexto competitivo. Este documento se centra en dar una mirada e introducción de las tecnologías que van en búsqueda de la lograr una red Smart Grid y aplicarlas así en los sistemas de distribución de energía eléctrica, dado que Smart Grid en su generalidad es un tema muy incluyente. Se pretende analizar la complejidad de las publicaciones citadas desde tres puntos de vista, como son la vigilancia tecnológica mencionando los principales organismos y proyectos que buscan el desarrollo de tecnologías Smart Grid , el segundo centrándose en La detección y localización de fallas y por ultimo el control dinámico de flujo de potencias. El objetivo de este trabajo es ayudar a identificar, clasificar y caracterizar un poco de la confusa diversidad de enfoques que se pueden encontrar en la literatura técnica sobre Smart Grid, y analizar la posible introducción en un sistema de distribución. El trabajo presenta un estudio de las publicaciones más pertinentes en relación con el desarrollo y utilización de la tecnología Smart Grid.

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1) SMART GRID EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Muchas modas y tendencias han abundado en la industria de la energía eléctrica. Varias veces en una década, un concepto o una frase llama la atención y la imaginación de las personas, ingenieros y empresas y estas resultan en una ola de documentos, presentaciones e información difusa. A veces, estos conceptos son validos y los mismos poco a poco tienden a integrarse al estándar de las prácticas comerciales. Uno de estos últimos conceptos es la idea de una red de distribución de alta tecnología y futurista. Los sistemas de distribución sistema del pasado son radiales y de una sola vía. Los sistemas de distribución del futuro deben ser enmallados e inteligentes [1-2]. Son muchos los nombres que se le asignan al sistema de distribución futurista, pero el de Smart Grid es el término preferido por los autores. Es cierto que hay algunas tecnologías que tendrán un papel importante en los sistemas de distribución del futuro y actuales. Esto incluye avanzados medidores digitales, la automatización de bajo costo, los sistemas de comunicación, y recursos energéticos distribuidos. Sin embargo, estos proyectos tienden a utilizar una tecnología única, y no intentan crear una “red inteligente” o “Smart Grid” integrando una variedad de tecnologías. Muchas de las actuales actividades de investigación y desarrollo relacionadas con Smart Grid comparten una visión común en cuanto a funcionalidad buscando aumentar la capacidad del sistema de distribución para hacer frente a las necesidades cambiantes de los servicios públicos y sus clientes. Algunas de estas funcionalidades deseadas incluyen: • Auto-recuperación. • Alta fiabilidad y calidad de potencia • Resistente a los ataques cibernéticos • Admite una amplia variedad de recursos energéticos distribuidos y opciones de almacenamiento. • Optimiza el uso de los activos • Minimiza las operaciones y gastos de mantenimiento El logro de estas funciones a través de la mencionada tecnología plantea una cuestión importante : Que el Smart Grid impacta la forma en que los sistemas de distribución están diseñados? Si es así, ¿cómo debería empezar a aplicarse estos cambios de manera que ahora,y con el tiempo, los sistemas distribución existentes puedan ser transformados en grandes redes inteligentes del futuro? El resto de este capitulo se examina la investigación actual de actividades en cuanto al Smart Grid en todo el mundo, y luego se analiza el potencial de diseño relacionadas con las redes y recursos existentes en nuestro pais y la integración de estas tecnologías a nuestras redes.

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1.1 ACTIVIDADES DE INVESTIGACIÓN ACTUAL Actualmente existe una gran cantidad de actividades de investigación relacionadas con el Smart Grid. Esta sección analiza los principales proyectos en el área de distribución (según el resumen de La NRECA informe sobre la industria de los esfuerzos de investigación). 1.1.1 EPRI IntelliGrid. Fundada en 2001 por el EPRI, la iniciativa IntelliGrid tiene el objetivo de crear una nueva infraestructura eléctrica de entrega de potencia que integra los avances de la comunicaciones, informática, y electrónica para satisfacer las las necesidades de energía del futuro. Su misión es permitir el desarrollo, integración y aplicación de tecnologías para facilitar la transformación de la infraestructura eléctrica para proporcionar seguridad, alta calidad, fiabilidad. En la actualidad, la cartera IntelliGrid se compone de cinco proyectos principales: arquitectura IntelliGrid ; simulación y modelado rapido (FSM : fast simulation and modeling ), comunicaciones para recursos energéticos distribuidos (DER: communications for distributed energy resources), portal de consumidores, y avanzados sistemas de monitoreo. 1.1.2 EPRI Automatización Avanzada de la Distribución (ADA). El objetivo general del proyecto ADA es la creación del sistema de distribución del futuro. El programa ADA prevé sistemas distribución altamente automatizados con sistemas flexibles operados a través de una uitectura de sistemas de control y comunicación. ADA ha identificado los siguientes puntos estratégicos para el programa: la mejora de la fiabilidad y la calidad de la energía; reducir los costos de funcionamiento, la mejora del tiempo de restauración luego de interrupción; el aumento de opciones de servicio al cliente, la integración de la generación distribuida y opciones de almacenamiento, y la integración de los clientes al sistema. 1.1.3. Modern Grid Initiative. Iniciativa de la red moderna. Establecido por el Departamento norteamericano de Energía(DOE) en 2005 a través de la Oficina de Entrega de Electricidad y Fiabilidad (OE) y El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL) de Estados Unidos de Norte America, este programa se centra en una red moderna como un nuevo modelo para la transmisión de electricidad que traerá una nueva era de prosperidad para la energía. No Se ve a la red moderna como un mosaico de esfuerzos para poder llevar la energía a los consumidores, sino como un sistema total que utiliza las tecnologías más innovadoras de la más útil manera. Estas manifestaciones establecerán el valor del desarrollo de un sistema integrado a conjunto de tecnologías y procesos que se mueven hacia la modernización de la red, Que tendrán que abordar los principales obstáculos y establecer escalabilidad, amplia aplicabilidad, y un camino claro a un despliegue completo de soluciones que ofrezcan beneficios convincentes.

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1.1.4 GridWise. GridWise es el programa que representa la visión que los EE.UU. tienen a través del Departamento de Energía (DOE) para el logro del sistema de energía del futuro. La misión del del programa es modernizar la infraestructura de la red eléctrica de distribución y sus operaciones, utilizando dos vías del flujo de electricidad y de la información. 1.1.5 Advanced Grid Applications Consortium (GridApps). Formado por la Corporation Concurrent Technologies en 2005, y patrocinado por el Departamento de Energía, el consorcio GridApps aplica las tecnologías y prácticas de utilidad para la modernización de la transmisión y distribución eléctrica. las Tecnologías aplicadas por GridApps pueden clasificarse en tres ámbitos: la vigilancia y gestión de tecnologías T & D (transmisión y Distribución) , nuevos dispositivos, y la integración de sistemas / ingeniería de sistemas para mejorar el rendimiento. 1.1.6 GridWorks. GridWorks es un nuevo programa de actividad en el Departamento de Energía de EE.UU. Su objetivo es mejorar la fiabilidad del sistema eléctrico a través de la modernización de componentes claves de la red: cables y conductores, de las subestaciones y sistemas de protección, y la electrónica de potencia. El plan incluye actividades a corto plazo para mejorar gradualmente los sistemas de distribución de energía y acelerar su introducción en el mercado. También incluye actividades a largo plazo a desarrollar nuevas tecnologías,herramientas y técnicas para apoyar la modernización de la red eléctrica para las necesidades del siglo 21. El plan aboga por la coordinación los esfuerzos en curso entre ellos: sistemas de superconductores de alta temperatura, la fiabilidad de tecnologías de transmisión, tecnologías de distribución eléctrica, dispositivos de almacenamiento de energía. 1.1.7 Visión de la Distribución 2010 (DV2010). El objetivo de DV2010 es hacer alimentadores virtualmente "a prueba de cortes" a través de una combinación de comunicaciones de alta velocidad, dispositivos de conmutación, controladores inteligentes, y reconfigurado alimentadores. los conceptos de DV2010 no se aplican a todos los alimentadores. Por el contrario, los conceptos se utilizan para crear " Distritos Operativos Premium " atendiendo a clientes que requieren un servicio de alta calidad y estarían dispuestos a pagar más por el.

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1.2 IMPACTO DE LAS TECNOLOGÍAS EN EL DISEÑO DE REDES Con todas las actividades de investigación en Smart Grid, es conveniente investigar si las tecnologías Smart Grid tendrán algún impacto en el diseño de sistemas de distribución. la topología de una red inteligente será similar a las topologías de hoy? Alternativamente, la base de la topología y el diseño de una red inteligente se vera diferente? Para responder a estas preguntas, las implicaciones de diseño asociadas a este desarrollo serán examinadas. 1.2.1 Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) Una red inteligente utilizará medidores digital avanzados en toda su extensión. Estos medidores tendrán dos vías comunicación, deben ser capaces de conectar y desconectar servicios a distancia, registrar de formas de onda, vigilar la tensión y la corriente. Los medidores estarán en la misma ubicación que estan actualmente, y, por tanto, no tendrá repercusiones directas en el futuro diseño. Sin embargo, estos medidores pondrán una gran cantidad de datos a disposición de los centros de operación y planificación, que pueden ser utilizados para lograr una mayor fiabilidad y mejor utilización de los activos (líneas, Transformadores). Quizás el mayor cambio que tendrán estos avanzados medidores es permitir lecturas en tiempo real, esto permitiría que se pudieran igualar los patrones de distribución de carga en el sistema, por medio de una respuesta a la demanda de estos medidores inteligentes. 1.2.2 Automatización Distribuida (DA : Distribution Automation) la distribución de la Automatización (DA) se refiere a la supervisión, control y funciones de comunicación situado en el alimentador. Desde una perspectiva del diseño, los aspectos más importantes de este concepto se encuentran en las áreas de protección y de conmutación (a menudo integradas en el mismo dispositivo). Estos dispositivos pueden interrumpir la corriente de falla, vigilar las corrientes y voltajes, comunicarse uno con un otro, y automáticamente reconfigurar el sistema para restaurar el servicio a los clientes y lograr otros objetivos. La capacidad de rapidez y flexibilidad reconfigurar una red de alimentadores es un componente clave de Smart Grid. Esta capacidad, habilitada por DA, también (1) requiere la distribución de los componentes que tienen la capacidad suficiente para aceptar la transferencia, y (2) requiere que del sistema de protección para poder aislar correctamente una falla en la topología reconfigurada. Ambas cuestiones tienen un impacto enorme en el diseño del sistema . Actualmente, la mayoría de los sistemas de distribución están diseñados sobre la base de un gran Alimentador principal con tres fases y luego se ramifican en fases monofásicas laterales. Una red Smart Grid no sólo tratar de conectar a los clientes de las subestaciones al más bajo costo posible si no que esta alimentación puede ser rápida y flexiblemente reconfigurada. Por lo tanto, los futuros sistemas de distribución serán diseñados más como una red integrada de líneas de distribución, la cual se conecta a múltiples subestaciones. Diseñar, por lo tanto, pasa de un enfoque en los alimentadores de la red para lograr un sistema interconectado de alimentadores. Tradicionalmente los sistemas de distribución actuales coordinan los

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dispositivos de protección, en una red Smart Grid, la topología es flexible y de este supuesto nace un problema de diseño par alas protecciones. Desde una perspectiva del diseño, la topología del sistema y las protecciones del sistema tendrán que ser planificadas junto con la correcta coordinación de las protecciónes para una variedad de configuraciones posibles. 1.2.3 Generación Distribuida (DER Distributed Energy Resources) Los Recursos de energía distribuidos (DER) o Generación distribuida son pequeñas fuentes de generación y / o de almacenamiento que están conectados a la red de distribución. Por los bajos niveles de penetración como se verifica en la figura 1 (alrededor del 3.3 % de la demanda máxima para Colombia) en comparación con otros países Europeos, DER no tienen un gran efecto sobre el diseño del sistema, siempre que tengan una protección adecuada en el punto de interconexión. Una red de Smart Grid tiene el potencial de tener grandes y flexibles fuentes de DER. En este caso, el sistema de distribución comienza a parecerse a un pequeño sistema de transmisión y las necesidades de diseño a considerar tienen cuestiones similares tales como la corriente de falla y el aumento de carga.

Figura 1. Porcentaje De participación De la Generación Distribuida en Colombia y otros países de referencia

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1.3 INTEGRACION DE UNA RED SMART GRID Consideremos la posibilidad de un sistema de distribución generalizado con AMI, DA, y altos niveles de Generación Distribuida. Como se mencionó en la sección anterior, cada una de estas tecnologías tiene ciertas implicaciones para el diseño del sistema. Sin embargo, una verdadera red inteligente no trata a estas tecnologías por separado. Por el contrario, una red inteligente integra las funciones de AMI, DA, y DER (generación Distribuida) de modo que el total de los beneficios son mayores que la suma de cada parte. Entonces cabe la pregunta, ¿cuál será el sistema de diseño de un sistema de distribución cuando se mira como puede sacar el máximo provecho de AMI, DA, y DER?. Esta red probablemente será operada radialmente con respecto al sistema de transmisión, pero no radialmente con respecto a DER. por lo tanto, Las Protecciones sobre esta columna vertebral, , tienen que ser "inteligentes", es decir, la configuración de la protección de puede adaptarse a los cambios de topología a fin de garantizar una coordinación adecuada. Actualmente, los sistemas de distribución están diseñados para entregar energía a los clientes dentro de ciertos limites de tensión sin sobrecargar el equipo. En una red Smart Grid, estos criterios se dan por sentados. Los lineamientos en las cuestiones de diseño para una red Inteligente serán entonces el costo, la confiabilidad, la flexibilidad de la generación, y la elección de los usuarios.

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2) DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Una visión de la red moderna debería incluir dentro de sus características las cualidades de auto recuperación, confiabilidad y seguridad para garantizar cierta calidad en el servicio. Para lograr estas cualidades una de las cosas más importantes es la detección y localización de fallas en el sistema de distribución. Por consiguiente, una red Smart Grid debe estar conformada por dispositivos y métodos que ayuden a la detección y localización temprana de fallas, para esto se analizara la importancia del Análisis en tiempo Real y la utilización de nuevas técnicas como las redes Neuronales para la detección de fallas.

2.1 ANALISIS EN TIEMPO REAL Para el sector eléctrico es cada vez más necesario controlar y analizar mejor los sistemas de distribución, y para una red Smart Grid esta es una de las principales prioridades. la Planificación y el funcionamiento de las redes cada vez es mas complejo. El Análisis en tiempo real está siendo visto como necesario para lograr la eficiencia operativa y una aceptable la calidad del servicio. Estos se logra con la combinación de circuitos computarizados de análisis de medidas en tiempo real de los parámetros de la red (voltaje y corriente en la red) y las salidas (consumo del cliente). Con los instrumentos analíticos, opciones de visualización, y sistemas de control, el análisis en tiempo real permitirá que los operadores de la red gestionen de forma activa la red para lograr una mejor eficiencia operativa y para anticipar y evitar interrupciones del servicio y otros problemas de funcionamiento. La mayoría de las herramientas necesarias para el análisis en tiempo real ya están disponibles. Equipo de análisis del flujo de carga han sido utilizado por empresas de servicios públicos de transporte y distribución por décadas para simular y analizar la tensión, corriente, y el flujo de potencia real y reactiva del sistema para la planificación y las operaciones. SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition) ha llegado a ser de uso casi universal de las empresas de transporte y distribución y hace posible el seguimiento y control en línea de los generadores, las líneas de transmisión, subestaciones, líneas de distribución, y de equipos y dispositivos. Los medidores Inteligentes, en la última década, se han convertido en una importante y ampliamente herramienta utilizada no sólo para la lectura de medidas residenciales y comerciales, sino también para la adquisición de datos sobre el sistema de distribución. Los Desafíos para el análisis en tiempo real y la gestión activa de la red incluyen la consecución del pleno despliegue de SCADA , contadores inteligentes, la obtención del ancho de banda necesario y velocidad de las comunicaciones de datos, la integración de datos provenientes de distintas partes de la red y distintos de hardware y software, el perfeccionamiento de los métodos computacionales, y aprender a utilizar el resultados para la planificación y operación de la red, logrando la transformación del diseño de la red de distribución para aprovechar al máximo el control. En este capitulo se propone: • Analizar por qué el análisis en tiempo real es necesario y útil;

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• Definir lo que el análisis en tiempo real es; • Describir cómo el análisis en tiempo real se pueda hacer para trabajar en las líneas de distribución, y

2.1.1. DEFINICIÓN DE ANÁLISIS EN TIEMPO REAL Este es un nuevo término, en búsqueda de un nuevo enfoque de las operaciones de la red de distribución eléctrica. Que requiere el análisis en tiempo real y busca la gestión activa de la red.

2.1.1.1 Análisis en tiempo real de la red EL análisis en tiempo real de la red es la combinación de circuitos informáticos modelando y analizando los consumos en tiempo real de los consumos de los clientes y los datos de la fuente de alimentación para determinar las tensiones y corrientes en todos los elementos (líneas, equipos, dispositivos) en la red. El Análisis se hace de manera continua para determinar en tiempo real de las características de la red. El análisis es el medio para un fin - la gestión activa de la red. Los datos en tiempo real y los resultados de cálculo se utilizan para facilitar el despacho de la generación, cambios de línea, el control en línea de equipos y dispositivos, y el control de la cargadle cliente para alcanzar las metas operacionales. El Análisis en tiempo real proporciona dos importantes resultados: • Calculo del presente y futuro a muy corto plazo los valores de voltaje y corriente para los elementos de red que no son medidos y controlados en tiempo real, y • Informa y muestra los datos medidos y calculados en formatos y en las plataformas, que puede ser entendido y utilizado por los operadores de sistemas, analistas para gestionar de forma activa la red. 2.1.1.2 Estimación de Estado en Generación y Transmisión la estimación del estado transmisión y generación (G & T) es ampliamente utilizado por los centros de control, no sólo para calcular en tiempo real la condición de la generación y transmisión en la red, sino también para estimar la condición de la red en el futuro inmediato. La capacidad de extrapolar con exactitud el estado actual para el futuro inmediato, junto con el diseño de un sistema adecuado de controles, permite la gestión proactiva de los elementos controlables para lograr las metas operacionales como la economía, la eficiencia, la confiabilidad, el impacto medioambiental, etc Si bien el análisis de redes por G & T tiene su propio conjunto de complicaciones y dificultades, tiene una ventaja significativa sobre el control de los sistemas de distribución. El G & T, tiene un número limitado de grupos de generadores, líneas de transmisión, equipos y dispositivos, hasta el cual es técnica y económicamente viable para medir y comunicar a un ordenador central todos los datos necesarios para todos los nodos y elementos importantes en el sistema de G & T.

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2.1.1.3 Estimación de Estado en distribución El análisis en tiempo real para distribución es un requerimiento para la estimación de estado en distribución, o el proceso de predecir las condiciones en el futuro cercano del sistema de distribución. Debido al enorme número de nodos y elementos de cualquier sistema de distribución (por ejemplo, cientos o miles de veces más que para G & T), es técnicamente imposible obtener de manera continua el modelo de la red de distribución en tiempo real. Incluso si estos modelos fueran técnicamente viables, sería prohibitivamente costoso. 2.1.1.4 Usos del análisis en tiempo real 2.1.1.4.1 Gestión activa de un sistema de distribución dinámico Los Sistemas de distribución eléctricos son dinámicos, es decir, las condiciones de la red de distribución cambian continuamente en función de una serie de factores. la demanda de energía y el consumo de lamisca varía continuamente con el tiempo, a veces con grandes y frecuentes cambios en la magnitud. Algunos cambios son poco frecuentes y previsibles, como los derivados de las acciones de los empleados de servicios públicos (de conmutación para la construcción y el mantenimiento, la conexión de nuevos clientes, y la desconexión de los clientes existentes). Otros más frecuentes y menos previsibles son el resultado de los cambios automáticos de regulación de voltaje, la compensación reactiva, etc. Si bien los sistemas de distribución eléctricos son dinámicos, sin supervisión, análisis y control basado en el análisis en tiempo real, el sistema debe ser planificado, construido y operado como si fueran sistemas estáticos. La Planificación, construcción y operación debe basarse en la probabilidad de predecir las condiciones y situaciones de contingencia que a su vez se basa en la topología de la red conocida y condiciones de carga. El Análisis en tiempo real permitirá que los ingenieros y los operadores pasen de las operaciones de cambio estático, basado en predecir los escenarios, a la vigilancia activa y el control de la red de distribución. Este cambio permitirá la toma de decisiones y el control de equipos y dispositivos basados en la información completa del sistema tal como existe en ese mismo momento, o incluso poco antes, así como a la condición de del sistema en un tiempo muy corto en el futuro. El conocimiento de la realidad y las características del sistema eléctrico en tiempo real, junto con la historia del pasado inmediato y las predicciones de las condiciones de un futuro inmediato, permite que la posibilidad para cambiar el flujo de potencio a otras líneas, cambiar los taps en transformadores, controlar la gestión de cargas, el despacho de generación distribuida, y hacer otras modificaciones del sistema para lograr las metas operacionales relacionados con la economía, la eficiencia, la fiabilidad, de impacto medioambiental, servicio al cliente, seguridad, y seguridad.

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2.1.1.4.2 Mejorar la planificación del sistema La capacidad para determinar y documentar la carga del sistema y las condiciones de voltaje casi continuamente proporcionará sustancialmente mejores datos para utilizar en la planificación del crecimiento del sistema. La planificación del sistema ya no se limita a la previsión del futuro sobre la base de las condiciones de un puñado de escenarios históricos de carga. Aún más importante, el análisis en tiempo real y la gestión activa de de la red configurará una utilidad para planificar el futuro con más precisión y flexibilidad, En lugar de utilizar métodos redundantes y el exceso de capacidad, los operadores serán capaz de planificar con mucha más precisión y flexibilidad. La capacidad de observar el rendimiento real de cada área del sistema permitiría revisar periódicamente el sistema de planificación en busca de mejorar, retrasar o acelerar según sea necesario. 2.1.1.4.3 Proporcionar la capacidad de responder a nuevos requisitos de Servicio al Cliente Durante décadas, ha habido pocos cambios en los criterios básicos para la planificación y el funcionamiento del sistema de distribución. La carga del sistema, ha cambiado en densidad y magnitud, la capacidad de los equipos y la la eficiencia de los mismos, pero los fundamentos de la planificación y las operaciones del sistema siguen siendo los mismos. En los últimos años, una variedad de requerimientos de los clientes han surgido afectando dramáticamente la planificación y el funcionamiento de la red eléctrica. Estas cuestiones incluyen: • Control y calidad de la Potencia (armónicos, flicker, interrupciones momentáneas, regulación de voltaje, la conexión a tierra, etc); • confiabilidad del Servicio (cero interrupción del servicio); • flexibilidad del Servicio; • Las ofertas de energías renovables (que proporciona opciones a los clientes a comprar una parte o la totalidad de sus necesidades de energía "verde"); • instalaciones de generación distribuida (solar, eólica, pilas de combustible, los motores convencionales o CT) instalados por los clientes en funcion de la economía, la fiabilidad, o de impacto ambiental; • La generación distribuida instalada en las instalaciones del cliente (en lugar de T & D de construcción, para reducir las pérdidas, para regular la tensión, aumentar la fiabilidad, para tomar ventaja de los combustibles renovables, etc), y • Opciones almacenamiento Distribuidos utilizados por los clientes (vehículos eléctricos híbridos, tecnología avanzada de pilas, UPS). Si bien no es una certeza de que cualquiera de estos temas tendrán un impacto grande en los sistemas de distribución, es probable que estos y otros cambios se produzcan con más frecuencia y con mayor impacto acumulativo. El Análisis en tiempo real es la única forma completa y manejable que permitirá dar cabida a esos nuevos requerimientos y tomar ventaja de ellos mismos.

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2.1.5 PROYECTOS PILOTOS Smart GRid no se concibe totalmente formado y listo para funcionar. Como ha sido el caso con cada nueva tecnología, cada nueva estrategia, cada nueva orden de cosas, habrá una curva de aprendizaje. Las empresas de distribución y transmisión no pueden avanzar a lo largo de la curva de aprendizaje hasta empezar a utilizar el análisis en tiempo real y la gestión activa de la red. Los desarrolladores de T & D para análisis de circuitos estan empezando a trabajar con los principales proveedores de SCADA y AMR en proyectos piloto sobre el tema. Milsoft Solutions esta en un proceso de planificación de un proyecto piloto con Cannon Technologies AMR en Kentucky. Este proyecto piloto incluirá la tecnología existente que más cerca esta de completar el análisis en tiempo real. Uno de los importantes resultados de los proyectos piloto establece un punto de partida para el número mínimo de medidores en línea con SCADA. Conocer más acerca de estos temas sera cada vez mas crucial para que las empresas de servicios públicos puedan planificar y ejecutar el despliegue de análisis en tiempo real en todo el sistema.

2.1.6. Necesidades para lograr el análisis en tiempo real El análisis tiempo real en distribución no es posible hoy en día. La cosa más cercana es el análisis automatizado de corte de gestión basado en un detallado circuito eléctrico de modo que se adapta a los aportes de datos de SCADA y AMR. En búsqueda de pasar de la gestión activa de la red solo durante eventos de contingencia a la continua gestión activa la de la red, se necesitan varias cosas: 2.1.6.1 Un Modelo de circuito Detallado: Equipos de análisis del flujo de carga han sido utilizado por empresas de servicios públicos de transporte y distribución por décadas para simular y analizar la tensión, corriente, y el flujo de potencia real y reactiva del sistema para la planificación y operaciones de la red. Precisar y detallar un modelo de circuito es la base del análisis en tiempo real, mientras que algunas variables necesarias son medidas para lograr la precisión en tiempo real. Parte del reto de análisis en tiempo real será el desarrollo de algoritmos que puedan establecer un nivel aceptable de exactitud sin conocer la impedancia de los principales transformadores a los lugares de medición.

2.1.6.2 Datos desde SCADA SCADA Es una aplicación de software especialmente diseñada para funcionar sobre ordenadores (computadores) en el control de producción, proporcionando comunicación con los dispositivos de campo (controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador. También provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del mismo nivel como de otros usuarios supervisores

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dentro de la empresa (supervisión, control calidad, control de producción, almacenamiento de datos, etc.). Comprende todas aquellas soluciones de aplicación para referirse a la captura de información de un proceso o planta, no necesariamente industrial, para que, con esta información, sea posible realizar una serie de análisis o estudios con los que se pueden obtener valiosos indicadores que permitan una retroalimentación sobre un operador o sobre el propio proceso, tales como: •

Indicadores sin retroalimentación inherente (no afectan al proceso, sólo al operador): o Estado actual del proceso. Valores instantáneos; o Desviación o deriva del proceso. Evolución histórica y acumulada;

Indicadores con retroalimentación inherente (afectan al proceso, después al operador): o Generación de alarmas; o HMI Human Machine Interface (Interfaces hombre-máquina); o Toma de decisiones:  Mediante operatoria humana;  Automática (mediante la utilización de sistemas basados en el conocimiento o sistemas expertos).

Figura 2. Configuración de un Esquema de un sistema típico Scada Este esquema es un ejemplo de la aplicación del sistema SCADA en áreas industriales. Éstas áreas pueden ser: •

Monitorear procesos químicos, físicos o de transporte en sistemas de suministro de agua, para controlar la generación y distribución de energía eléctrica, de gas o en oleoductos y otros procesos de distribución. Gestión de la producción (facilita la programación de la fabricación).

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• •

Mantenimiento (proporciona magnitudes de interés tales para evaluar y determinar modos de fallo, índices de Fiabilidad, entre otros). Control de Calidad (proporciona de manera automatizada los datos necesarios para calcular índices de estabilidad de la producción , tolerancias, índice de piezas, etc.) Administración (actualmente pueden enlazarse estos datos del SCADA con un servidor ERP (Enterprise Resource Planning o sistema de planificación de recursos empresariales), e integrarse como un módulo más). Tratamiento histórico de información (mediante su incorporación en bases de datos).

El Análisis en tiempo real requiere datos medidos en las fuentes (generadores / líneas de transmisión / subestaciones y barras) de potencia y energía. Afortunadamente, SCADA ha sido de uso casi universal en las empresas de servicios públicos y de transporte y distribución de todos los tamaños. Esto hace posible el seguimiento y control de los generadores, las líneas de transmisión, subestaciones, líneas de distribución, en línea de equipos y dispositivos( 5 ). EL Análisis en tiempo real requiere la informacion de las subestaciones (u otro punto de la fuente) y cada línea de distribución: • status de encendido / apagado o cambiar el estado actual del dispositivo ; • corriente para cada fase; • factor de potencia de cada fase; • voltaje de cada fase. En la medida en que se dispone de datos de SCADA para algunos elementos o nodos de la red de distribución, estos pueden ser incorporados en el análisis en tiempo real para mejorar la utilidad y precisión de los resultados. Los sistemas SCADA en la mayoría de los sistemas de distribución pueden proporcionar lecturas por lo menos cada 15 minutos inclusive con mucha más frecuencia, tan a menudo como cada pocos segundos. 2.1.6.3 Datos de Medidores inteligentes El Análisis en tiempo real requiere datos medidos en la carga (clientes) de potencia y energía.los medidores “Inteligentes”, en la última década, se han convertido en una importante herramienta ampliamente utilizada en paises desarrollados no sólo para la lectura residencial y comercial, sino también para la captura de datos sobre el sistema de distribución. Desafortunadamente, en nuestro país es escasa o nula la utilización de este tipo de medidores. Uno de los mayores desafíos para el análisis en tiempo real es obtener la información necesaria. La mayoría de las empresas de servicios públicos no disponen de AMR (Automatic meter reading : medidores con lectura automática) plenamente desplegados, e incluso si lo hacen, la mayoría de los sistemas AMR simplemente no tienen el ancho de banda o la velocidad para hacer esta información este disponible en tiempo real. La mayoría sólo será capaz de proporcionar los datos almacenados durante un período determinado,

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como la anterior de 24 horas, a pocos minutos a unas pocas horas después del final de ese período. 2.1.6.4 Un software Rápido y fácil utilizar Nuevos enfoques para el modelado de circuitos y un software para el análisis será necesario para ofrecer una rapidez de cálculo apropiada paa lograr el Analisis en tiempo real. El Análisis en tiempo real también requerirá nuevas formas de presentación de datos, visualización, análisis y condiciones del sistema de distribución para lograr la gestión adecuada y de esta manera se pueda tomar ventaja de los resultados . Se deben resolver un par de problemas de software enormes. La primera es la necesidad de integrar datos de diferentes proveedores de sistemas SCADA y AMR, y de diversos protocolos de telecomunicaciones. El otro reto es el desarrollo del software necesario para aceptar casi continuamente grandes cantidades de datos desde múltiples fuentes en tiempo real (5). (5) Real Time Distribution Analysis for Electric Utilities 2.2 LOCALIZACION Y DETECCION DE FALLAS En esta parte del capítulo, inicialmente se presentan de manera generalizada los métodos que aprovechan todo tipo de información que se pueda obtener del sistema, que en este documento se denomina genéricamente como “descriptores”. Se presenta por tanto un estado del arte de los MCBC (métodos basados en el conocimiento) que se pueden adaptar al problema de la localización de fallas. Finalmente se omiten los métodos que estiman la impedancia desde el punto de medida, a partir de los valores eficaces de prefalta y falta del fundamental de tensión y corriente y los parámetros de la red; denominados como Métodos Basados en el Modelo (MBM) ya que estos son metodos que fundamentalmente se reduce al calculo. Por ultimo se realizar un análisis comparativo de los mismos mediante una tabla. . 2.2.1 Aplicaciones de sistemas basados en el conocimiento a la localización de fallas en redes de distribución En este capitulo se presenta una síntesis de algunos de los trabajos más relevantes donde se aplican metodologías propias del campo de la inteligencia artificial. Esta Sección tiene como intención, dar una mirada al estado del arte acerca aplicaciones e implementaciones realizadas en el área de localización de faltas. Un sistema basado en el conocimiento para localizar interrupciones del servicio usando datos comprensibles de las llamadas de los clientes, sistemas automáticos de medida remotos y sistemas de control supervisado y adquisición de datos (SCADA), se presenta en [3]. Este algoritmo utiliza la capacidad de lectura bajo demanda del sistema de medida, el cual permite al centro de control comunicarse remotamente con los controles del medidor. El algoritmo propuesto tiene dos partes importantes, el procedimiento de

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escalamiento de la interrupción y el de solicitud de información a los medidores (metter polling). El escalamiento involucra la búsqueda de la región de acuerdo con la información comprensiva de la interrupción. El procedimiento de solicitud de información a los medidores incluye el diseño del esquema de solicitud de información y la confirmación de la localización de la interrupción de acuerdo con los resultados del análisis de la información recibida. El algoritmo fue diseñado para trabajar adecuadamente durante una o varias situaciones de interrupción del servicio. En [4] se propone una estructura de red Bayesiana en base al conocimiento experto y a los datos históricos para el diagnóstico de faltas en alimentadores de distribución. Esta red imita la relación causal entre el equipo bajo falta y las observaciones durante las interrupciones del servicio del alimentador, tales como distribución regional de las llamadas de reporte de problema de los clientes, observaciones anormales de los alimentadores expresadas en las llamadas, y los eventos climáticos en la región en la que se encuentra la línea. El sistema desarrollado fue usado para simular varios escenarios de falta del alimentador y para entrenar equipos de mantenimiento e inspección de alimentadores. El cuestionario desarrollado puede ser rápidamente adaptado para asegurar les fortalezas de las reglas de inferencia en otras redes bayesianas. En [5], se presenta una propuesta de optimización basado en algoritmos inmunes (IA based), para la estimación de la sección bajo falta en un sistema de distribución. A través de la teoría de evolución inmunológica, un anticuerpo que más se asemeje al antígeno correspondiente seconvierte en la solución. Para la aplicación de este método al problema de estimación, cada sección del modelo del sistema de potencia puede ser considerada como un “anticuerpo”. En [6], la aplicación de las redes neuronales de función de base radial (RBF), se utiliza para la clasificación y localización de faltas en líneas de transmisión. Las muestras instantáneas de tensión y corriente, se utilizan como entradas de una red neuronal artificial. Para la clasificación de la falta, únicamente las muestras de falta y prefalta de la corriente son suficientes, para la localización de requieren las muestras de prefalta y falta de ambos, tensión y corriente de las tres fases. Para validar la propuesta, se realizaron estudios de simulación en dos modelos de sistema de potencia, uno de ellos es una línea de transmisión alimentada por un solo terminal, mientras que el otro es una línea alimentada por ambos terminales. El modelo fue sometido a diferentes tipos de faltas a condiciones de operación diferentes para las variaciones en la localización de la falta, ángulo de inserción de la misma y resistencia de falta. Los equipos de mantenimiento usualmente identifican las faltas utilizando las llamadas de los clientes quienes reportan problemas, observaciones anormales en los alimentadores que han sido reportados en las llamadas. Usualmente cada falta es registrada en una tabla que incluye la hora, la fecha, la dirección, el equipo faltado, las causas o accidentes, entre los más importantes. Estas bases de datos acumulan una gran cantidad de información durante años. El estudio propuesto en [7] está orientado al uso de la “rough set

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theory” (herramienta matemática para manipular conjuntos de información vaga o incompleta), como una herramienta de minería de datos para obtener patrones y reglas útiles para el diagnóstico del equipo en falta y su localización. En particular, los datos históricos de alimentadores de distribución de sistemas reales de Taiwán Power Company fueron usados para la validación de la metodología propuesta. En [8], se presenta una propuesta para el diagnóstico de las faltas en redes de distribución, mediante el uso de conocimiento heurístico de los operadores del centro de control y de la información obtenida de las bases de datos de la red y los sistemas SCADA. Sin embargo, la naturaleza de este conocimiento heurístico es inexacta e incierta. También, la información obtenida del sistema de control remoto contiene in certezas y puede ser incorrecto, conflictivo o inadecuado. Este artículo propone un método basado en la teoría de conjuntos difusos para tratar la in certeza involucrada en el proceso de localización de faltas en las redes de distribución. En [9] se propone un sistema experto basado en reglas, para localizar las faltas en un sistema de distribución. Un conjunto de reglas heurísticas son compiladas a partir de la experiencia de los operadores y se encuentran embebidas en la base de reglas. Para localizar faltas en sistemas de distribución, un mecanismo de inferencia se desarrollado para que desempeñe razonamientos deductivos en las reglas de la base de conocimiento. El mecanismo de inferencia comprende tres partes principales: Un método dinámico de búsqueda, aproximación de “backtracking”(algoritmo usado por lenguajes de programación lógica tales como Prolog para encontrar los posibles caminos para alcanzar una meta ) y la operación de intersección de conjuntos. Un algoritmo para basado en las señales de corriente medidas en la subestación de distribución, el conocimiento de los elementos de protección y las redes ANFIS se presenta en [10]. Como resultado se muestra que este método permite localizar la zona bajo falta pro el uso de patrones de corriente mediante la elaboración de reglas “if – then” y el uso del modulo neuronal. En esta aplicación se utilizan las características asociadas a las variaciones de la señal de corriente, como resultado de la operación de los dispositivos de protección del circuito tales como reconectadotes, seccionadores y fusibles. Esto es lo que se denomina como “firma” del sistema”. Cada uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas. Entre las más importantes están el requerimiento de gran cantidad y diversidad de fuentes de información tal como llamadas de clientes, mediciones del sistema SCADA y condiciones climáticas entre otros, como se plantea en [3] [4] [5] [7]. Otros sistemas plantean el uso del conocimiento experto de los operadores para desarrollar sistemas basados en reglas [8] [9]. Un método muy interesante, que utiliza solo las medidas de tensión y de corriente, y que muestra su efectividad para localizar faltas en redes de transmisión es el que se presenta

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en [6]. Un método aplicado a las redes de distribución se presenta en [10], el cual a pesar de usar solo información de los patrones de corrientes registrados bajo condiciones de falta, está limitado a sistemas pequeños y la determinación de una zona en falta, que debe ser muy grande para satisfacer las condiciones de precisión del método. En la tabla.1 se presentan algunas de las principales características de los métodos analizados

Método

Aplicación

[3]

Distribución

[4]

Datos históricos de faltas, llamadas de clientes,conocimiento de Distribución los expertos

[5]

Distribución

Activación de elementos de protección, estado de interruptores de la subestación

[6]

Transmisión corriente en la subestación Parámetros del circuito, Medidas de V e I,Condiciones climáticas, Distribución posible causa de la falta Parámetros y topología del sistema, Medidas de tensión y corriente, Información de SCADA ((Corriente da falta, activación de detectores de falta, condiciones climáticas), Información de activación de Distribución protecciones. Parámetros y topología de la red, histórico de Región en falla y llamadas de los clientes. Distribución

Información requerida Llamadas de clientes, medidas del sistema e información remita del sistema SCADA.

Medidas de tensión y

[7]

[8]

Técnica Utilizada

Informacion de salida

sistemas expertos

region o equipo en falta

Redes bayesianas

Equipo en falta

Algoritmos inmunes

Alimentadores,equipos en falla

Redes Tipo de falla y distancia Neuranales RBF de falla

“Rougth set theory”

Equipo en falta

Teoría de conjuntos difusos .

Distancia de falta

Sistema basado en reglas Region en falla Sistema basado en reglas [10] Distribución Medidas de corriente. Region en falla Tabla 1. Principales características de los métodos analizados [9]

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3) CONTROL DINÁMICO DE FLUJO DE POTENCIAS El control dinámico del flujo de potencias, propone métodos “inteligentes”, que asociados al proceso de sistematización y apoyados por la automatización insertada en la red, puedan modificar estados de la misma y permitir flujos de corriente preferenciales a zonas explícitas de la red. Además de mantener la calidad de la energía en niveles adecuados. Obtener información en tiempo real mediante sensores de voltaje, corriente, fase, entre otros. Con el fin de conocer el flujo de potencia en el sistema eléctrico y mediante tecnologías SSSC (por sus siglas del inglés, Synchronous Series Static Compesator) y UPFC (por sus siglas del inglés, Unified Power Flow Compensator) poder ejecutar acciones para redireccionar dicho flujo optimizando el desempeño de las líneas en condiciones de contingencia, normales y/o sobrecarga. Teniendo en cuenta que ampliar los márgenes de confiabilidad y preservar la seguridad del sistema es la misión primordial de una empresa de distribución de energía eléctrica. Los sistemas más antiguos son de estructura radial, principalmente porque que proporcionan una buena relación costo beneficio y son plenamente controlables. Sin embargo, los sistemas radiales son poco confiables, ya que una falla puede resultar en un corte de energía para todos los usuarios que pertenecen a él, comprometiendo gravemente la confiabilidad del sistema. Un enfoque más sencillo para mejorar la confiabilidad de los sistemas de distribución se basa en el uso de redes enmalladas altamente interconectadas. Esas redes se han utilizado en alta densidad en las zonas urbanas durante muchos años por la alta confiabilidad alcanzada, pero algunas líneas son subutilizadas y se presenta falta de flexibilidad en virtud de contingencias o de las condiciones de crecimiento de la carga. Con la utilización de nuevas técnicas se puede lograr que estas redes sean más controlables y maximizar la capacidad de la red en virtud de diversas contingencias y condiciones de crecimiento de la carga, una de estas técnicas se basa en el uso de módulos de control de flujo de potencias conocidos como módulos CLIC (por sus siglas del inglés, Current Limiting Conductor) [11].

3.1 DISPOSITIVOS FACTS Como un resultado del crecimiento de los sistemas y de la desregulación, Surgieron problemáticas que han causado serias perturbaciones en los sistemas, que generan requerimientos adicionales para el control de flujo de carga y para suplir con confiabilidad todo el sistema, por ende estimulando el desarrollo de equipos de control para SEP’s, a diseñar esquemas de protección del sistema contra inestabilidad de voltaje, inestabilidad angular, inestabilidad de frecuencia, con el fin de incrementar propiedades de amortiguamiento o para otros propósitos específicos como evitar la apertura de líneas en cascada. Existen diferentes dispositivos de control utilizados para

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garantizar la operación estable de los sistemas eléctricos de potencia. Los controles convencionales utilizados para estos efectos hacen uso de teorías avanzadas de control que actúan sobre variables críticas de las máquinas generadoras y que permiten, bajo ciertas condiciones, incrementar los límites de estabilidad y por tanto, controlar el amortiguamiento de las oscilaciones que puedan aparecer en el sistema. Sin embargo, este tipo de controladores que actúan sobre la máquina síncrona, por sí solos no permiten realizar manejo de la congestión del SEP, y con el incremento en el suministro de energía a grandes distancias se podrían tener condiciones severas en la transmisión, bajo las cuales estos controles convencionales pueden, en algunos casos, no suministrar amortiguamiento suficiente ante la presencia de oscilaciones tipo inter- área [6]. Las innovaciones en tecnología de semiconductores han permitido la construcción de nuevos y poderosos tiristores como los tiristores de apagado de puerta, GTOs (Gate Turn off Thyristors) y como los transistores bipolares de puerta aislada, IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor). El desarrollo basado en esos dispositivos semiconductores primero estableció la tecnología de transmisión DC a alto voltaje HVDC, como una alternativa para la transmisión AC a largas distancias [6], y ésta tecnología, a su vez, estableció la base para el desarrollo de los sistemas de transmisión flexible en AC, FACTS, equipos que pueden ser usados para resolver los problemas en sistemas de transmisión AC mencionados en los numerales anteriores. Los controladores FACTS son el resultado de una combinación de equipos Convencionales de compensación, tecnología de punta en electrónica de potencia y de microelectrónica. Estos aspectos sumados al uso de los avances en el área de las comunicaciones, hacen de los dispositivos FACTS equipos que contribuyen a una operación óptima de un SEP. Así, los FACTS pueden ser definidos como aquellos sistemas de transmisión en corriente alterna basados en electrónica de potencia, y en otros controladores estáticos, cuyo fin es aumentar la controlabilidad e incrementar la capacidad de transferencia de potencia de un SEP [8].

Figura 3. Dispositivos FACTS

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Controladores en serie El controlador serie puede ser una impedancia variable, como un condensador, un reactor, o un convertidor estático con frecuencias Fundamental, subsincrona y armónicas. En principio, todos los controladores serie inyectan un voltaje en serie con la línea ya que una impedancia variable en serie, multiplicada por el flujo de corriente, representa un voltaje serie inyectado a la línea. Mientras que el voltaje esté en cuadratura con la corriente de línea, el controlador serie solo consume o inyecta potencia reactiva. Cualquier otra combinación de fase involucrará también el manejo de potencia activa. Así, el efecto fundamental de este tipo de equipos es controlar la corriente en la línea de transmisión.

Figura 4. Representación Controlador Serie Controlador serie ideal Un controlador serie ideal puede representarse como una fuente de voltaje conectada en la mitad de la línea de transmisión como se indica en la figura 4, y el voltaje serie inyectado, Vf, puede reemplazarse por una impedancia reactiva, si éste está en cuadratura con la corriente como se indica en la figura 4. La corriente bajo esta condición será :

De esta expresión observamos que la impedancia total equivalente de la línea de transmisión se modifica sumando o restando la impedancia de compensación a la impedancia de la línea. El factor a es el grado de compensación serie. El valor absoluto de a varía entre 0 y 1, y su signo es positivo para compensación capacitiva y negativo para compensación inductiva. la ecuación de transferencia de potencia activa en la línea de transmisión la podemos expresar de la siguiente manera:

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Y la potencia reactiva suministrada por el controlador quedará definida por:

Los dispositivos FACTS para compensación serie son los siguientes [12, 13,14]: 3.1.1 Compensador Serie Conmutado por Tiristores (TSSC): Este dispositivo es una reactancia capacitiva que consiste en un arreglo de bancos de condensadores en serie con la línea y en paralelo con un interruptor formado por tiristores para lograr una variación escalonada de la reactancia. El grado de compensación varía sólo entre valores discretos. En este caso la capacitancia equivalente se controla con el número de interruptores cerrados (Figura 5).

Figura 5 Arquitectura básica de dispositivo TSSC

3.1. 2 Compensador Serie Controlado por Tiristores (TCSC): Este controlador es, en esencia, un condensador en serie con la línea y en paralelo con un reactor controlado por un arreglo de tiristores. Controlando el ángulo de encendido del tiristor se puede modificar la impedancia efectiva del reactor en paralelo. De esta forma, con el TCSC puede obtenerse un rango continuo de variación para el grado de compensación (Figura 6).

Figura 6Arquitectura básica de dispositivo TCSC

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3.1. 3 Compensador Serie de VAR Estático (SSVC): Consiste en un arreglo de compensadores en serie con la línea (TSSC, TCSC), manejados por un controlador con una estrategia de control específica, típicamente mantener un flujo determinado de potencia activa por una línea (Figura.7). El sistema de control requiere datos de corriente y de voltaje que se obtienen de transformadores de medida que se indican en la figura 7 como TC y TP.

Figura 7 Arquitectura básica de dispositivo SSVC

3.1. 4 Compensador Serie Sincrónico Estático (SSSC): Es uno de los controladores FACTS más importantes. Este permite la inyección de un voltaje serie en cuadratura con la corriente de línea e independientemente de esta. Su propósito es aumentar o disminuir la caída de voltaje reactiva de la línea y controlar así la potencia transferida. Este equipo puede incluir dispositivos de almacenamiento o absorción de energía para mejorar el desempeño dinámico del sistema de potencia por medio de la compensación adicional de potencia activa temporal, incrementando o disminuyendo temporalmente la caída de voltaje resistiva de la línea. Y puede estar basado en convertidores de voltaje o de corriente pero su conexión estando en serie con la línea. Los voltajes inyectados serán relativamente pequeños comparados con el voltaje de la línea y el aislamiento a tierra deberá de ser bastante elevado. Este compensador, a diferencia de otros equipos serie, no utiliza dispositivos de conmutación para controlar la circulación de corriente del elemento de compensación (condensador, bobina). La inyección de voltaje en cuadratura se obtiene con un condensador en corriente continua, conectado a la línea de transmisión a través de un conversor de fuente de voltaje (VSC) y un transformador serie. El grado de compensación se controla modificando el voltaje de salida del VSC, pudiendo incluso invertirse la fase, obteniéndose así compensación inductiva. El SSSC puede entregar un voltaje de salida independiente de la corriente de línea, por lo tanto su impedancia es esencialmente cero en la frecuencia fundamental [5], (Figura 8). El sistema

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de control requiere muestreos de corriente y de voltaje que se obtienen de transformadores de medida que se indican en la figura 8 como TC y TP.

Figura 8 Arquitectura básica de dispositivo SSSC 3.1. 5 Reactor serie controlado por tiristores (TCSR): Es básicamente un compensador de reactancia inductiva que se conforma de un reactor en serie con la línea y en paralelo a un reactor controlado por tiristores. Este dispositivo logra una variación continua de la reactancia inductiva. Hay una versión conocida como TSSR, que corresponde a un reactor serie conmutado por tiristores que solo permite una variación discreta de la reactancia inductiva.

Figura 9 a) Arquitectura básica de dispositivo TCSR o TSSR, b) Esquema de compensador por ángulo de fase

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Controladores en paralelo Los controladores en paralelo son dispositivos que mediante la inyección de corriente reactiva, permiten controlar el voltaje en un nodo, independientemente de las líneas conectadas a este, (a diferencia de un controlador serie, que en algunos casos podría requerir controladores independientes para cada línea, sobre todo en el supuesto fallo de una de las líneas). Así, el principio de operación de un controlador paralelo consiste en suministrar potencia reactiva a la línea, buscando aumentar la transferencia de potencia activa por ella mediante una mejora en su factor de potencia, y manteniendo a la vez los niveles de voltaje dentro de los rangos de seguridad bajo condiciones de carga extremas.

Figura 10 Compensador en paralelo ideal las potencias activa y reactiva en el nodo S estarían dadas por la siguiente ecuación, y su representación gráfica corresponde a la figura 11.

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Figura 11 Variación del flujo de potencia en una línea debido a compensación paralela Los dispositivos FACTS diseñados para realizar compensación en paralelo, más relevantes, son [5, 8,10]: 3.1. 6 Reactor Controlado por Tiristores (TCR): Es un reactor en serie con un arreglo bidireccional de tiristores, conectado en paralelo al sistema y cuya reactancia es variada de manera continua mediante el control del ángulo de disparo de los tiristores del arreglo. De esta manera se logra un control de la corriente de compensación. La arquitectura básica de un dispositivo TCR se presenta en la figura 12 a. En un sistema de potencia se utilizan dispositivos TCR trifásicos que utilizan filtros y otros arreglos de cancelación de armónicos para prevenir que las corrientes armónicas generadas por los suicheos de los tiristores alcancen el lado de alta tensión de la red [13]. En la figura 12 c se muestra un TCR conectado en delta a un sistema de potencia trifásico. Esta topología es conocida como TCR de seis pulsos.

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Figura 12 a) Arquitectura básica de dispositivo TCR, b) Arquitectura básica de dispositivo TSC, c) Dispositivo TCR de seis pulsos 3.1. 7 Condensador Conmutado por Tiristores (TSC): Consiste en un condensador en serie con una inductancia. Éstos a su vez están en serie con un arreglo bidireccional de tiristores (figura 12 b). El capacitor es de capacidad fija y la inductancia es para limitar sobrecorrientes. Controlando el ciclo de trabajo del tiristor se puede variar la corriente de compensación inyectada en la línea. 3.1. 8 Compensador de VAR Estático (SVC): En su forma simple, el SVC consiste de un TCR en paralelo con banco de capacitores. Puede contar, en lugar de un TCR con un TSC de manera que permite realizar compensación capacitiva o inductiva. Desde el punto de vista operacional, el SVC se comporta como una reactancia variable conectada en paralelo, la cual genera o absorbe potencia reactiva con el objeto de regular la magnitud del voltaje en el punto de conexión a la red AC. Son usados ampliamente para proveer de manera rápida potencia reactiva, dar soporte en la regulación del voltaje, controlar sobrevoltajes ante la salida de carga, mejorar la estabilidad de los sistemas de AC y dar amortiguamiento ante las oscilaciones de potencia. Los compensadores operan coordinados por un sistema de control, y tienen velocidad de respuesta casi instantánea. 3.1. 9 Compensador Estático de VAR (STATCOM): Es un controlador que proporciona una corriente capacitiva o inductiva que puede ser controlada independientemente del voltaje del sistema de CA. Es uno de los controladores FACTS más importantes y no utiliza dispositivos de conmutación directamente sino que está basado en un conversor estático de fuente de voltaje (VSC). La inyección de corriente se obtiene con un condensador en corriente continua, conectado a la línea de transmisión mediante el VSC y un transformador en paralelo. La salida de voltaje es

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controlada de manera que se puede mantener la corriente requerida. EL voltaje del condensador se ajusta automáticamente para que sirva de fuente de corriente directa al inversor que forma al STATCOM. El STATCOM puede proporcionar compensación capacitiva o inductiva, según sea la necesidad, controlando la magnitud relativa entre el voltaje de línea y el voltaje de salida del inversor. Este compensador se comporta esencialmente como un compensador sincrónico, permitiendo un control continuo de la potencia reactiva, y ofreciendo una mayor velocidad de respuesta, mayor estabilidad y mejor manejo de perturbaciones dinámicas que un SVC. En la figura 13 se muestra una representación esquemática de un STATCOM.

Figura 13 Arquitectura básica de un dispositivo STATCOM Compensadores combinados Aunque son varios los dispositivos FACTS que se encuentran bajo investigación y que combinan las ventajas de los dispositivos serie y paralelo buscando mejores prestaciones técnicas y financieras en su aplicación en un SEP, en este trabajo mencionaremos el más relevante. 3.1.10 Controlador Unificado de Flujos de Potencia, UPFC: El concepto de controlador unificado de flujo de potencia fue introducido en la literatura mundial en 1991 por Gyugyi, y fue concebido para el control en tiempo real y la compensación dinámica de los sistemas de transmisión AC mediante el suministro de la flexibilidad multifuncional requerida para el control de un sistema de potencia moderno. El UPFC es capaz de controlar simultánea o selectivamente todos los parámetros, que afectan el flujo de potencia en una línea de transmisión. Adicionalmente, el dispositivo es capaz de controlar de manera independiente la potencia activa y la potencia reactiva, a diferencia de los

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dispositivos serie o paralelo, en los que el control de potencia activa es asociado con un cambio similar en potencia reactiva, es decir, en estos dispositivos simples incrementar el flujo de potencia activa también involucra un incremento de la potencia reactiva en la línea. Los dispositivos FACTS serie ó paralelo pueden realizar algún tipo de compensación que modifica el flujo de potencia de una línea. Sin embargo, cada uno presenta ciertas limitaciones en cuanto a la generación de reactivos y el intercambio de potencia activa con la línea. En los equipos basados en tiristores y válvulas convencionales, estas capacidades se encuentran separadas. Los equipos son, o bien generadores de reactivos como el SVC y el TCSC, incapaces de intercambiar potencia activa con el sistema, o reguladores como el TCPAR, que pueden intercambiar potencia activa pero no pueden generar reactivos. En cambio, los equipos basados en convertidores de fuente de voltaje, VSC, como el STATCOM y el SSSC, tienen la capacidad inherente de intercambiar potencia activa y reactiva con el sistema. Estos equipos generan o absorben automáticamente la potencia reactiva requerida y, por lo tanto, pueden realizar compensación de reactivos sin necesidad de condensadores o reactores en corriente alterna. Sin embargo, la potencia activa intercambiada con el sistema debe ser suministrada por ellos o absorbida desde ellos . Básicamente, el UPFC puede representarse como una combinación de un STATCOM y un SSSC unidos mediante un enlace en corriente continua, permitiendo de este modo el libre flujo de potencia activa entre ambos dispositivos.

Figura 14 Arquitectura básica de dispositivo UPFC La arquitectura básica del UPFC, que se muestra en la figura 14, está constituida por dos convertidores AC/DC, basados en equipos VSC (convertidores de fuente de voltaje), con un enlace DC común (condensador en corriente continua), y unidos al sistema mediante transformadores de acoplamiento, uno en paralelo con la línea de transmisión y el otro en serie con ella. El condensador en el acoplamiento provee soporte de voltaje DC para la operación de los conversores y funciona como elemento de almacenamiento de energía. La potencia activa fluye entre los terminales AC

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serie y paralelo del UPFC a través del enlace común en DC. La potencia reactiva es generada o absorbida localmente por los conversores del UPFC, Independientemente entre si, por lo que la potencia reactiva no fluye a través del enlace DC. 3.2 APLICACIONES DE DISPOSITIVOS FACTS En los numerales anteriores se ha mostrado que los dispositivos FACTS pueden alterar uno o más parámetros del SEP para tener algún grado de control sobre el sistema. En las tablas 2 y 3 se presenta un resumen sacado de la referencia [15], donde se muestran algunas aplicaciones de controladores FACTS. En la tabla 2 se muestran aplicaciones bajo condiciones de estado estable, en temas como límites de tensión y límites térmicos de líneas de transmisión. En la tabla 3 se muestran aplicaciones de tipo dinámico y se discriminan los sistemas como sistemas de tipo A, aquellos que tienen generación remota y líneas radiales, como sistemas tipo B, aquellos que tienen áreas interconectadas, como sistemas tipo C, aquellas redes altamente enmalladas, y como sistemas tipo D, aquellas redes débilmente enmalladas.

Tabla 2 Aplicaciones de FACTS en estado estable

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Tabla 3 Aplicaciones dinámicas de FACTS Se han realizado numerosos estudios relativos al uso de equipos FACTS, tanto en régimen permanente como en aplicaciones dinámicas, para resolver los Problemas en los sistemas de potencia. Entre los estudios más relevantes están los de factibilidad deaplicación de controladores FACTS realizados por varios grupos de trabajo en CIGRE e IEEE, quienes han analizado las capacidades y el impacto de los principales controladores FACTS. En la figura 15 se muestran de manera resumida estos resultados. En esta figura, son evidentes las ventajas del dispositivo UPFC sobre los otros indicados.

Figura 15 Impacto de dispositivos FACTS en sistemas AC

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3.3 Módulos CLIC Son dispositivos de la familia de impedancia distribuida, han sido propuestos como una manera de variar la impedancia que existe en las líneas de distribución o transmisión, idealmente es acortar la línea de transmisión. Los módulos CLIC se abrazan a las líneas flotando mecánica y eléctricamente, como se presenta en la figura 16. Estos módulos están compuestos por un transformador de corriente de una sola fase (TC), con un relé normalmente cerrado que omite la impedancia del transformador, la relación de transformación del TC se escoge para reducir la corriente del relé bajo condiciones nominales y de falla a un valor razonable. Un circuito de control es parasitariamente energizado por la línea y supervisa la corriente actual de la misma. Cuando la corriente en la línea llegue a un umbral predeterminado, el relé se abre reflejando la reactancia inductiva (XM) en serie con la impedancia de la línea, como se presenta en la figura 17. En una línea se pueden utilizar múltiples módulos CLIC, cada módulo individual es sintonizado a umbrales ligeramente diferentes unos de otros, en la línea se aumentan gradualmente tanto los niveles de corriente como el de impedancia; si la corriente en otras líneas todavía no ha alcanzado este umbral, entonces el aumento de la impedancia fuerza al flujo de corriente hacia otras líneas que tienen una menor impedancia, por lo que se re-direcciona el flujo de potencias.

Figura 16. Módulos CLIC presentes en un sistema de potencia enmallado

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Línea de Potencia

Transformador Suministro de Potencia

Control

Figura 17. Circuito esquemático de un módulo CLIC La implementación de los módulos CLIC es simple, debido a que utiliza materiales fácilmente disponibles y de bajo costo. Además, el control es puramente local sobre la base de los parámetros medidos (corriente de línea), aunque las comunicaciones pueden ser usadas para aumentar el rendimiento de los dispositivos. Se puede ver que el mayor impacto del uso de los módulos CLIC sería sobre la capacidad del sistema y la mejor utilización y aprovechamiento de los componentes del sistema de potencia. Por ejemplo, la corriente de una línea que aumenta a un valor predefinido por encima del umbral como resultado de un aumento de carga o de una contingencia, también su impedancia aumenta causando la redistribución de las corrientes a las líneas en las que la impedancia se mantiene sin cambios, es decir, las líneas que no están viendo el mismo aumento de carga o la contingencia. Esta es una redistribución natural que no requiere ninguna coordinación o adopción de medidas de control, o cualquier tipo de comunicaciones.

3.4 INTEGRACION DE LA GENERACION DISTRIBUIDA Y METODOS DE ALMACENAMIENTO Los sistemas modernos de distribución deberán incluir dentro de sus principales características la integración y conexión de la generación distribuida de energía y metodos de almacenamiento de energía. Todas las economías dependen demasiado en general, de las instalaciones de generación centralizadas y no tienen los suficientes los recursos energéticos distribuidos. Una red moderna debe tener en cuenta no sólo las grandes plantas de generacion centralizadas, sino también la creciente gama de recursos de energía distribuida (DER). Hoy en día, la conexión a la red de generación distribuida es sólo el 3% de nuestro total. En el futuro, los recursos de Generación distribuida aumentarán rápidamente. Estos recursos son diversos y generalizados, e incluyen energias renovables, y almacenamiento de energía. (Ver Figura 18)

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Figura 18. La red moderna incorpora generación y distribuida y metodos de almacenamiento Existen barreras para acoger a una gran variedad de generación. Quizás el mayor obstáculo es el lento desarrollo de las nuevas funciones que tendría que tener un sistema de distribución avanzado. Los costos son otra gran barrera generando a los consumidores poca motivación para invertir, limitando el despliegue de la industria eléctrica en sí mismo. La integración de múltiples alternativas de generación da una importante gama de beneficios. El resultado será una red más confiable, segura, eficiente, y más amigable para el entorno. REQUERIMIENTOS Acomodar una variedad de opciones de generación exige una serie de nuevas funciones o la mejora de la red. En esta sección se analiza la importancia de la generación alternativas y la mayoría de las funciones esenciales necesarias para aplicar las alternativas. 3.4.1 LA IMPORTANCIA DE LA GENERACIÓN DE ALTERNATIVAS Es crucial que Colombia pase de su actual generación centralizada y dar cabida a una variedad y amplia opciones de generación, a menudo agrupados como recursos de energía distribuidos (DER). Las principales opciones son: • La generación distribuida (DG) - pequeñas, y con plantas muy dispersas • Las energías renovables - eólica, solar, biomasa, etc • Almacenamiento de energía - en esencia, "pilas" gigantes y "condensadores" • Respuesta de la Demanda (DR) - una disminución de la demanda en lugar de aumento de la oferta en respuesta a los picos de carga,

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Las energías renovables como la eólica y la solar puede ser distribuidas o centralizadas, aislado como una solo turbinas eólicas, o centralizado como gigantes parques eólicos, en Colombia el mas grande de este tipo es el parque Jepírachi está conformado por 15 aerogeneradores Nordex N60/250 – 1.3 MW cada uno, para un total de 19,5 MW de capacidad instalada Los aerogeneradores están interconectados entre sí por una red subterránea a una tensión de 13,8 kV, la cual conduce la energía hacia la subestación eléctrica localizada en el centro del perímetro sur del área ocupada por el parque. Dicha subestación dispone de un transformador que eleva el voltaje a una tensión de 110 kV, y es el punto de partida de la línea de 800 m de longitud, con la que se conecta el parque a la torre 20 de la línea Cuestecitas - Puerto Bolívar, de propiedad de Carbones del Cerrejón, que suministra la energía para el puerto. El sistema de energía del Siglo 21 tendrá una variada cartera de opciones de generación, la tabla 4 muestra las principales características de las tecnologías DER para aplicaciones en el mercado.

Tabla 4. Características de Tecnologías GD

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3.4.2 IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN

Flujos de potencia Los sistemas de distribución actuales reciben la energía en las subestaciones primarias (transformadores de Alta Tension) y la distribuyen a los consumidores. Por tanto, los flujos de potencia activa (P), y reactiva (Q), han sido siempre desde los niveles de alta tensión (AT) hacia los de baja tensión (BT). Sin embargo, con la introducción de Generación Distribuida en el sistema de distribución, pueden aparecer flujos de potencia inversos, y la red pasar de ser un sistema pasivo alimentando cargas, a un sistema activo donde los flujos de potencia y tensiones, son determinados por generación y cargas [12]. En los casos en que la potencia generada por la Generación Distribuida es mayor que la consumida por las cargas conectadas, la potencia sobrante es transferida a través de las subestaciones primarias a la red de transporte de AT. Esta posibilidad de flujos de potencia inversos, puede presentar algún problema en los transformadores donde se realiza la operación de control automático de la relación de transformación (“tap”), para regular la tensión en el lado de BT de los transformadores. Pérdidas de potencia La Generación Distribuida también, tendrá impacto en las pérdidas de potencia en la red. Un emplazamiento adecuado de la Generación Distribuida puede contribuir a La reducción de las pérdidas del sistema, mientras que un emplazamiento inadecuado puede incrementar dichas pérdidas . Un adecuado emplazamiento, puede también incluso mejorar la capacidad de transmisión de potencia del sistema y reducir la carga de los equipos. Los bancos de condensadores reducen perdidas al igual que la Generación Distribuida, la única diferencia es que la GD afecta a los flujos de potencia activa y reactiva mientras que los bancos de condensadores solo afectan al flujo de potencia reactiva. Variación de los niveles de Tensión En un sistema eléctrico de potencia (SEP) donde la reactancia (X) es más significante que la resistencia (R), la variación de la tensión depende fundamentalmente de los flujos de potencia reactiva. Para una red de transporte de 275 kV los valores típicos de la relación X/R están entre 5 y 10. Sin embargo en una red de distribución de13kV, los valores de esta relación son menores que 1 . Como consecuencia, en la red de distribución las variaciones de tensión son debidas además de a los flujos de potencia reactiva, a los de potencia activa. La operación de un GD tenderá a elevar el nivel local de tensión en la red a la cual esta conectado, especialmente si el generador se conecta a un circuito de tensión regulada. Esto puede provocar conflictos con el criterio de que en

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sistemas entre 1 Kv y 132 kV, los niveles de variación de tensión deben mantenerse dentro de ±6% de la tensión nominal. Para sistemas entre 50 V y 1 kV, las variaciones entre el ±10% de la tensión nominal son permitidas . Para redes donde X>>R, la tensión del nudo se incrementa en la misma magnitud que se incrementa la potencia reactiva del mismo nudo. Si una carga adyacente absorbe la salida de un GD, entonces el impacto sobre la tensión de la red de distribución es favorable. Sin embargo, si es necesario transmitir la potencia a través de la red las variaciones de tensión pueden llagar a ser excesivas . Operando el GD a un factor de potencia inductivo, en el cual absorbe potencia reactiva, tiende a reducir la elevación de la tensión. Sin embargo, las perdidas en la red se incrementan. Las perdidas se reducen considerablemente, cuanto mas cerca este la generación de la carga. Por otra parte, la reducción en las pérdidas y le mejora en la variación de la tensión pueden ser mejoradas si el generador produce potencia reactiva. Para conseguir esto el generador debe operar a un factor de potencia capacitivo. El arranque de un GD puede causar saltos bruscos de los niveles de tensión en la red de distribución. Estos saltos bruscos son causados por las corrientes de arranque, las cuales aparecen cuando los transformadores o los generadores de inducción son energizados [4]. Los generadores síncronos no inducen corrientes de arranque altas por ellos mismos, pero sus transformadores, pueden hacerlo cuando son energizados.Saltos bruscos de tensión pueden ocurrir cuando un generador es desconectado bruscamente de la red debido a un fallo u otra ocurrencia. Contribución al Nivel de Fallos El nivel de fallos de la red de distribución puede cambiar con el tiempo, sobre todo a causa de cambios en la configuración de la red, por tanto, no resulta muy útil dar un único valor al nivel de fallo en un punto de la red. Debe significarse que el nivel de fallo de hoy puede ser diferente del nivel de fallo de la semana próxima. De aquí, que se especifiquen, niveles máximo y mínimo de fallo para un punto particular de la red. El actual nivel de fallo puede variar dentro de un rango especificado. Cambios en la red, tales como conexión de nuevos generadores o cargas, pueden dar lugar a incrementos en los niveles de fallos. Los equipos de protección existentes, los cuales han sido seleccionados para unos valores de fallo determinados, tienen tolerancias en el rango del nivel de fallo. El nivel de tolerancia tiene un valor máximo que se define como nivel de fallo de diseño. El nivel de fallo de diseño en una red de distribución algunas veces puede llegar a ser un factor que limita la conexión de nuevos generadores o cargas. La adición de un GD en una red de distribución tiene el efecto de incrementar los niveles de fallo en puntos de la red cercano al punto de conexión. La adición, cambiara la relación X/R ratio del sistema visto desde el punto de fallo [12]. El incremento del nivel de fallo en el punto de conexión debido a la presencia del generador, se define como contribución al fallo del generador [15]. De aquí, que si el nivel de fallo de la red en ese punto es ya cercano al

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nivel de fallo de diseño del sistema, la contribución del GD puede hacer que el nivel de fallo sobrepase el limite definido por el nivel de fallo de diseño. Aunque el GD puede inyectar una corriente significante en el instante del fallo su contribución permanente puede ser baja, conduciendo a dificultades en el funcionamiento fiable de los sistemas de protección contra sobre intensidades, retardados en el tiempo. Aunque muchos GD son conectados directamente a la red, otros muchos son conectados a través de transformadores, y en el caso de fallos a tierra, conexiones sin tierra, Y y delta , pueden dar lugar a altas tensiones sobre los equipos En general, la contribución de los generadores síncronos al nivel de fallo es alta, la de los generadores de inducción es baja y la de los generadores de corriente en DC acoplados al sistema a través de equipos electrónicos, es muy baja.

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4. CONCLUSIONES •

Hace veinte años, muchos sistemas de distribución no se asemejan a los sistemas de distribución de hoy. Estos sistemas han avanzado de medición, capacidad de comunicaciones, amplia automatización, generación distribuida permitiendo mediante el uso integrado de estas tecnologías, sin embargo para lograr llegar a la visión de una red “Smart Grid” estas redes deben ser capaz de auto recuperarse, operar con un flujo de energía multi-direccional, aumentar el uso de los activos, operar con menores costos, y ofrecer a los clientes una variedad de opciones de servicio.

Si una red Smart Grid se diseñara desde cero, este diseño sería complicado, pero manejable, sin embargo modificar un sistema existente en una red “Smart Grid” llevara décadas y una inversión en investigación e infraestructura considerablemente Alta.

Teniendo en cuenta la anterior situación, la única manera viable de lograr una Red “smart Grid” es desarrollar una visión para el diseño definitivo, y a continuación, tomar decisiones a corto plazo que de forma gradual permitan la transformación de los sistemas de distribución existentes

En Colombia ya se realizo un estudio donde se evaluaba la pertinencia de la introducción de nuevas Tecnologías en especifico los FACts como parte de la “Mejoramiento de la red de Transmisión Nacional con la utilización de Nuevas Tecnologías” realizado por la UPME que arroja los siguientes resultados: - La zona de la Costa Atlántica tiende a disminuir las importaciones en el tiempo debido al aumento de la generación térmica requerida para el suministro de la demanda en todo el País. Desde el punto de vista económico no es viable instalar equipos FACTS en esta área ya que no se utilizará toda la capacidad de importación del área en un futuro.- La zona de Bogotá presenta un aumento de sus importaciones en el tiempo, con lo cual se obtienen altos beneficios al aumentar su capacidad de importación. La instalación de un SVC no mejora sensiblemente la capacidad de importación del área.- La zona del Sur-Occidente utiliza con alta frecuencia la capacidad de importación, particularmente con la entrada en operación del refuerzo a la interconexión Colombia – Ecuador que aumentará a 500 MW la capacidad de exportación de Colombia. La instalación de equipos FACTS en el Sur-occidente es altamente atractiva ya que adicional al aumento de la capacidad de exportación a Ecuador, no se tienen previstos proyectos de generación adicionales en el área. Los resultados del mencionado estudio abren la posibilidad de la transición hacia una

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red mas moderna en Colombia. (fuente: Plan de expansión de la Transmisión. UPME, Colombia)

Las nuevas técnicas para el control dinámico de flujo de potencia como Los módulos CLIC son una interesante herramienta cuya aplicación es muy factible en Colombia por tratarse de una técnica cuya implementación no requiere la inversión de grandes capitales, sin embargo tiene la restricción de ser útil solo en redes altamente Interconectadas.

La introducción de fuentes de generación distribuidas en especifico fuentes renovables como el parque eólico Jepirachi y su interconexión a un línea de transmisión son un gran laboratorio y brindan la experiencia y trasferencia tecnológica necesaria para permitir la interconexión masiva de este tipo de generación a nuestro sistema de transmisión y distribución Nacional permitiendo así acercarse un poco mas a la visión de una red “Smart Grid”.

La integración de las tecnologías de generación distribuida en los sistemas de distribución actuales implica grandes problemas para los sistemas de protecciones eléctricas y El desarrollo de metodologías y dispositivos para lograr eficientemente este paso es al parecer precario y nuevo en el medio además añade un elemento de operación y mantenimiento que en los sistemas de suministro de electricidad tradicionales no se tiene.

Al parecer no hay una red comercial especializada en Smart Grid en Colombia y toda la investigación y desarrollo en este tema se centra en los EEUU y algunos países de Europa.

El desarrollo de metodologías y dispositivos para la localización de fallas es al parecer precario y los estudiados en este trabajo son experimentales o poco probados.

Lograr el análisis en tiempo real esta lejos de ser alcanzado, ya que existen ciertas barreras para las cuales todavía no se ve ha visto un desarrollo de dispositivos o medios que permiten superar las mismas, a parte de que requiere un ancho de banda bastante amplio lo que exigiría una inversión amplia en comunicaciones o la utilización masiva y combinación de las existentes como redes WAN , LAN, redes GSM y 3G.

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9. BIBLIOGRAFIA [1] S. Massoud Amin and B.F. Wollenberg, “Toward a smart grid: power delivery for the 21st century,” IEEE Power and Energy Magazine, Vol. 3, No. 5 Sept.-Oct. 2005, pp. 34-41. [2] D. Divan and H. Johal, “A Smarter Grid for Improving System Reliability and Asset Utilization,” Power Electronics and Motion Control Conference, August, 2006. [3] Y. Liu; N. Schulz, “Knowledge-based system for distribution system outage locating using comprehensive information”. IEEE Transactions on Power Systems, Volume 17, Issue 2,May 2002 Page(s):451 – 456 [4] C. Chien; S. Chen; Y. Lin; “Using Bayesian network for fault location on distribution feeder” IEEE Transactions on Power Delivery Vol. 17, Issue 3, 2002 Page(s):785 – 793. [5] S. Huang; “Application of immune-based optimization method for faultsection estimation in a distribution system”. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 17, Issue 3, July 2002 Page(s):779 – 784. [6] R. Mahanty; P. Gupta; “Application of RBF neural network to fault classification and location in transmission lines” IEE Proceedings Generation, Transmission and Distribution, - Volume 151, Issue 2, 2 March 2004 Page(s):201 – 212

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Estado y desarrollo de la tecnologia smart grid en Colombia  

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