Control de Potencia Reactiva

República Bolivariana de Venezuela Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”

Extensión Porlamar Ingeniería Eléctrica

C O N T R O L D E P OT O TE N C IA R E A C TI T I V A E N S I S T E MA S D E P OT OTE N C I A

Realizado por: Hernán Vásquez C.I: 24.105.705

Porlamar, Septiembre de 2017.

Potencia Reactiva Elementos tales como motores, transformadores y luminarias fluorescentes necesitan para su funcionamiento establecer campos magnéticos a través de los llamados electroimanes lo que ocasiona que resulte una potencia denominada potencia reactiva, cuyas unidades son los VAR (volt-ampere reactivos). Para establecer un campo magnético solo se necesita que por un conductor circule una corriente es decir llevar este valor de cero a un valor diferente de cero; sin embargo, esto no quiere decir que se esté consumiendo algún tipo de potencia si no que esta energía es “almacenada”, luego se desconecta la alimentación y la energía que estaba en el conductor colapsa generando una inducción y devuelve esta energía a la fuente o dicho de otra manera se pasa de un valor de corriente a cero. Mantener un campo magnético permanente implica mantener un flujo de corriente constante entonces aparecerán una pérdidas por la resistencia de conductor esta energía se convierte en calor por efecto joule y pequeñas pérdidas de líneas de flujo en los bobinados. Para el análisis matemático de la potencia activa y reactiva se considera un circuito sencillo donde podemos representar las caídas de tensión y corriente y sus ángulos de la parte de generación, transmisión y distribución a través de una impedancia, haciendo el análisis tomando como referencia la tensión de salida Ur a un ángulo de 0 grados (1). La potencia reactiva no puede transmitirse a través de largas distancias y es por ello que el control de tensión debe efectuarse usando equipos especiales distribuidos a través de la red de transmisión. El transporte de potencia reactiva incrementa la magnitud de la corriente circulante, produciendo un aumento en el consumo de potencia reactiva del sistema, desmejorando la regulación de la tensión y aumentando pérdidas. Por tal razón, uno de los mayores retos que existen en la ingeniería de sistemas de potencia es seleccionar y coordinar adecuadamente los equipos para el control de tensión y gestión de potencia reactiva.

Control de voltaje de potencia reactiva El control del voltaje y el manejo de la potencia reactiva, son dos aspectos de una misma actividad, la cual está orientada a mejorar la calidad de la potencia de los sistemas, reduciendo las pérdidas y el estrés sobre los elementos del mismo. Para la adecuada gestión de potencia reactiva es necesario predecir la instalación global de equipos de compensación con la suficiente anticipación considerando un conjunto de escenarios futuros. Dada la alta complejidad y dinamismo de los sistemas, el determinar el tipo, ubicación y dimensionamiento óptimo para los dispositivos de compensación hace un poco difícil éste análisis por la gran cantidad de soluciones factibles. Asimismo, estos análisis deben asegurar una adecuada operación en el aspecto económico, de calidad, y seguridad. La capacidad disponible del sistema de transmisión está limitada por la tecnología y por las restricciones económicas del sistema de potencia. Por lo tanto con el objetivo de maximizar la cantidad de potencia activa que puede ser transmitida sobre el sistema, los flujos de potencia reactiva deben ser minimizados. Para lograr esto, la potencia reactiva necesaria debe suministrarse localmente en el sistema para mantener los voltajes de los nodos dentro de los rangos permitidos para satisfacer los voltajes nominales de los equipos de los clientes.

Niveles de control de voltaje En un sistema de potencia, el nivel de voltaje es controlado mediante el manejo adecuado de la potencia reactiva, es decir produciendo o absorbiendo potencia reactiva. En términos generales el control de voltaje en un sistema de potencia se divide en tres niveles jerárquicos: •

Control primario (PVC)

•

Control secundario (SVC o CSVC)

•

Control terciario (TVC)

El valor de referencia de voltaje en cada nivel de control es mayor que en el nivel inferior, es decir el nivel de control más bajo es el control primario de voltaje (PVC), el (SVC) es el nivel de control intermedio o secundario y el nivel de control más alto es el nivel de control de voltaje terciario (TVC).

Estos tres niveles de control de voltaje son separados en espacio y tiempo, es decir operan en escalas de tiempos diferentes pero adyacentes y le permiten al sistema de potencia permanecer en condiciones de estabilidad ante cambios en las variables de control del sistema. El control de voltaje jerárquico ha demostrado ser una metodología eficaz para garantizar la estabilidad, la seguridad y operar el sistema de manera confiable y económica. Cada uno de estos niveles desempeña papeles específicos que se describen a continuación:

Control de voltaje primario (PVC) Generalmente el control de voltaje primario se obtiene a través de la actuación del regulador automático de voltaje del generador (AVR) y del cambiador de tomas bajo carga del transformador (LTC). El AVR del generador intenta mantener el voltaje en terminales de la maquina igual al voltaje de referencia suministrado por el operador del sistema o por los controladores de un nivel de control superior.  Adicionalmente se efectúa un control sobre el lado de alta del transformador elevador de la unidad con el objetivo de mantener la tensión igual al valor de referencia para evitar la circulación de potencia reactiva entre las unidades de la planta. La actuación de los LTCs se utiliza para ajustar el nivel de voltaje en el lado secundario del transformador, este parámetro juega un rol muy importante en fenómenos de estabilidad de voltaje de largo plazo. De forma general en el control primario de voltaje el AVR o el LTC tratan de mantener cierto nivel de tensión en sus propios nodos. Estos niveles de voltaje son controlados por el operador del sistema o por los niveles de control de voltaje superiores como el SVC. La respuesta del PCV es muy rápida en comparación con el SVC o el TVC típicamente el tiempo de respuesta de este nivel de control de voltaje esta del orden de los pocos segundos.

Control de voltaje secundario (SVC) Mientras el PVC mantiene una referencia de tensión fija para el control de una fuente de potencia reactiva como el AVR del generador o el LTC del transformador, el SVC controla múltiples recursos de potencia reactiva teniendo en cuenta las medidas de uno o múltiples puntos que se referencian como nodos piloto. El nodo piloto puede ser un nodo de generación o un nodo de carga; la magnitud de voltaje del nodo piloto debe reflejar el perfil de voltaje del área de control, y representa el nodo que se desea controlar y monitorear en cada zona de control de voltaje. Físicamente, es un nodo ubicado en un punto estratégico de la zona y su magnitud de voltaje es representativa de los voltajes en la zona. El SVC se hace mediante el ajuste individual de las consignas de los AVRs de los generadores, compensadores estáticos, compensadores sincrónicos y de los cambiadores de tomas de los transformadores, es decir el SVC alterara los ajustes de voltaje de los AVRs, los LTCs y de los capacitores sincrónicos y estáticos. El SVC gestiona los recursos de potencia reactiva para el área donde fue seleccionado el nodo piloto con el objetivo de mantener buenos perfiles de voltaje dentro del área de control, como consecuencia de esto las pérdidas del sistema se minimizan y los equipos operaran más eficientemente, además el sistema se puede operar a mayor carga sin estar en cercanías del colapso de voltaje. El tiempo de respuesta del SVC es de 30 a 100 segundos y es considerado como un control regional.

Control de voltaje terciario (TVC) El TVC va un paso más adelante que el PVC y el SVC y en este nivel de control de voltaje no solo se proporciona un buen perfil de voltaje si no que se obtiene un perfil de voltaje óptimo a todo el sistema eléctrico de potencia con criterios de seguridad y economía. Esto se logra al proporcionar los puntos de ajuste de voltaje óptimo para los nodos piloto que son controlados por los niveles de control de voltaje SVC y CSVC. La TVC puede asegurar, de forma preventiva, la integridad del sistema y la seguridad.

Por lo general, se utiliza un de flujo de potencia óptimo para este propósito. El control terciario opera en el conjunto de puntos del nivel del voltaje secundario, y controla directamente el nivel primario. La constante de tiempo del control de voltaje terciario puede variar desde 15 minutos hasta varias horas.

Gestión de potencia reactiva La potencia reactiva es un requerimiento básico para mantener la estabilidad de voltaje y juega un rol importante para mantener la seguridad y confiabilidad del sistema de potencia. La práctica actual en gestión de potencia reactiva se basa en procesos heurísticos y en los juicios de los operadores de los sistemas para adquirir la potencia reactiva requerida por la red. Como consecuencia la operación del sistema no es la más óptima en cuanto al manejo de los recursos de potencia reactiva. Los efectos de la potencia reactiva en la seguridad y estabilidad de voltaje han sido bien investigados en las referencias. Existen tres razones importantes por las que es necesario administrar la potencia reactiva y controlar el voltaje: Tanto los equipos de los usuarios como los que constituyen el sistema de potencia, están diseñados para operar dentro de un rango de tensiones que usualmente está entre el +10% y el -15% del voltaje nominal. Cuando se opera con límites inferiores al mínimo, los equipos tienen un desempeño deficiente: las bombillas proveen menor iluminación, los motores de inducción tienden a sobrecalentarse y pueden llegar a dañarse, y algunos equipos electrónicos pueden no operar del todo. Con niveles de tensión superiores al máximo, el aislamiento del equipo se deteriora: Las bombillas se queman y se disminuye su vida útil, y los equipos electrónicos presentan fácilmente fallas internas. La energía reactiva consume recursos de generación y transmisión. Para maximizar la cantidad de energía activa que se puede transferir a través de una red de transmisión congestionada, se debe reducir al mínimo los flujos de energía reactiva. De igual forma, por efecto de la sobrecarga, la generación de energía reactiva limita la capacidad de generación de energía activa.

El transporte de la potencia reactiva en un sistema de transmisión ocasiona pérdidas de energía, por lo cual el sistema debe suministrar tanto la energía como la capacidad de transporte para cubrir esas pérdidas. Entre los beneficios de una adecuada gestión de potencia reactiva se encuentran: •

Reducción de pérdidas de transmisión.

•

Mejora del perfil de tensiones.

•

Mejorar la utilización de la capacidad de transmisión.

•

Postergar inversiones por necesidades de repotenciación.

Aumento de los márgenes de reserva de potencia reactiva frente a • eventuales perturbaciones. •

Minimizar costos de operación del sistema.

•

Evitar restricciones al despacho económico.

•

Prevenir colapsos de tensión.

•

Mantener márgenes de seguridad.

Producción y Absorción de Potencia Reactiva Los generadores sincrónicos pueden generar o absorber potencia reactiva dependiendo de la excitación. Cuando son sobre excitado ellos suple potencia reactiva, y cuando son sobrexcitados ellos absorben potencia reactiva. La capacidad de continuamente suplir o absorber potencia reactiva. La capacidad es continuamente suplir o absorber potencia reactiva es, sin embargo, limitado por la corriente de campo, la corriente de armadura, y la de terminal de recalentamiento. Los generadores sincrónicos son normalmente equipados con un equipo con reguladores automáticos de voltaje los cuales continuamente ajustan la excitación así como el control de voltaje de armadura. La línea de transmisión aérea, dependiendo de la corriente de carga, ellas pueden absorber o entregar potencia reactiva. A cargar por debajo de la carga natural, las líneas producen una potencia reactiva neta; a cargas por encima de cargar natural, las líneas absorben potencia reactiva.

Los cables subterráneos, debido a su alta capacitancia, poseen una alta carga natural. Ellos son siempre cargados por debajo de su carga natural, y entonces generan potencia reactiva bajo todas las condiciones de operación. Los transformadores, siempre absorben potencia reactiva independientemente de su carga, sin carga, la reactancia magnetizante afecta predominantemente, y a la plena carga la inductancia de acoplamiento seria afecta plenamente predominante. Las cargas, normalmente absorben potencia reactiva. Una barra típica para un sistema de potencia esta compuesta de un gran número de dispositivos, la composición cambia dependiendo del día, la estación, y las condiciones climáticas. Las característica compuesta son normalmente tales que una barra de carga absorbe potencia reactiva. Tanto la potencia activa como la potencia reactiva de una carga compuesta varían como una función de la magnitud del voltaje.

Índices de Estabilidad de Voltaje La estabilidad de voltaje impone importantes limitaciones en la operación de sistemas de potencia y tiene una amplia relación con la seguridad de voltaje, entre mayor sea el margen de estabilidad de voltaje del sistema de potencia mayor será su seguridad ante los diferentes disturbios a los que está sometido. Para garantizar la seguridad del sistema de potencia, este debe ser operado con un margen adecuado de estabilidad de voltaje mediante la programación apropiada de las fuentes de potencia reactiva y contar con las acciones necesarias para garantizar en el sistema perfiles de voltaje adecuados. Las principales medidas en contra de la inestabilidad de voltaje son clasificadas en acciones de control preventivas y correctivas. La gestión de potencia reactiva y sus reservas a través de los cambiadores de tomas bajo carga, entrada y salida de bancos de condensadores y esquemas de control de voltaje son la principal acción de control preventiva contra la inestabilidad de voltaje. En este capítulo se presenta una introducción general de estabilidad de voltaje en sistemas de potencia, se define el margen de estabilidad de voltaje desde el punto de vista de la potencia reactiva y se define el índice de estabilidad de voltaje que se utilizara en la metodología de gestión de potencia reactiva.

Estabilidad de Voltaje La estabilidad de voltaje se puede definir como la capacidad de un sistema de potencia para mantener los voltajes estables en todas las barras después de ser sometido a una perturbación de una condición de operación inicial dada. Por lo tanto la estabilidad de voltaje se produce cuando el voltaje y la potencia reactiva del sistema se puedan controlar todo el tiempo. En forma general la incapacidad del sistema para suministrar la demanda requerida conduce a inestabilidad de voltaje. La naturaleza del fenómeno de inestabilidad de voltaje puede presentarse en el sistema rápidamente (corto plazo produciendo el colapso de voltaje en pocos segundos) o de una manera más lenta (largo plazo produciendo colapso de voltaje en el intervalo de minutos hasta horas). Un sistema de potencia estable debe mantener los voltajes de todos los nodos en valores adecuados, durante el estado normal de operación y después de presentarse un disturbio. Por lo tanto, antes de la operación de un sistema de potencia debe realizarse un estudio de la estabilidad de voltaje, con el fin de determinar su estado de operación inicial y su seguridad de voltaje.

Metodología de gestión de potencia reactiva El objetivo principal en la gestión de potencia reactiva en sistemas de potencia es identificar las variables de control tales como voltaje en los generadores, cambiadores de tomas de los transformadores y otras fuentes de potencia reactiva como los bancos de condensadores, los reactores o dispositivos FACTS, con el objetivo de proporcionar un mejor control de voltaje que resultara en mejorar los perfiles de voltaje del sistema, la seguridad y la confiabilidad. Este problema está clasificado como un problema de flujo de potencia optimo (OPF), en general un problema de flujo de potencia optimo es un problema de programación no lineal (NLP) que es usado para encontrar parámetros óptimos de control minimizando o maximizando varias funciones objetivo sujetas a restricciones impuestas por el sistema. La metodología de gestión de potencia reactiva propuesta en este trabajo entrega lo siguiente: •

Una estrategia de división de la red eléctrica de energía en áreas de control.

Permite calcular la disponibilidad de reservas de potencia reactiva por áreas • de control.

Evaluar la estabilidad de voltaje de las áreas de control y estimar la • distancia a los puntos de inestabilidad de voltaje.

División de la red en áreas de control La identificación de áreas de control en un sistema de potencia es un proceso de identificación de algún grupo de nodos coherentes que no se traslapen. Este grupo de nodos es el conjunto que forman el área de control de voltaje si están lo suficientemente desacoplados de sus áreas vecinas. Es decir cada área de control de voltaje está compuesta por los nodos que tienen un acople eléctrico significativo entre ellos (dependencias). El perfil de voltaje del nodo de cada área de control se puede controlar de manera efectiva por los soportes de potencia reactiva que están dentro de esta y el control dentro del área es muy poco influenciado por las demás áreas. Los esquemas actuales de control secundario de tensión están basados en el control descentralizado de conjunto de nodos o zonas geográficas, formadas alrededor de un nodo dominante, cuyas características de regulación de tensión son representativas del área de la que forma parte. Cada área se forma alrededor de un nodo denominado nodo piloto, el cual es seleccionado de entre un subconjunto de nodos elegidos entre los más fuertes o robustos. La principal motivación es que al controlar la tensión de este nodo se tendrá una influencia importante en los nodos eléctricamente cercanos. Un segundo criterio, es que el acoplamiento eléctrico entre los nodos pilotos de cada área sea relativamente bajo para evitar problemas de interacción dinámica entre lazos de control. Esto, a su vez, asegura que el intercambio de potencia reactiva entre áreas vecinas sea minimizado.

Función objetivo No 1  – Pérdidas de potencia reactiva El colapso de voltaje tiene que ver con la no atención de la demanda de potencia reactiva requerida por el sistema de potencia debido a las limitaciones en su producción y transmisión. Las limitaciones en producción de potencia reactiva se refieren a los límites de los generadores básicamente en su curva de cargabilidad y a la baja producción de los bancos de condensadores instalados en bajo voltaje. Los límites en transmisión se refieren a las pérdidas de potencia reactiva en las líneas altamente cargadas y a la salida de elementos que reducen la capacidad del sistema de transmisión de la red.

Función objetivo No 2  – Índice de estabilidad de voltaje Este índice es capaz de evaluar en cada barra el margen de estabilidad de voltaje de estado estacionario. Del mismo modo, este índice toma en cuenta los nodos generadores que llegan al límite de potencia reactiva y de esta manera se puede obtener el margen de potencia reactiva.

Algoritmo de evolución diferencial La evolución diferencial se refiere a una rama de la computación evolutiva desarrollada por Rainer Storn y Kenneth Price en 1998 para optimización en espacios continuos.  Al igual que en algoritmos genéticos, el algoritmo de evolución diferencial (DE) es un algoritmo basado en una población que emplea cruce, mutación (diferencial) y operadores de selección. Es un modelo evolutivo que enfatiza la mutación, utiliza un operador de cruce/recombinación a posteriori de la mutación. Fue propuesto para optimización con parámetros reales y se trata de una técnica no determinística basada en la evolución de una población de vectores (individuos) de valores reales que representan las soluciones en el espacio de búsqueda. La generación de nuevos individuos se lleva a cabo mediante operadores diferenciales de mutación y de cruce. Las diferencias que hay entre los algoritmos genéticos y los DE básicamente se presenta en el proceso de selección y el esquema de mutación que hace que los algoritmos DE sean auto adaptativos. En la DE todas las soluciones tienen la misma probabilidad de ser seleccionadas como padres y emplean un proceso de selección ambicioso, que se convierte en la nueva mejor solución, estos padres ganan la competencia entregando una ventaja significante de convergencia sobre los algoritmos genéticos.

Métodos de Control de Voltaje El control de los niveles de voltaje esta acompañado del control de la producción y absorción y flujo de potencia reactiva a todos los niveles en el sistema. La unidades de generación proveen los medios básicos de control de voltaje, los reguladores automáticos de voltaje controlan la excitación de campo para mantener el nivel de voltaje programado en los terminales del generador. Medios adicionales son usualmente requeridos para controlar el voltaje a través

del sistema. Los dispositivos empleados para este propósito pueden ser clasificados en los siguientes: 





Fuentes o sumideros de potencia reactiva, tales como capacitares shunt, reactores shunt, condensadores sincrónicos y compensadores estáticos de VAR (SVC). Compensadores de reactancia de línea, tales como capacitares series. Transformadores reguladores, tales como transformadores con cambiadores de tomas y boosters.

Los capacitares shunt y reactores, y los capacitares series proveen una compensación pasiva. Ellos pueden ser tanto permanentemente conectados al sistema de transmisión y distribución o suichados. Ellos contribuyen al control de voltaje por la modificación de las características de la red. Los condensadores sincrónicos y los SVC proveen una compensación activa, la potencia activa absorbida/producida es entonces automáticamente ajustada para de este modo mantener el voltaje en las barras donde ellos son conectados. Todos juntos con las unidades de generación, establecen los voltajes en puntos específicos del sistema. Los voltajes en oras ubicaciones en el sistema son determinados por los flujos de potencia activa y reactiva a través de varios elementos del circuito, incluyendo los dispositivos de compensación pasiva.

Reactores Shunt Los reactores shunt son usados para compensar los efectos de la capacitancia de la línea, particularmente para limitar el aumento de voltaje en circuito abierto o altas cargas. Ellos son usualmente requeridos en líneas de transmisión de EHV de longitudes mayores a 200 Km. Una línea de transmisión aérea más corta puede también requerir reactores shunt es la línea es alimentada desde una sistema débil (baja capacidad de cortocircuito) como se muestra en la Figura 1. Cuando la carga en el terminal más lejano del alinea es abierta, la corriente capacitiva circulante por la línea viaja a través de una reactancia inductiva (Xs) causara un aumento en el voltaje Es en el terminal de envío de la línea. El efecto Ferranti causara un aumento mayor en el extremo de recepción.

Capacitores Shunt Los capacitares shunt suplen potencia reactiva y aumenta el voltaje local. Ellos son usados a través del sistema y son aplicados en un variado rango de tamaños. Los primeros capacitares shunt fueron primero usados en mediados de la década de 1910 para la corrección del factor de potencia. Los primeros capacitares emplearon aceite como dieléctrico. Debido a que su tamaño, y su peso, y alto costo, su uso en ese tiempo fue limitado. En la década de 1930 la introducción de los materiales dieléctricos y otras mejoras en la construcción de capacitares permitió una considerable reducción en el peso y tamaño. El uso de capacitares shunt se ha incrementado fenomenalmente desde 1930.

Aplicación a Sistemas de Distribución Los capacitares shunt son usados extensivamente en sistemas de distribución para la corrección del factor de potencia y control de voltaje de alimentadores. Los capacitares de distribución son usualmente suichados por medios automáticos respondiendo a un simple reloj, o a un relé que censa voltaje o corriente. El objetivo de la corrección del factor de potencia es proveer la potencia reactiva cerca del punto donde este va a ser consumido, más que en los puntos de suministros lejanos. La mayoría de las cargas absorben potencia reactiva, que es, que poseen un factor de potencia en atraso. La tabla 1 muestra los factores de potencia típicos y las características de voltaje dependiente de algunos tipos comunes de carga.

Aplicaciones en sistemas de transmisión Los capacitares shunt son usados para compensar las perdidas XI2 en los sistemas de transmisión y para asegurar niveles de voltaje satisfactorios durante condiciones de alta carga. El banco de capacitares de apropiado tamaño son

conectados o directamente a la barra de alto voltaje o al devando terciario de un transformador principal, como se muestra en la Figura 6.

Banco de Capacitores conectados en el Terciario

Banco de capacitores en HV

Capacitor Serie Los capacitores series son conectados en serie con los conductores de líneas para compensar la reactancia inductiva de la línea. Este reduce la reactancia de transferencia entre las barras a las cuales la línea esta conectada, incrementando la máxima potencia que puede ser transferida, y reduce las perdidas de potencia reactiva efectiva (XI2). A través de los capacitores series no son normalmente instalados para control de voltaje, debido a que ellos contribuyen a mejorar e control de voltaje y el balance de potencia. La potencia reactiva producida por un capacitor serie se incrementa cuando se incrementa cuando la potencia transferida se incrementa; un capacitor serie es autoregulante en este aspecto.

Control de voltaje y gestión de potencia reactiva El control del voltaje y el manejo de la potencia reactiva, son dos aspectos de una misma actividad, la cual está orientada a mejorar la calidad de la potencia de los sistemas, reduciendo las pérdidas y el estrés sobre los elementos del mismo. Para la adecuada gestión de potencia reactiva es necesario predecir la instalación global de equipos de compensación con la suficiente anticipación considerando un conjunto de escenarios futuros. Dada la alta complejidad y dinamismo de los sistemas, el determinar el tipo, ubicación y dimensionamiento óptimo para los dispositivos de compensación hace un poco difícil éste análisis por la gran cantidad de soluciones factibles. Asimismo, estos análisis deben asegurar una adecuada operación en el aspecto económico, de calidad, y seguridad. La capacidad disponible del sistema de transmisión está limitada por la tecnología y por las restricciones económicas del sistema de potencia. Por lo tanto con el objetivo de maximizar la cantidad de potencia activa que puede ser transmitida sobre el sistema, los flujos de potencia reactiva deben ser minimizados. Para lograr esto, la potencia reactiva necesaria debe suministrarse localmente en el sistema para mantener los voltajes de los nodos dentro de los rangos permitidos para satisfacer los voltajes nominales de los equipos de los clientes. El control del voltaje y la gestión de potencia reactiva deben cumplir con los siguientes objetivos para operar el sistema de forma segura: 





Garantizar que los niveles de voltaje en todos los nodos del sistema estén dentro de los límites aceptables definidos. Mejorar la estabilidad de voltaje del sistema que trae como consecuencia maximizar la utilización de la red de transmisión. Reducir las pérdidas de potencia activa y reactiva en la red con el objetivo de asegurar que el sistema de transmisión opere eficientemente y se disponga de la máxima capacidad de transmisión de potencia activa.

Cuando se tiene deficiencia de potencia reactiva se presentan bajos voltajes en el sistema, lo cual puede producir efectos adversos en equipos, problemas de estabilidad, y pérdidas excesivas en la red. Por otra parte si se tiene exceso de potencia reactiva se presentan altos voltajes en el sistema, los cuales ocasionan problemas en los aislamientos de los

equipos, saturación de transformadores y problemas de estabilidad en los generadores. Por las razones expuestas el soporte de voltaje y potencia reactiva debe ser suministrado mediante la combinación adecuada de los recursos de potencia reactiva disponibles en la red.  Adicionalmente la gestión de potencia reactiva en las redes eléctricas es una de las estrategias que se pueden emplear como metodología para gestión de potencia reactiva para incrementar la seguridad del sistema mediante la disminución de las pérdidas y la mejora de la estabilidad de tensión. El objetivo de este capítulo es introducir de manera general el concepto de flujo de potencia reactiva, describir los niveles de control de voltaje y presentar los aspectos principales en la gestión de potencia reactiva. Para una operación eficiente y confiable de los sistemas de potencia, el control del voltaje y la potencia reactiva debe satisfacer los siguientes objetivos:





Los voltajes en los terminales de todos los equipos en el sistema están dentro de límites aceptables. Tanto los equipos de la empresa eléctrica como del consumidos son diseñados para operar a un cierto voltaje nominal. La operación prolongada de los equipos a voltajes fuera de rango puede causar efectos adversos en su desempeño y posiblemente causar daño. La estabilidad del sistema es aumentada para maximizar la utilización del sistema de transmisión. Como se vera mas adelante, el control de la potencia reactiva y el voltaje tienen un impacto significante en la estabilidad del sistema.

El flujo de potencia reactiva es minimizado para recudir las perdidas I²R y XI² a un mínimo practico. Esto asegura que el sistema de transmisión opera eficientemente, principalmente para la transferencia de potencia reactiva. El problema de mantener los voltajes dentro de los límites requeridos es complicado por el hecho de que el sistema de potencia suple potencia a un vasto número de cargas y son alimentadas desde varias unidades de generación. Como las caras varían, los requerimientos de potencia reactiva varían también. Debido a que la potencia reactiva no puede ser transmitida por grandes distancias, el control de voltaje ha de ser efectuado por el uso de dispositivos especiales dispersos a través del sistema. Este en contraste el control de la frecuencia el cual depende

del balance completo de la potencia activa en el sistema. La selección y coordinación apropiada de equipos para control de potencia reactiva y voltaje son el mayor resto de ingeniería en el sistema de potencia.

Gestión de potencia reactiva La potencia reactiva es un requerimiento básico para mantener la estabilidad de voltaje y juega un rol importante para mantener la seguridad y confiabilidad del sistema de potencia. La práctica actual en gestión de potencia reactiva se basa en procesos heurísticos y en los juicios de los operadores de los sistemas para adquirir la potencia reactiva requerida por la red. Como consecuencia la operación del sistema no es la más óptima en cuanto al manejo de los recursos de potencia reactiva. Los efectos de la potencia reactiva en la seguridad y estabilidad de voltaje han sido bien investigados en las referencias. Existen tres razones importantes por las que es necesario administrar la potencia reactiva y controlar el voltaje: Tanto los equipos de los usuarios como los que constituyen el sistema de potencia, están diseñados para operar dentro de un rango de tensiones que usualmente está entre el +10% y el -15% del voltaje nominal. Cuando se opera con límites inferiores al mínimo, los equipos tienen un desempeño deficiente: las bombillas proveen menor iluminación, los motores de inducción tienden a sobrecalentarse y pueden llegar a dañarse, y algunos equipos electrónicos pueden no operar del todo. Con niveles de tensión superiores al máximo, el aislamiento del equipo se deteriora: Las bombillas se queman y se disminuye su vida útil, y los equipos electrónicos presentan fácilmente fallas internas. La energía reactiva consume recursos de generación y transmisión. Para maximizar la cantidad de energía activa que se puede transferir a través de una red de transmisión congestionada, se debe reducir al mínimo los flujos de energía reactiva. De igual forma, por efecto de la sobrecarga, la generación de energía reactiva limita la capacidad de generación de energía activa.

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El transporte de la potencia reactiva en un sistema de transmisión ocasiona pérdidas de energía, por lo cual el sistema debe suministrar

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tanto la energía como la capacidad de transporte para cubrir esas pérdidas. Entre los beneficios de una adecuada gestión de potencia reactiva se encuentran Reducción de pérdidas de transmisión. Mejora del perfil de tensiones. Mejorar la utilización de la capacidad de transmisión. Postergar inversiones por necesidades de repotenciación. Aumento de los márgenes de reserva de potencia reactiva frente a eventuales perturbaciones. Minimizar costos de operación del sistema. Evitar restricciones al despacho económico. Prevenir colapsos de tensión. Mantener márgenes de seguridad.

Corriente máxima de excitación Existe un valor máximo permisible de corriente de excitación impuesto por el calentamiento del rotor, o por características propias de la excitatriz. Este valor de corriente de excitación induce en el estator una FEM máxima el cual genera un límite de potencia aparente entregada por el generador.

Corriente mínima de excitación La excitatriz del generador es una máquina de corriente continua, por ello es imposible anular los flujos residuales (magnetismo remanente); por eso, aunque se anule la excitación siempre habrá una FEM mínima inducida para contrarrestar esos flujos residuales. En la práctica cuando no se conoce el valor de la corriente mínima de excitación, se estima un 5 a 10 % de la excitación necesaria con carga nominal.

Compensación reactiva mediante el rav y el compensador de carga El regulador automático de voltaje normalmente controla el voltaje terminal del estator. Algunas veces, se usa la compensación de carga para controlar un voltaje que es representativo de un voltaje interno o externo al generador. Esto se logra con un circuito adicional dentro del lazo de retroalimentación del RAV [Kundur, 1994].

La función del compensador de reactivos es modificar la señal de censado de voltaje de las terminales del generador, para aumentar o disminuir su magnitud de acuerdo a los requerimientos que se tengan en la conexión de los generadores al sistema de potencia y de la demanda de la carga reactiva. La corriente reactiva puede ser controlada en forma aceptable entre generadores de una planta a través del uso de reguladores individuales. Cuando los generadores son conectados al sistema de potencia a través de transformadores elevadores se emplea una función de compensación adicional a los reguladores. La compensación de corriente reactiva es la más común en la máquina síncrona. Hay dos enfoques que se le pueden dar a la compensación, uno es hacer una compensación reactiva (la cual es un estatismo de reactivos) en donde se provoca una caída de voltaje a medida que aumenta la carga reactiva inductiva, el otro enfoque es hacer una compensación reactiva por caída de voltaje en la impedancia (comúnmente pura reactancia) de conexión de los generadores.  Ambas formas de compensación se implementan simulando una impedancia para regular efectivamente algún punto distinto a las terminales de la máquina. En la impedancia de compensación se establece una compensación por carga activa y reactiva, o más comúnmente usada únicamente la compensación reactiva, en un rango de ajuste.

Compensación reactiva La función del regulador automático de voltaje es mantener constante el voltaje en terminales del generador sin carga y ante cambios de carga. Cuando se conectan generadores en paralelo, se necesita de un circuito de compensación como complemento al regulador automático de voltaje en el control de la carga reactiva del generador. La repartición de carga reactiva entre generadores en paralelo puede desbalancearse cuando uno de los reguladores automáticos de voltaje varía la excitación del devanado de campo debido a cambios en la carga, variaciones en la velocidad del primo-motor, etc Una desigualdad en los voltajes terminales de los generadores en paralelo trae como consecuencia que el generador con mayor excitación tenga una tendencia a alimentar al generador con la menor excitación en un esfuerzo para obligarlo a tener la misma magnitud de voltaje. El circuito de compensación causará al RAV del generador con menor excitación un incremento en su excitación y de la misma forma una disminución de la excitación en el generador con mayor excitación. A través del control de carga

reactiva del circuito de compensación se pueden eliminar o minimizar las corrientes circulantes no deseadas [Basler, 2009a].

Compensación reactiva de caída de línea Este tipo de compensación toma el nombre de caída de línea a partir de que se compensa la caída reactiva que se produce por la línea de conexión al nodo común y principalmente por la reactancia del transformador elevador. También se conoce como compensación reactiva de caída del transformador, y se refiere al acto de regulación de voltaje en un punto parcialmente dentro del transformador elevador del generador o, menos frecuentemente, en algún lugar dentro del sistema de transmisión. Esta forma de compensación produce un aumento en el perfil de voltaje en las terminales del generador para incrementar la potencia reactiva a la salida [IEEE, 2005]. La compensación reactiva de caída de línea remueve parte de la impedancia que se forma entre el generador y el nodo del sistema de potencia a través del transformador elevador y para una carga inductiva, resulta en un aumento en el voltaje de campo en un porcentaje pequeño de acuerdo a la cantidad de compensación programada, por lo que el circuito compensador causará que el voltaje del generador aumente. La compensación reactiva de caída de línea representa una forma de incrementar la sensibilidad del generador ante desviaciones de voltaje del sistema y por consiguiente tener una mejor utilización de la capacidad reactiva del generador durante disturbios del sistema. Efectos opuestos de los compensadores de reactivos y compensadores de reactivos de caída de línea. La compensación reactiva y la compensación reactiva de caída de línea están relacionadas pero con efectos contrarios. Estos tipos de compensación se obtienen aplicando un voltaje de control que es proporcional a la potencia reactiva generada, sumando o restando un voltaje al voltaje terminal censado que se introduce al regulador de voltaje. Con una compensación reactiva, se agrega un voltaje de control al voltaje terminal censado, causando que el regulador cense un voltaje mayor en la retroalimentación, lo cual resulta en una disminución en la excitación para reducir el voltaje terminal. Con una compensación reactiva de caída de línea, el voltaje de control es restado al voltaje terminal censado, disminuyendo el valor del voltaje en la retroalimentación, lo que incrementa la excitación para aumentar el voltaje terminal.

Con una compensación reactiva el resultado final es obtener una distribución de la regulación de voltaje de un nodo al cual se conectan múltiples generadores en paralelo. Sin esta caída reactiva, los reguladores de voltaje podrían volverse inestables, ya que cada regulador intentaría controlar el voltaje común. Con esto se puede causar la circulación de potencia reactiva entre las máquinas, y la regulación de voltaje se puede empeorar. La caída reactiva es crítica en los generadores que se conectan al mismo nodo, se debe establecer cuidadosamente para mantener niveles de voltaje adecuados. Si se establece una caída excesiva, se tendrá como resultado niveles de voltaje inaceptable por abajo del nominal.

Compensación diferencial reactiva o en corriente cruzada Ya que el voltaje en compensador de reactivos es dependiente de la corriente de línea del generador a través del transformador de corriente, cualquier cambio en el factor de potencia debido a la carga, se verá reflejado en el voltaje inducido en la fase B. Consecuentemente, cuando cambia el factor de potencia de la carga o la magnitud de corriente demandada, el voltaje el terminales también cambia, y a su vez también el voltaje en el nodo cambia. La magnitud del cambio depende de la magnitud de la carga y de su factor de potencia. Con la finalidad de prevenir cambios en el voltaje debido a cambios del factor de potencia de la carga o de la cantidad de la carga, se puede usar un arreglo en donde los transformadores de corriente de los reguladores individuales se interconectan. La interconexión de hace de manera que se produzca una circulación cruzada de corrientes en cada compensador de reactivos. Este arreglo es llamado compensación en corriente cruzada o usando la terminología IEEE compensación diferencial reactiva, la cual permite una operación de los generadores en paralelo sin modificaciones del voltaje en terminales a causa de la señal de compensación.

Representación del modelo del generador síncrono en estudios de flujos de potencia Es necesario conocer con exactitud el estado alcanzado por el sistema después de un disturbio, ya que además de ser el punto inicial del método de simulación cuasi- estacionario el cual determina la evolución en el tiempo del sistema mediante una trayectoria definida por los puntos de equilibrio de corto plazo, es un estado de operación interesante desde el punto de vista de la seguridad estática de sistemas de potencia.

Este estado de operación alcanzado por el sistema es de suma importancia ya que una vez que el sistema alcanza un estado de equilibrio (de 10 a 20 segundos después de que ocurre el disturbio) la mayoría de los elementos del SEP que participan en la evolución del sistema en el largo plazo, como son los limitadores de sobre y sub excitación y los cambiadores de derivación bajo carga de los transformadores aún no actúan.

Modelo con inyección de potencia reactiva variable Para este modelo se considera un generador síncrono en un punto de operación dado, en donde P0 y Q0 son las potencias activa y reactiva que el generador síncrono “inyecta” al sistema respectivamente, V0 es el voltaje en terminales de la máquina y f la frecuencia del sistema. En equilibrio, la potencia real P0 es igual a la potencia mecánica (menos algunas pérdidas internas), la cual es controlada mediante el regulador de velocidad o gobernador; cualquier punto de equilibrio se encuentra en la intersección de la característica frecuencia-potencia del generador y del sistema. La frecuencia de equilibrio normalmente es la frecuencia nominal del sistema. En estado estacionario la frecuencia es la misma para todas las máquinas interconectadas. Por el contrario, la potencia reactiva Q0 generada por la máquina síncrona depende de las condiciones iniciales del sistema máquina síncrona-RAV y de la característica Q-V de la máquina vista desde la red a través del transformador

Modelo del compensador que modifica el archivo de datos del programa En diferentes modelos estáticos que han sido desarrollados para otros componentes del sistema de potencia como son los motores de inducción [Ruiz, 1996, Carmona, 2010], los compensadores estáticos de vars [Castro, 2007] y otros, se ha observado que es conveniente formular el modelo estático de tal manera que no se necesite modificar internamente al programa de flujos de potencia. Esto se debe a que los modelos que requieren modificar las ecuaciones de desbalance de potencia y sobre todo la matriz Jacobina de sistemas de potencia aunque sean cercanos a la realidad, son imprácticos para ser aplicados con programas comerciales de simulación.