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Yo, Christian Francisco Bonilla Sánchez, declaro que el trabajo aquí descrito es demi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificaciónprofesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen eneste documento.
La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos correspondientesa este trabajo, según lo establecido por la Ley, Reglamento de Propiedad Intelectualy por la normatividad institucional vigente.
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Christian Francisco BonillaSánchez, bajo mi supervisión.
Deseo expresar mis sinceros agradecimientos Al Ing. Pablo Cisneros, cuya
experiencia y conocimientos acerca del tema de Potencia Reactiva fueron
fundamentales en la elaboración de esta Tesis de Grado.
AI Ing. Eduardo Cazco por la dirección de este documento. Y finalmente al Ing.
Carlos Gallardo por la colaboración prestada.
Este documento lo dedico a mi madre, por constituir un ejemplo de superación en mi
vida, por entregarme toda su dedicación y cariño; y por ser para mí, padre y madre a
la vez.
Págs,
1.1 Introducción, .....1
1.2 Objetivo....... .........4
I , w /AiL/dl IL-fcíi i. ...ni..................»»... ....i............ O
2.1 Definición de Potencia reactiva... ..6
2.2 Descripción Teórica de la compensación de Reactivos en la Carga...................?
2.2.1 Corrección del Factor de Potencia de una Carga Resistiva-lnductiva...... 10
2.3 Regulación de Voltaje en barras......................................... ..15
2.3.1 Regulación de Voltaje de una Carga Resistiva-Inductiva.... ........17
2.4 Control de Voltaje mediante Transformadores con cambio de tap. ........19
2.4.1 Modelo generalizado del Transformador con cambio de tap .........20
2.4.2 Modelo del Transformador con cambio de tap en un solo devanado..............22
2.4.3 Análisis del modelo del Transformador con tap sin carga... ............24
2.4.4 Conexión de dos Sistemas Eléctricos de Potencia a través de
un transformador con tap......... .........................................28
2.4.5 Transformadores con cambio de tap conectados en paralelo...... ........30
2.5 Comportamiento de las Líneas de Transmisión en Sistemas Eléctricos de
Potencia................... ..........................................35
2.5.1 Impedancia característica y Carga natural de Líneas de Transmisión 36
2.5.2 Factores determinantes en la transmisión de potencia en sistemas
eléctricos........................... .......41
2.5.2.1 Límite térmico............ ...........................................................41
2.5.2.2 Límite por Caída de tensión.. 42
2.5.2.3 Límite de Estabilidad de estado estable........ .........................42
2.5.3 Curva de Capabiiidad de Líneas de Transmisión .....44
2.5.4 Compensación Shunt de Líneas de Transmisión .45
2.5.5 Compensación Serie de Líneas de Transmisión..... ...........47
2.5.6 Comparación entre la Compensación Shunt y Serie.de Líneas de
Transmisión.. ........48
2.6 Compensadores Estáticos de Potencia Reactiva ó Compensadores
Estáticos de var(CEV)... .................51
2.6.1 Tipos de Compensadores Estáticos de var.......... ....52
A) Capacitor conmutado con tiristor CCT... 52
B) Reactor controlado con tiristor RCT...... 53
C) Capacitor conmutado con tiristor/reactor controlado con tiristores
OC/1 /HO I ...,.o4
D) Transformador controlado con tiristores TCT................ ........55
E) Capacitor conectado con interruptor y reactor controlado con tiristores
RCT............... ......56
2.6.2 Característica en estado estable dei Compensador Estáticos de var
I vi* i~^ VJii.iii.i.ii..i..i.ii...>.....ii.i.......i..ii.i>.....>......i.....>........................ ................. Oí
2.6.3 Característica en estado estable del Compensador Estáticos de var,
para control discreto.......... ............60
2.7 Compensadores Sincrónicos de Potencia Reactiva................... ...61
2.7.1 Curva de Capabiiidad de Máquinas Sincrónicas................................... 62
2.7.1.1 Modelos matemáticos de generadores de Rotor Cilindrico y Polos
Salientes............. ....63
2.7.1.2 Límite de Corriente de Armadura....... 65
2.7.1.3 Límite de Corriente Máxima de Excitación....... ........66
2.7.1.4 Límite de Corriente Mínima de Excitación........................ ...68
2.7.1.5 Límite de Estabilidad Estacionaria........... 70
2.7.1.6 Límite de Potencia activa Máxima y Mínima... ....................................73
2.6.2 Curva de Capabilidad de Generadores de Rotor Cilindrico..........................74
2.6.3 Curva de Capabilidad de Generadores de Polos Salientes................ ..75
3.1 Legislación vigente. ......................76
3.1.1 Marco Regulatorio..... ..,...,.,.....79
3.1.2 Responsabilidades de los Agentes del MEM...... .......80
3.1.3 Remuneración de potencia reactiva en el MEM 82
3.1.4 Evaluación de incumplimientos.,,,... ..............89
3.1.5 Liquidación de incumplimientos de los Agentes del MEM. .90
3.2 Criterios de Control de voltaje en el SNI...... .91
3.2.1 Control de voltaje en Condiciones normales ..............,,....,..,,.,...,...92
3.2.2 Control de voltaje en Condiciones anormales.....................„„.,.,..,,...,.........94
3.2.2.1 Regulación de voltaje en Condiciones de emergencia. ..........97
4.1 Descripción teórica de la metodología aplicada......,.,..,.,. ......99
4.2 Requerimientos de reactivos del SNI para período Seco octubre 2001-
marzo2002. ...103
4.2.1 Generadores,.,. ....,,...,. .........103
4.2.2 Transmisor.. 107
4.2.3 Distribuidores y Grandes Consumidores.... .121
4.3 Requerimientos de reactivos del SNI para período Lluvioso abril 2002 -
septiembre 2002.........,,,. ................124
4.3.1 Generadores............... .........,,,.....,.. ....................124
4.3.2 Transmisor.... .....129
4.3.3 Distribuidores y Grandes Consumidores..... ....142
4.4 Análisis de las responsabilidades de los Agentes del MEM en e! flujo de
potencia reactiva................................................................. ......................145
4.4.1 Generadores ......145
4.4.2 Transmisor ....145
4.4.3 Distribuidores y Grandes Consumidores............. ...................147
5.1 Análisis de la Metodología vigente para la Remuneración de Potencia
Reactiva... ......149
5.1.1 Análisis de Costos Fijos de producción de reactivos............. ...149
5.1.2 Análisis de Costos Variables de producción de reactivos.... ......150
5.2 Un nuevo enfoque para la Remuneración de Potencia Reactiva. .........155
5.3 Un Nuevo Mercado de Potencia Reactiva........................ .......................156
5.3.1 Obligación de proveer Potencia Reactiva...................... .....................157
5.3.2 Pagos por suministro de Potencia Reactiva......... ...157
5.3.3 Etapas de evolución de la Tarifa de Potencia Reactiva............... ...158
5.3.3.1 Etapa de transición. ......158
5.3.3.2 Establecimiento de la Tarifa.... ........................................159
5.3.3.3 Desarrollo del Mercado....................... 160
5.3.4 Características del Mercado de Potencia Reactiva................... ...........160
5.3.4.1 Mecanismo de pagos....................... ..................160
5.3.4.2 Opciones de ofertas de Potencia Reactiva............................... .......161
5.3.4.3 Proceso de evaluación de ofertas y contratos de Potencia Reactiva..... 163
5.4La Potencia Reactiva y Control de Voltaje como servicio complementario en
Mercados Eléctricos Competitivos.......... 165
5.4.1 Definición de los Servicios Complementarios 166
5.4.2 Partes involucradas en el Mercado de Servicios Complementarios ....166
5.4.3 Descripción de los Servicios Complementarios....... ............167
5.4.4 Propiedades de los Servicios Complementarios de Potencia
Reactiva y Control de Voltaje... ......168
5.4.4.1 Necesidad de los Servicios Complementarios de Potencia
Reactiva y Control de Voltaje........................... ......169
5.4.4.2 Proveedores de los Servicios Complementarios de Potencia
Reactiva y Control de Voltaje.......... .170
5.4.4.3 Estructura de tiempo de los Servicios Complementarios de
Potencia Reactiva y Control de Voltaje ...„„.„..... ..171
5.4.4.4 Cosíos relativos de los Servicios Complementarios de Potencia
Reactiva y Control de Voltaje.,.,,.... ....,.,......,. ...........172
5.4.4.5 Requerimientos telemétricos de los Servicios Complementarios
de Potencia Reactiva y Control de Voltaje.... ....173
5.4.4.6 Correlación entre los Servicios Complementarios..... 174
5.5 Análisis del establecimiento de la Potencia Reactiva y Control de Voltaje
como Servicio Complementario en el MEM........... .......175
5.5.1 Condiciones actuales de desenvolvimiento de las Transacciones de
Potencia Reactiva en el MEM......................... ..175
5.5.2 Condiciones necesarias para el establecimiento de un Mercado de
Potencia Reactiva en el MEM........,.,..,..,. ..,,177
6.1 Conclusiones.....,,.,..,,,....,.... ....179
6.2 Recomendaciones................. .182
ANEXO I: DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO.
ANEXO H: PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA ACTIVA.
ANEXO ni: DATOS ACTUALES DE DEMANDAS DE POTENCIA REACTIVA EN
PUNTOS DE ENTREGA.
ANEXO IV: MANEJO DE EMBALSES DE LAS CENTRALES DE REGULACIÓN
ESTACIONAL (GRÁFICOS).
ANEXO V: MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS.
ANEXO VI: GENERACIÓN FORZADA - RESTRICCIONES EINFLEXIBILIDADES.
ANEXO VII: DESPACHOS ECONÓMICOS PROGRAMADOS.
ANEXO VIII: UNA SIMULACIÓN BASADA EN LA OPTIMIZACION DEL PRECIO DE
POTENCIA REACTIVA.
En la actualidad, existe una tendencia mundial, orientada a establecer Mercados
Eléctricos Competitivos; en los cuales se ha divido la generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica en negocios independientes, que tienen la
capacidad de interactuar económicamente entre sí. Dentro de esta nueva estructura
del Mercado Eléctrico, se contempla también la posibilidad de un Mercado de
Potencia Reactiva.
El Mercado Eléctrico Mayorista ecuatoriano MEM, se encuentra en proceso de
transición hasta que se concrete la privatización del Sector Eléctrico. Existen ciertos
aspectos tales como las Transacciones de Potencia Reactiva y los procedimientos
de Control de Voltaje, que aun se encuentran en proceso de revisión. Por ello,
resulta indispensable establecer los parámetros necesarios relacionados con la
participación de los Agentes del MEM en el Flujo de Potencia Reactiva y proponer
los procedimientos adecuados para el Control de Voltaje y Transacciones de
Potencia Reactiva en el MEM. Por último, se deben analizar las condiciones y
características que han de darse en el MEM para llegar a establecer un Mercado de
Potencia Reactiva.
La regulación que establece los procedimientos para el cumplimiento de las normas
de calidad sobre el Control de Voltaje y Potencia Reactiva, por parte de los agentes
del MEM; es la Regulación No.CONELEC - 005/00 TRANSACCIONES DE
POTENCIA REACTIVA EN EL MEM.
En el presente estudio, se pretende recomendar los valores correspondientes a las
Responsabilidades de los Agentes del MEM en el flujo de Potencia Reactiva,
mediante la simulación de flujos de potencia a través del SN1 para el período
Octubre2001-Marzo2002 y Abril2002-Septiembre2002I correspondientes a las
estaciones hidrológicas seca y lluviosa respectivamente. Además se realiza un
análisis de la formulación para la Remuneración de Potencia Reactiva y las
condiciones necesarias para instaurar un Mercado de Potencia Reactiva en el MEM.
El Sector Eléctrico Ecuatoriano surgió como un monopolio verticalmente integrado
en la década de los años setenta, con la creación de una institución estatal
encargada de las actividades de electrificación en todo el país, esta institución se
denominó Instituto Ecuatoriano de Electrificación INECEL.
El INECEL, era el administrador técnico y económico del Sector Eléctrico y
además actuaba como un ente regulador de las actividades que el mismo dirigía,
ya que estaba en capacidad de legislar las etapas de generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica; de las que era propietario o participaba como
accionista mayoritario.
A pesar del gran éxito obtenido por el INECEL en el diseño, construcción y
operación del Sistema Nacional Interconectado SNI, se produjeron irregularidades
relacionadas principalmente con la fijación de tarifas al consumidor final, debido a
que por ser un organismo estatal estuvo influenciado por cambios y presiones
políticas, las mismas que determinaron tarifas que no reflejaban el real costo de
producción y operación de la energía eléctrica; produciéndose de esta forma el
deterioro paulatino de la situación financiera del INECEL.
Esta razón, entre otras, provocaron que este modelo de propiedad estatal y
manejo vertical colapse, no solo en el Ecuador, sino en la mayoría de los países
de América Latina. Esto dio lugar al aparecimiento de un nuevo modelo de!
Sector Eléctrico, el cual garantice la eficiencia en la producción y entrega de
energía eléctrica al usuario final.
El nuevo modelo de Administración del Sector Eléctrico adoptado por el Ecuador,
se basa en la separación de las etapas de generación, transmisión y distribución
en empresas independientes. Es decir que, se tiene una visión de competencia y
eficiencia que produzcan incentivos para la inversión privada, lo cual provocó el
establecimiento de un mercado de compra y venta de energía eléctrica entre los
diferentes miembros del mismo.
Es así como en este nuevo esquema de mercado, existe libre competencia entre
los generadores, mientras que la transmisión y las diferentes empresas regionales
de distribución constituyen monopolios naturales, Surge también la necesidad de
crear un ente regulador que establezca las reglas bajo las cuales se han de
realizar las transacciones de suministro eléctrico por parte de los generadores y
que supervise las actividades del transmisor y de las empresas de distribución
eléctrica, por el hecho de ser monopolios naturales, Además, existe un
administrador técnico y económico, que tiene a su cargo las transacciones
técnicas y financieras que se realicen en el mercado, teniendo en cuenta la
operación del sistema de potencia en condiciones de seguridad.
En esta nueva organización del Sector Eléctrico, se ha conformado el Mercado
Eléctrico Mayorista MEM, constituido por: Generadores, el Transmisor,
Distribuidores y Grandes Consumidores, denominados Agentes del MEM.
Además el organismo encargado de la administración técnica y económica del
MEM, se le ha denominado Centro Nacional de Control de Energía-CENACE; y el
ente encargado de regular y normar las actividades de los Agentes del MEM, es el
Consejo Nacional de Electricidad-CONELEC. El Mercado Eléctrico Mayorista
MEM, constituye un mercado energético en el cual se realizan transacciones de
potencia y energía eléctrica, las cuales se realizan entre Generadores, entre
Generadores y Distribuidores; y, entre Generadores y Grandes Consumidores,
permitiendo de esta forma la interacción económica entre los Agentes del MEM.
Las transacciones que se pueden realizar en el MEM, son: Contratos a Plazos,
Compraventa en el mercado ocasional y la Importación y exportación de energía.
Un tipo de transacción que se realiza en el MEM, es la relacionada con la
potencia reactiva, la cual se encuentra íntimamente relacionada con los niveles de
voltaje nodales en el sistema de potencia y es indispensable para la transmisión
de potencia activa desde los centros de generación hasta los de consumo, a
través de un sistema de transmisión en alto voltaje.
Por otro lado, es necesario mencionar que se debe proporcionar el servicio
eléctrico al mínimo costo de producción y cumpliendo con ciertas normas de
calidad desde el punto de vista técnico.
Por lo señalado anteriormente, se deduce que resulta indispensable analizar los
procedimientos para las Transacciones de potencia reactiva, el Control de Voltaje
y la fijación de Costos de potencia reactiva en el MEM. También es importante
establecer la participación de los Agentes del MEM en el flujo de potencia
reactiva, considerando las normas de calidad de servicio vigentes.
La elaboración de la presente Tesis de grado, tiene como objetivo revisar y
proponer procedimientos para establecer la participación y responsabilidades de
ios Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista MEM en el flujo de potencia reactiva
a través del Sistema Nacional Interconectado SNI, y las Transacciones y
Remuneración de potencia reactiva en el MEM, tomando en cuenta la legislación
y normatividad existente, emitida por el CONELEC en lo que tiene relación con
este tema.
Para lograr el objetivo planteado, se efectuarán análisis para varias condiciones
operativas del SNI, en función de la hidrología, niveles de demanda, topología del
sistema de generación y transmisión, entre los aspectos más importantes.
Para llevar a cabo el objetivo propuesto será necesario, en primer lugar, realizar
un análisis y recopilación de las regulaciones y normas relacionadas con las
Transacciones y Remuneración de potencia reactiva en el MEM en el Ecuador.
Un paso previo para establecer la participación de los Agentes del MEM en el flujo
de potencia reactiva, constituye el análisis técnico del comportamiento de los
distintos elementos de los que dispone el sistema de potencia para el Control de
Voltaje. Con este análisis se estará en capacidad de aplicar la metodología de
análisis estacional, para determinar los requerimientos de reactivos del SNI en
hidrologías lluviosa y seca. Cabe señalar que para cada una de estos períodos
hidrológicos, se considerará las bandas horarias de demanda base, media y punta
para días típicos, es decir miércoles, sábado y domingo; considerados como los
más representativos.
Finalmente se propone revisar la metodología de cálculo para la Remuneración
de potencia reactiva en el MEM, para lo cual se tomará como referencia la
formulación matemática establecida en la Regulación No. CONELEC- 005/00
'Transacciones y Remuneración de Potencia Reactiva en el MEM", para
determinar los costos de producción de reactivos por el SNI. Además se
analizan las experiencias en el manejo del Control de Voltaje y Potencia Reactiva
de otros países del mundo que han adoptado un modelo del Sector Eléctrico con
similares características que el modelo adoptado por el Ecuador.
En este capítulo se analiza los principales aspectos relacionados con la
compensación de potencia reactiva en nodos del sistema de potencia y los
elementos de los que dispone el mismo, para efectuar un control adecuado de voltaje
en cada uno de los nodos del sistema.
Es necesario señalar que el control de voltaje, en la operación de sistemas de
potencia, es una función de vital importancia; ya que se debe mantener los voltajes
nodales dentro de una banda operativa, la misma que establece el margen de
calidad aceptable del servicio de energía eléctrica.
Por ello es indispensable definir y coordinar convenientemente el uso de las fuentes
de reactivos del sistema de potencia, dependiendo de la localización de las mismas y
la estructura del sistema de transmisión. Para lograr este propósito, se han definido
conceptos tales como transformadores con cambio de tap, compensación estática y
sincrónica; los cuales permitirán realizar una operación más eficiente del sistema de
potencia, considerando las características y restricciones operativas del mismo.
En Sistemas de Potencia de corriente alterna, la potencia reactiva se define como
aquella potencia que facilita la transmisión de potencia activa a través de las líneas
de transmisión desde los centros de producción hacia los centros de consumo.
Además el flujo de potencia reactiva a través del sistema de transmisión, aporta a las
pérdidas de transporte y distribución de potencia; y es determinante en el control de
voltaje.
El Sistema de Potencia, posee varias fuentes de suministro de potencia reactiva,
tales como: unidades de generación, compensadores estáticos y sincrónicos; y
líneas de transmisión. Por otro lado ios LTCs de los transformadores del Sistema de
Potencia permiten controlar, dentro de un rango determinado, el voltaje de las barras
al que se encuentra conectado.
Todos estos elementos son de vital importancia en la operación segura y estable de
un Sistema de Potencia. En este capítulo, se analizan las características técnicas
de cada uno de estos elementos.
La compensación de reactivos en la carga es de vital importancia en el flujo de
potencia activa y reactiva en el Sistema de Potencia, razón por la cual se realiza un
estudio de los principales aspectos relativos a la compensación localizada de
reactivos en las barras de carga.
En primer lugar, se procederá a analizar el flujo de potencia hacia una carga
resistiva-inductiva (es decir con factor de potencia en atraso), conectada al Sistema
de Potencia a través de una línea de transmisión. El caso objeto de análisis, se
muestra en la figura 2.1.
R+jX
(a)
q
Eq
Figura 2.1 (a)Requerimientos de potencia aparente de unacarga resistiva-inductiva. (b) Diagrama fasorial de carga.
De donde:
Vp = \Ep\ = \Eq\ = \Ipq\o cp, el ángulo de factor de potencia de la carga y cos(p, el factor de potencia de
la carga.
Además, del diagrama fasorial, se concluye lo siguiente:
Vp2 = (Vq + AV)2 +
Vp2 = (Vq + IR Cos(j> +
(2.1)
+ (IX Cos<j> - IR Sin0)
P = Vq.l.Cos</>
Q = Vq.I.Sinf
,2
,2 _ PR+
Vq Vq
PX QRVq Vq
(2.2)
Comparando 2A y 2.2, se tiene:
Vq
"ir>(2.4)
Vq
La ecuación 2.3, representa el valor de variación ó la caída de voltaje de la barra q
con respecto a la barra p. Mientras que la ecuación 2.4, corresponde a la desviación
angular de la barra q con respecto a la barra p.
Por otro lado, se aprecia que en líneas de transmisión en alto voltaje la resistencia R
de la línea es mucho menor que la inductancia X de la misma, es decir R«X, por
ello se pueden simplificar aún más las ecuaciones 2.3 y 2.4, de la siguiente forma:
A T / QX A J P PXAK = - y A5 = (25}
Vq y Vq ^'°'
De las ecuaciones aproximadas de flujo de potencia por una línea de transmisión,
señaladas en 2.5, se observa que:
• Los requerimientos de reactivos de la línea de transmisión, se deben a la
reactancia inductiva X de la línea.
© La caída de voltaje AV en magnitud depende fundamentalmente de flujo de
potencia reactiva Q.
10
« La desviación angular A§ entre las dos barras depende fundamentalmente del
flujo de potencia activa P.
De lo anterior se puede apreciar que la compensación de reactivos de la carga, tiene
como objetivo suministrar los requerimientos de reactivos de la carga, lo más cerca
posible de la misma, conociéndose este procedimiento como "Corrección del factor
de potencia".
También se debe tomar en cuenta que los voltajes nodales del Sistema de Potencia
deben encontrarse dentro de una banda operativa, para lo cual será necesario
realizar un análisis de "Regulación de voltaje" entre las barras del sistema.
A continuación se presenta el desarrollo teórico de los procedimientos de Corrección
del factor de potencia y Regulación de voltaje.
Para analizar la Corrección del factor de potencia de la carga, se toma en cuenta el
caso en que la carga demanda potencia reactiva del sistema. Como ya se señaló
anteriormente, será necesaria la compensación localizada de reactivos, en aquellas
barras que presentan un factor de potencia distinto del factor de potencia de
operación del sistema, el cual no necesariamente debe ser unitario y que más bien
responde a la condición de demanda de la carga,
En términos generales, se puede señalar que por definición las barras de carga
absorben potencia activa y reactiva del sistema de potencia, de ahí que presenten un
factor de potencia en atraso o inductivo, en el que la corriente atrasa al voltaje.
Aunque también puede darse el caso en el que la carga absorbe potencia activa y
entrega potencia reactiva al sistema de potencia, en cuyo caso la carga presentaría
un factor de potencia en adelanto o capacitivo, En la figura 2.2 se presenta una
11
carga con factor de potencia inductivo, conectada a una barra del sistema de
potencia.
E I
P-HQ
i
Figura 2.2 Carga resistiva-inductiva
El requerimiento de potencia aparente al nodo de carga se encuentra dado por:
(2.6)
Y la correspondiente inyección de corriente al nodo de carga, estará dada por:
E _ PZO" -(R-jQ) ^ 7R _ . VX
De donde se aprecia que la corriente I atrasa al voltaje de la barra E con un ángulo
Expresando el valor de la potencia aparente, a partir de la ecuación 2,6, en función
de la magnitud del voltaje de la barra V y las características de la carga, se tiene:
?7"2 £• T7"2 y (O ~7\ & V £ \¿J)
En la figura 2.33 se muestra el triángulo de potencia de la carga resistiva-inductiva.
12
s
Figura 2,3 Triángulo de potencia.
De la figura 2,3, se deduce que la potencia aparente S está compuesta por la
potencia activa P que se convierte en calor, trabajo mecánico, iluminación y otras
formas de energía y la componente reactiva Q que no se convierte en energía útil,
pero es indispensable para la transferencia y conversión de potencia activa desde los
puntos de generación hacia las barras de carga a través del sistema de transmisión.
Además, se define el factor de potencia de la carga, como fp = eos $.
. P P (2.8)
La compensación del factor de potencia de la carga, debe realizarse colocando un
compensador estático o sincrónico con una reactancia de tipo capacitiva (-jXc), que
contrarreste el efecto inductivo de la carga y de esta manera se pueda inyectar
localmente en la barra de carga, los requerimientos de reactivos de la misma y así
alcanzar un factor de potencia cercano a la unidad. En la figura 2,4, se muestra la
conexión en paralelo de un compensador estático en la barra de carga resistiva-
inductiva.
13
Is Ic
I I2.4 Conexión de un compensador estático
con reactancia capacitiva.
La Corrección del factor de potencia, ha causado la modificación de la corriente que
suministra el Sistema de Potencia hacia el nodo de carga, en la siguiente
proporción.
VXVRR2+X2 J R
r V -VIc = -i —-jXc Xc
VR ( V VX
Xc
La potencia aparente inyectada por el sistema a la carga, también varía según se
muestra en la ecuación 2,9:
= VIs*
14
+ Jf V2X
R2+X2 Xc(2,9)
De la ecuación anterior, se deduce el factor de potencia de la carga compensada:
fPs =p p
Q-Qc^p=Q-QcP
= Q => p = -z- (cos(|) es el factor de potencia de la carga)P t
í» - e U (2.10)
La ecuación 2.10, permite calcular el valor de la reactancia del compensador Qc
necesario para corregir el factor de potencia de la carga, en función de los
requerimientos de reactivos Q y el ángulo de factor de potencia cos<|> sin compensar,
teniendo como referencia el ángulo de factor de potencia Cos^s con compensación.
La figura 2.5 indica los requerimientos de compensación Qc/Q para una carga de
distintos factores de potencia.
15
0.7
Figura 2.5 Requerimientos de compensación paradistinto factor de potencia.
Finalmente, se debe señalar que la Corrección del factor de potencia en la carga,
dará lugar a una nueva distribución de reactivos por el Sistema de Potencia,
disminuyendo la caída de tensión y transporte de reactivos por el sistema de
transmisión.
La regulación de voltaje en barras del Sistema Eléctrico de Potencia, se define como
la diferencia entre la magnitud de voltaje sin carga y la magnitud del voltaje con
carga, medidos en la barra de interconexión de la carga con el sistema de
transmisión; sobre la magnitud del voltaje a plena carga. De lo anterior, se puede
deducir que la regulación de voltaje puede expresarse en por unidad o porcentaje.
Cuando la carga es P + jQ, como se aprecia en la figura 2.6:
16
E.+JX E2
P+jQ
1
Figura 2.6 Requerimientos de potencia de una cargaresistiva-inductiva.
Entonces EI >
regulación =E,-E,
Si se establece que E2 = V2 | 0° , y de las ecuaciones 2.3 y 2.4:
,_PR + QX .PX + QR
(2-11)
Figura 2.7 Diagrama fasorial de la carga.
PR + QX .PX-QR
2
J\->2 ' — * JL-J\-'2
,. rK + CM.V iy
— 2 _
2
' 2 '
'PX-QRK2
- i / ••72 K2
2
17
, ,regulación =V
QRf-1.0 (2.12)
Se puede llegar a mejorar el nivel de voltaje de una barra que demanda potencia
activa y reactiva del sistema de transmisión, colocando compensación localizada en
la barra de carga, De esta forma se inyecta la potencia reactiva necesaria para
mantener el voltaje de dicha barra dentro de una banda operativa determinada, para
la operación óptima del sistema de transmisión,
En la figura 2.8, se muestra el caso analizado:
Figura. 2.8 Circuito eléctrico y diagrama fasorial de la regulaciónde voltaje de una carga resistiva-inductiva.
18
Para realizar la regulación de voltaje en la barra de carga, se añade compensación
reactiva localizada, colocando en paralelo una impedancia capacitiva, cuya funciónserá inyectar los reactivos necesarios y de esta forma neutralizar el efecto inductivo
de la carga.
Obteniendo como efecto un aumento en el voltaje de la barra de carga y una
regulación de voltaje cercana a cero. Para el caso analizado en la figura 2.8, se tieneque el valor de la regulación de voltaje es:
(2.13)
La compensación Qc necesaria para hacer que la regulación de voltaje sea cero, se
calcula de la siguiente forma:
Se asume que: Qs = Q - Qc (2.14)
+ PR + (Q -
Resolviendo la ecuación se tiene lo siguiente:
V = O
= 0
Para resolver ia ecuación cuadrática, se agrupa los coeficientes de la siguiente
forma:
Sea X2 + R2 = a
2XV22 = b
2a-Aac (2.15)
19
De la ecuación 2.15, se deduce el valor de Qs y por tanto Qc = Q - Qs que es la
compensación necesaria para que la regulación sea cero.
Los transformadores con cambio tap, tienen la capacidad de controlar el voltaje en
las barras a las que se encuentra conectado, por medio pequeños ajustes en la
magnitud del voltaje, al cambiar la relación de transformación de los devanados del
primario o secundario ó en ambos devanados dependiendo de las condiciones
operativas del sistema de transmisión, lo que en muchos casos es suficiente para
mantener una buena regulación en las barras en donde está ubicado el
transformador y en las más cercanas a el.
Estos cambios en la magnitud del voltaje, por lo general se encuentran en el rango
de ±10%, en pasos finos; pero en algunos casos también se ejecutan ajustes en el
ángulo del fasor voltaje para control de flujo de potencia activa.
Los transformadores con derivaciones en los devanados, pueden cambiar la relación
de transformación, cuando se encuentren desenergizados (sin carga) ó cuando
estén energizados (con carga). A estos últimos se los denomina "Transformadores
cambiadores de derivación con carga LTCs", pudiendo ser maniobrados
manualmente y otros automáticamente mediante motores que responden a un
conjunto de relevadores que varían el voltaje a un nivel predeterminado. La
utilización de uno u otro tipo depende de la localización del transformador dentro del
Sistema de Potencia.
A continuación se realizará el análisis del modelo generalizado del transformador
con cambio de tap, encargado de alterar únicamente la magnitud del fasor voltajei y
20
luego se particularizará el análisis para el transformador con cambio de tap en un
solo devanado del transformador.
Como se señaló anteriormente, el modelo generalizado del transformador con
cambio de tap incluye las derivaciones en ambos devanados del transformador. En
la figura 2.9 se muestra el modelo eléctrico del circuito utilizado para el análisis:
Figura 2.9 Modelo generalizado del transformadorcon cambio de tap.
De donde:
Vi I 61 voltaje del devanado primario.
I-i magnitud de corriente del devanado primario,
z-i impedancia del devanado primario.
n-i número de vueltas del devanado primario.
V2 | 62 voltaje del devanado secundario.
I2 magnitud de corriente del devanado secundario.
z2 ¡mpedancia del devanado secundario.
n2 número de vueltas del devanado secundario.
21
Además, r\z> n-j.
Se establece la relación de voltaje del primario al secundario, mediante la ecuación
2.16:
Pj-Vl ,^2-V2
A
(2.16)
(2.17)
Despejando el valor de I2 de la ecuación 2.17 y reemplazándolo en la ecuación 2.16,
se obtiene la siguiente relación:
y - i = y +¿ /n2
De donde se puede calcular el valor de la corriente inyectada en el nodo 1 ó al
primario del transformador:
2
^-z + nzn2
1 2 27 Z + #
(2.18)
Si se define el valor de la reactancia de cortocircuito del transformador como:
1y ~ 7. 9. (2.19)
Finalmente se deduce el valor de la corriente inyectada al nodo 1, reemplazando la
ecuación 2.19 en 2.18, así:
(2.20)
22
Elaborando un análisis similar para la corriente inyectada en el secundario del
transformador, es decir ia corriente I2) se tiene:
V2(n, - n2)n2y (2.21 )
Con los resultados de las ecuaciones 2,20 y 2.21 , se puede graficar el modelo n (pi)
del transformador, el mismo que se presenta en la figura 2.10:
Figura 2.10 Equivalente n (pi) del modelo deltransformador generalizado.
Es importante destacar que ai aumentar el número de vueltas ó el tap en uno de ios
devanados, se produce como consecuencia el aumento de voltaje en aquel lado del
transformador, al mismo tiempo que disminuye el voltaje en el lado opuesto del
mismo. Un fenómeno opuesto ocurre cuando se disminuye el número de vueltas
mediante el cambio de tap, situación por la que se ha de coordinar adecuadamente
los cambios de tap, para mantener las mejores condiciones de voltaje en los nodos a
los que se encuentra conectado el transformador.
2.4.2
Es conveniente analizar el caso en el que el intercambiador de tap se encuentra en
un solo lado del transformador, ya que este procedimiento, facilita el control de
voltaje en los nodos de carga, en el que se desea mantener el nivel de voltaje dentro
de un nivel operativo determinado por condiciones de calidad de servicio.
23
El caso de estudio en esta sección, corresponde a una simplificación del modelo
generalizado del transformador con cambio de tap, pues uno de los devanados se
encuentra en su posición nominal (tap 1,0), mientras que en el lado en el que se va a
realizar el control de voltaje, se puede variar a conveniencia el tap para mantener
niveles de voltaje apropiados.
Así por ejemplo, se considera el caso en el que se mantiene fijo el tap en el lado
primario, es decir n-i=l y se pretende mantener variable el tap del devanado
secundario n2.
Los conceptos anteriores, reducen el modelo generalizado al modelo mostrado en la
figura 2.11, en la que se presenta el modelo n del transformador luego de tomar
como fijo el tap ni y variable el tap n2j además se asume el valor del tap n2 = t, así:
P
yl=ypq.t(t~l)
Figura 2.11 Circuito equivalente n, con cambio detap en el secundario del transformador.
Siendo: zpq = jxpq = y"1pq
xpq es la reactancia de cortocircuito del transformador en p.u.
24
A continuación se presenta un análisis de los diferentes valores que puede tomar el
tap del transformador de la figura 2.11, para realizar el control de voltaje en la barra
q-
El valor del tap t, puede tomar valores alrededor del valor nominal, entre 0.9 hasta
1.1 p,u.
A continuación se analizan estos valores agrupados en los siguientes casos:
- Si el transformador tiene el tap en la posición nominal t- 1.0, entonces:
yl = y2 = O
Figura 2A2 Transformador con tap nominal.
En este caso se puede apreciar que se mantiene la relación de transformación
nominal del transformador.
- Si t < 1.0 , es decir desde 0.9 a 1.0, se debe esperar que se tenga una
disminución del voltaje de la barra q:
* Ypq t < Ypg => Vpq es una reactancia inductiva
» La impedancia entre p y q aumenta.
25
y, =valornegativo
-'• Vi es un capacitor.
•'• Y2 es un reactorvalorpositivo
El modelo se convierte en:
Figura 2.13 Transformador con í<l
Lo que significa que ubicando la posición del tap en valores t < 1.0, se produce una
disminución del voltaje de la barra q, como acción de control, ya que un reactor
queda conectado a esta barra,
- Si t > 1.0, es decir desde 1.0 a 11 se debe esperar que se tenga un aumento en
el voltaje de la barra q:
-t > Ypq -> Ypq es una reactancia inductiva
La impedancia entre p y q disminuye.
y: = -ypq •'• Vi es un reactor.
•'• Ya es un capacitor.
valor-positivo
valoraíivo
26
Y el modelo se convierte en:
Figura 2.14 Transformador con t>1
De lo que se puede concluir que ubicando la posición del tap en valores t> 1.0, se
tiende a aumentar el voltaje de la barra q, como acción de control, ya que un
capacitor queda conectado a esta barra.
AI estudiar el comportamiento de las admitancias del equivalente n (pi) del
transformador, dependiendo de la colocación del tap del transformador, se aprecia
que la potencia reactiva absorbida por los ramales laterales del equivalente crece
lineal y cuadráticamente; como se muestra en la figura 2.15.
De esta manera se establecen las siguientes relaciones:
= (!-/) función linealypq
= t(t -1) función cuadrática
AI graficar las relaciones anteriores en función de t, se tiene:
27
yl es reactory2 es capacitor
1.05 1.1 1.15 1.2 1.25 1.37 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95
-0.1 -
-0.2-
-0.3 J
y1 es capacitory2 es reactor
Figura 2.15 Transferencia de potencia reactiva de los ramales paralelosdel transformador con cambio de tap.
En la figura 2.15, se puede apreciar que las ramas en paralelo del equivalente n del
transformador inyectan o absorben potencia reactiva según la posición en la que se
ubique el tap. Por ello, resulta de vital importancia colocar este tipo de elementos en
el sistema de transmisión, para aprovechar las ventajas en el control de voltaje por
medio de la variación del valor del tap del transformador.
28
Dos Sistemas Eléctricos de Potencia, pueden estar interconectados entre sí, con el
objetivo de satisfacer la demanda de potencia activa en uno de ios dos sistemas ó
simplemente por volver más económico el precio de la energía y por ello hacer más
competitivo el Mercado Eléctrico, El cambiador de tap tiene como misión controlar el
flujo de potencia reactiva entre los sistemas y garantizar que sus voltajes nodales
se encuentren dentro de rangos operativos deseables. En la figura 2.16 se muestra
este tipo de interconexión;
Figura 2.16 Interconexión de los SistemasEléctricos de Potencia A y B.
Analizando el caso de la figura 2.16, se asume que existe una transferencia de
potencia activa y reactiva desde el sistema A hacia el B, dado por So = Po + jQo
MVA, con tap nominal. Luego se produce una mayor demanda de reactivos del
sistema B, que hace que se incremente la potencia reactiva transferida en Qo +AQ
Mvar, por lo cual será necesario cambiar la posición del tap del transformador en un
valor superior al nominal de manera de inyectar más reactivos al sistema B y
satisfacer el nuevo requerimiento de reactivos.
Es importante señalar que el control de potencia reactiva por parte del tap, no
produce variaciones de tensión en los nodos p y q o los produce de manera
insignificante, debido a que se trata de dos sistemas de potencia de gran magnitud.
29
Por otro lado, la transferencia de potencia reactiva de la barra p a la q está dada por
la siguiente ecuación:
VD o VaQpq = -t2 - Vp-^tCosS
X X
Si se asume Vp = Vq = 1.0 pu y íap nominal t=l, entonces los requerimientos de
reactivos estarán dados por, que corresponde a un valor pequeño, ya que el valor de
cosS tiende a uno.
Entonces, reemplazando las aproximaciones de voltaje y tap, antes mencionadas:
QpqJ—--CosS = -(t2-tCos8)Á> Jí Jí
La variación del flujo de potencia reactiva, aproximadamente está dada por:
1 9LQpq = Qpq - Qpq0 = — ( t - tCosS -1 + CosS)
Lo que resulta:
1 , 7 x tD (2-22)
X
De la ecuación 2.22, se aprecia que, si se quiere transmitir reactivos desde el nodo
p a q se debe subir la posición del tap del transformador a valores mayores ai
nominal (t>1.0).
Realizando un análisis similar para el flujo de potencia reactiva desde la barra q a p,
se tiene:
Q^l (2,23)
Los requerimientos de potencia reactiva del transformador, se calculan realizando la
suma algébrica de las ecuaciones 2.22 y 2.23, así:
30
t -+ Ag^ = *- (2.24)
La ecuación 2.24 muestra que es posible transmitir grandes bloques de potencia
reactiva entre uno y otro sistema, cambiando la posición del tap de transformadores
de interconexión, pero se tiene también un incremento en los requerimientos de
reactivos del transformador.
Del análisis realizado en esta sección, se puede notar que si las fuentes de potencia
reactiva del sistema B, que demanda potencia activa y reactiva, están llegando a su
límite máximo, entonces los voltajes de este sistema, pueden llegar a descender por
falta de capacidad de regulación de voltaje en el mismo. Por ello es necesario
incrementar la transferencia de reactivos desde el sistema A (si este tiene esta
capacidad), modificando la posición del tap, lo que ocasiona que las fuentes de
generación de reactivos del sistema A incrementen su producción.
2.4.5 TRANSFORMADORES CON CAMBIO DE TAP CONECTADOS
En la configuración de un Sistema Eléctrico de Potencia, se pueden encontrar ciertas
regiones, en las que se encuentran transformadores con cambio de taps colocados
en paralelo con el objeto de ejercer un control sobre la potencia reactiva que fluye
por estos elementos, cuando la posición del tap es diferente entre los dos.
A continuación se analiza el caso en que uno de los transformadores mantiene el tap
en su posición nominal, mientras se varía la posición del tap del otro, de tal forma de
alterar el flujo de reactivos por los mismos. Además se realiza el análisis de esta
situación, mediante un ejemplo numérico, el cual permitirá apreciar de mejor manera
el fenómeno que se produce mediante esta configuración especial de
transformadores.
31
En la figura 2.17, se muestra el caso bajo estudio:
T2 t*1.05
P-fjQ
Figura 2.17 Transformadores colocados en paralelo, conposición de tap diferente.
Se asume la potencia total transferida a través de los transformadores como:
Sp = P + j Q = 0.8+j0.6pu
y que Eq = 1.o| O9
El diagrama de impedancias de secuencia positiva, está dado por la figura 2.18:
Sp -jl.Q
-jiO.5-jO.521
O.B+jO.6
J0.5
Figura 2.18 Diagrama de secuencia positivade los transformadores con cambio de tap.
Con estos datos se procede a calcular los parámetros necesarios para determinar el
flujo de potencia por cada uno de los transformadores, de la siguiente forma:
32
La matriz de corrientes inyectadas a los nodos, es igual al producto de la matriz
admitancia de barra y la matriz de voltajes nodales, es decir:
En este caso:
~Ypp YpqJEpYqp Yqq^Eq]
Ypp - -J21.02 Ypq = Yqp - J20.5 Yqq = -J20
Además: Iq =LO
Iq = YqpEp+Yqq => Ep = "* ~™~* = 1.005Z2.20Yqp
Los cálculos anteriores, permiten obtener el valor del flujo de potencia en cada
transformador:
Spq-n = Ep.I*pqt1 = Ep[(Ep - Eq)Ypqti]*
SpqT2 = EpPpqta = Ep[(Ep - Eq)Ypqt2 + EpYpo]*
De donde:
SpqTi=0.39+j0.05
SpqT2=0.41 +J0.58
De idéntica forma, se calcula el flujo que llega al otro extremo, así:
SqpTi = -Spq-n =0.39 + JO.04
SqpT2 = -SpqT2 =0.41 + J0.56
33
Los resultados se muestran en la figura 2,19:
0.39
0.04
0.41
0.8+J0.6
0.58 0.56
Figura 2.19 Resultados de los flujos de potencia por los transfor-madores con cambio de tap.
El cambio de tap en uno de los transformadores, ha causado que este tome la mayor
cantidad del flujo de potencia reactiva, mientras que por el transformador con íap
nominal, existe un mínimo flujo de reactivos. En cambio, si los transformadores
tuvieran el tap en la misma posición entonces se repartirían tanto la potencia activa
como reactiva, de manera equitativa.
El fenómeno de la distribución desigual de potencia reactiva por los transformadores
se produce, debido a la diferencia de tensión entre los transformadores, lo que
origina una corriente circulatoria para mantener los niveles de tensión en las barras p
y q al mismo valor para los dos transformadores. Lo dicho anteriormente se muestra
gráficamente en la figura 2,20:
Figura 2.20 Análisis aproximado
34
Av = 0.05 = pu
Avic = • • = jQ.25pu
yO.2 J F
La potencia reactiva circulatoria es:
Sc = j0.25p.u.
El flujo de potencia por cada transformador es:
STI = 0.5SL - Se = 0.4 + J0.05
ST2 = 0.5SL + Se = 0,4 + J0.55
Los valores obtenidos son prácticamente iguales a ios obtenidos anteriormente
Si ios dos transformadores tuvieran el tap en la misma posición, digamos t = 1,
entonces en este caso:
Ypp = -J20.0 Ypq = Yqp = J20 Yqq=-j20 [q - -Q.8 + J0.06
.8^Yqp J20 20
De los cálculos obtenidos en esta sección, se aprecia que bajo determinadas
circunstancias, el tap del transformador puede utilizarse para controlar el flujo de
potencia reactiva por los transformadores. Aquí si bien hemos mantenido Eq = 1.0
p.u. para explicar el ejemplo, en la realidad el voltaje que es aproximadamente
constante es Ep.
En el primer caso Vp = 1.0 y Vq = 1.05; mientras que Vp = 1.0 y Vq = 1.03 en el
segundo caso (igual tap); de tal manera que es posible controlar el voltaje Vq con
una estrategia adecuada de posicionamiento del tap entre transformadores para
producir corrientes circulatorias en uno u otro sentido, y de esta forma aliviar la carga
en uno de los transformadores que por alguna circunstancia se encuentre en
problemas y sea necesario limitar su transferencia de potencia.
35
Finalmente, es importante señalar que cuando ios transformadores presentan
diferencia en reactancias, es posible posicionar el tap de uno de ellos de tal forma
que se repartan equitativamente ei flujo de potencia que atraviesa estos elementos.
Es sumamente importante conocer ios fenómenos que se producen en la operación
de líneas de transmisión en el sistema de potencia, debido a que se debe conservar
el voltaje de ios extremos de la línea dentro de los límites operativos del sistema.
En una línea de transmisión, las expresiones que relacionan las magnitudes de
voltaje y corriente, indican que en la misma se presentan características resistiva,
inductiva y capacitiva, distribuidos uniformemente a lo largo de la misma,
produciéndose fenómenos interesantes, los mismos que serán analizados en esta
sección.
Se puede llegar a modelar con bastante exactitud el equivalente de la línea de
transmisión, con una rama en serie conformada por una impedancia resistiva-
inductiva, además de ramas en derivación con características capacitivas; lo cual se
muestra en la figura 2.21.
P q
R JXL
±=';Bc
Figura 2.21 Equivalente U de una línea de transmisión delongitud media.
36
Como se señaló anteriormente, se puede llegar a caracterizar a una línea de
transmisión en alto voltaje, mediante una impedancia serie con características
resistiva-inductivas e impedancias shunt de tipo capacitivo.
Por otro lado la relación resistiva-inductiva R/X en líneas de transmisión de aito
voltaje, tiende valores muy pequeños y por ello no se comete mucho error a! asumir
la resistencia de la línea de transmisión como un valor cercano a cero, para
simplificar el análisis.
Por ello, la impedancia natural Zo de una línea de transmisión que posee una
reactancia serie X/_(&) y una susceptancia capacitiva shunt Be (£T1), es:
Se debe señalar que el valor de la impedancia Zo, tiene que ver con los parámetros
de diseño de la línea, pero para líneas aéreas de alta tensión, éste valor se
encuentra en el rango de 200 a 400 £2.
Esto significa que las líneas de transmisión presentan un comportamiento cualitativo
más o menos similar, mientras que existen diferencias cuantitativas en lo que tiene
que ver con la longitud, nivel de voltaje y la cantidad de potencia que se ha de
transmitir por ellas.
Para llegar a determinar los requerimientos de reactivos de la línea de transmisión,
se considera en primer lugar una carga puramente resistiva conectada en uno de sus
extremos. Además se asume que la línea se encuentra operando en condiciones
37
nominales de voltaje Vo, entonces la potencia activa requerida por la carga es igual
a:
V2Po=-?-MW
Zo
Al valor de potencia activa transmitida en estas condiciones, se la denomina "Carga
Natural de la línea de transmisión" ó que la línea de transmisión se encuentra
transmitiendo potencia en el SIL de la línea.
Se puede notar que estas circunstancias, provocan como efecto, los siguientes
estados de operación de la línea:
La línea de transmisión por la que se transmite una potencia activa igual a su
SIL, no absorbe ni entrega potencia reactiva al sistema de potencia.
El nivel de voltaje en magnitud, en cualquier punto de la línea es el mismo.
El primer estado operativo, quiere decir que la potencia reactiva generada en la
capacitancia shunt de la línea de transmisión, es absorbida por al inductancia serie
de la misma; o sea que la línea está compensando a sí misma, los requerimientos de
reactivos para llegar a transmitir una potencia Po a la carga.
Por otro lado, el segundo estado operativo, significa que no existe caída de tensión
en la línea, a pesar de estar transportando la potencia Po a través de ella. En la
realidad sí existirá una pequeña caída de voltaje debido a la característica resistiva
de la línea de transmisión.
Gráficamente se expresan estos conceptos, mediante un circuito eléctrico compuesto
por una línea de transmisión conectada al sistema de potencia en el nodo p.
Mientras se tiene una carga resistiva conectada al extremo de recepción de la línea,
correspondiente a la barra q, así:
38
V2Bc =
Figura 2.22 Línea de transmisión totalmente compensada.
De la figura 2,22, se puede deducir que si se va a transmitir una cantidad de potencia
activa superior al SIL de la línea, es necesario transmitir también potencia reactiva,
ya que la inyección de reactivos de los ramales shunt de la línea V2Bc, no es
suficiente para satisfacer los requerimientos de reactivos de la misma Í2XL. Es decir
que:
I2XL > V2Bc (2.25)
En cuyo caso la línea empieza a actuar como reactor, es decir que demanda
potencia reactiva del sistema de potencia, entonces el voltaje en los extremos de la
línea estará dada por la relación 2.26, debido a la transferencia de potencia reactiva:
Vp> Vq (2,26)
Caso contrario, cuando se llega a transferir una potencia activa inferior al SIL, la línea
actúa como capacitor, es decir que inyecta reactivos al sistema de potencia en la
barra de interconexión p y que el voltaje en los extremos de la misma, se encuentra
dado por las relaciones mostradas en 2.27:
39
I2XL < V2Bc
y Vp < Vq (2.27)
La interpretación de las ecuaciones 2.25, 2.26 y 2.27, se presentan gráficamente en
la figura 2.23, así:
MVÁR
Potenciareactiva que
ábsrove del SEP
L4fc aumenta
L3 \d
Potenciareactiva (pe
entrega al SEP
Figura 2.23 Curva P-Q, para líneas de transmisión.
En la figura 2.23 se muestra los requerimientos de reactivos Q de varias líneas de
transmisión, en función de la potencia activa P y la longitud L de las mismas; para un
mismo nivel de voltaje.
En cuanto a la regulación de voltaje que se presenta en los extremos de la línea, el
voltaje del nodo de entrega q, varía en función de la potencia activa transmitida por
ella, como se muestra en la figura 2.24; considerando que se mantiene constante e
igual a 1.0 p.u el voltaje del nodo de entrega p.
40
Vqpu
Figura 2.24 Voltaje de la barra q, en función de latransferencia de potencia activa.
Además, la diferencia angular entre las dos barras Spq, también es función de la
cantidad de potencia activa transmitida a través de la línea. En la figura 2.25, se
supone un flujo de potencia desde el nodo p hacia el nodo q, ya que 6pq > 0.
Figura 2.25 Diferencia angular, en función de latransferencia de potencia activa.
Como se puede apreciar en las figuras anteriores, el control de voltaje y potencia
reactiva como consecuencia de la transferencia de potencia activa a través del
sistema de transmisión, resulta más complicado cuando hay que operar líneas de
gran longitud.
Entonces la transferencia de potencia por una línea no compensada, disminuye con
el aumento de longitud de la misma. Por esta razón se hace necesario establecer
41
una relación entre la potencia activa transmitida y la longitud de la línea, tomando en
cuenta sus límites de operación. Estos factores que influyen en la transmisión de
potencia a través de la línea de transmisión, se analizan en la siguiente sección.
En esta sección se estudia los límites de transmisión de potencia en una línea de
transmisión, causados por los requerimientos de reactivos de línea conforme
aumenta la demanda de potencia en la carga.
Los límites de transferencia de potencia en una línea de transmisión, tienen que ver
con los siguientes aspectos:
Límite térmico.
Límite por caída de tensión.
Límite de estabilidad de estado estable.
Se analiza cada uno de estos aspectos:
2.5.2.1
El límite térmico, se refiere más bien a las características de diseño de la línea de
transmisión, tales como la selección del conductor. Es importante indicar que para
las líneas de alto voltaje, las características ambientales tales como el efecto corona,
hacen que estas líneas tengan límites térmicos muy altos, y por ello no llegue a
cumplirse, este límite debido también a las condiciones operativas del sistema. Por
ello, el límite térmico, es crítico en líneas de los sistemas de distribución y de
longitudes menores a 50 km.
42
Entonces los límites que han de tomarse en cuenta para la operación de una línea
de transmisión, son la caída de tensión y el límite de estabilidad,
2.5.2.2 LÍMITE POR CAÍDA DE TENSIÓN.
Se pudo observar que un efecto de aumentar la transmisión de potencia en uno de
los extremos de la línea de transmisión, es la caída de tensión en el otro extremo de
la misma. Es por esta razón, que cuando se transmite potencia activa por líneas
largas, existen severas caídas de tensión, las cuales no deben superar al 5%, para
obtener un rango de voltajes nodales dentro de valores aceptables de calidad del
servicio.
En estas condiciones, un incremento en la transferencia de potencia, puede conducir
al sistema a un estado de inestabilidad en la magnitud de voltaje conocido como
"colapso de voltaje". Esto quiere decir que se debe evitar llegar al colapso de voltaje
del sistema.
2.5.2.3 LÍMITE DE ESTABILIDAD DE ESTADO ESTABLE.
A partir de ios estudios de Análisis Dinámico de sistemas de potencia, se puede
calcular la potencia eléctrica transferida por un generador a una barra infinita, en la
que se encuentra conectada una carga, a través de una línea de transmisión por
medio de la ecuación:
vvLlL (2.28)x
De donde:
Pe : potencia eléctrica transmitida.
Vi : voltaje del nodo terminal del generador.
V2 : voltaje de la barra infinita.
x : reactancia equivalente serie desde el generador hasta la carga
8 : diferencia angular entre la barra terminal del generador y la barra infinita.
43
De la ecuación 2.28, se puede ver claramente que el límite de estabilidad de estado
estable, para máxima de transferencia de potencia a través de una línea de
transmisión, corresponde a una diferencia angular de S = 90e, es decir:
(2.29)
Pero cuando se llega a esta condición de operación del sistema de potencia, se
presenta la inestabilidad del sistema, debido a la oscilación mecánica del eje del rotor
de los generadores que se encuentran entregando potencia al sistema. Es por ello,
que no se debe permitir en ningún momento que la diferencia angular llegue a 8 =
90Q.
Un buen índice o criterio, constituye el margen de estabilidad, definido como:
n/ _/ _/ x u-t<-i ~i Pmax - Pnormal 1rt. ._ _ _ .% de margen de estabilidad = xlOO (2.30)Pmax
Es recomendable que el margen de estabilidad, se encuentre más o menos entre el
30 al 35%, ya que se debe tomar en cuenta la posibilidad de un conjunto de
contingencias, tales como: cambios de transmisión en la línea debido a cambios de
carga, pérdida de generación, fallas temporales o permanentes con o sin despeje de
la misma, entre las más importantes. Lo que quiere decir que la máxima diferencia
angular entre las barras de generación y carga, ha de ser del orden de 40 a 45%, de
los cuales el mayor desplazamiento es producido por líneas muy cargadas.
44
Teniendo en cuenta los límites de transferencia de potencia señalados en la sección
2.5.2, se deduce que los límites críticos en la transferencia de potencia en líneas de
transmisión en alto voltaje, está dado por los límites de caída de tensión o por
estabilidad. Por otro lado, se ha encontrado que para líneas de transmisión de
longitudes menores a 200 millas, el factor limitante para el sistema es el de caída de
tensión; en cambio para líneas de longitudes superiores a 200 millas, el límite de
estabilidad es el limitante para la transmisión de potencia. El análisis anterior se
muestra en la figura 2.26, que corresponde a la Curva de capabilidad de la línea de
transmisión, denominada Curva de St.CIair, la cual conjuga estos dos límites:
3.0
3
0.5-
. CURVA DE MARGEN DE\D CONSTANTE (35%)
CURVA DE CAÍDA DEVOLTAJE CONSTANTE (5%)
CURVACOMBINADA DEGT. CLAIR
100 200i
300
REGIÓN DE i REGIÓN DELIMITE DE *S 1 |N LIMITE DEVOLTAJE ESTABILIDAD
400 500
Figura 2.26 Curva de capabilidad de la línea de transmisión.
Esto quiere decir que si se desea incrementar los límites de transferencia de potencia
por una línea de transmisión en particular y en el sistema en general, es
indispensable la compensación shunt o serie de la línea, cuando se alcance uno de
45
los límites de transferencia por la línea de transmisión, aspectos que se analizan en
la siguiente sección,
2.5.4 COMPENSACIÓN SHUNT DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN,
Es conveniente utilizar la Compensación shunt de líneas de transmisión, cuando se
quiere mejorar el límite de caída de tensión y con ello disminuir los requerimientos de
reactivos de la línea, los mismos que se incrementan conforme se aumenta ia
potencia activa transmitida a través de.ella, a valores superiores a su SIL.
Es decir que la compensación shunt, permite controlar el voltaje en aquellos puntos
en ios que se debe aumentar o disminuir el voltaje según las condiciones óptimas de
operación del sistema de potencia.
Si se añade compensación capacitiva, el valor de la susceptancia capacitiva de las
ramas paralelas del equivalente n de la línea, se incrementa en el valor ABc, lo que
causa que se modifique el valor de la impedancia natural de la línea Zo, al valor Z,
así:
XL (2.31)
De donde, Seo es la susceptancia propia de la línea
Además la impedancia natural de la línea de transmisión sin compensación, es:
(2.32)Bco
Para evaluar el efecto de éste incremento, se establece la relación entre las
ecuaciones 2.31 y 2.32:
Z XLBco Bco
Zo V B'cXL V B'c
40
La nueva potencia natural de la línea es:
Z(2.34)
De la ecuación 2.34, se deduce que la nueva potencia natural de la línea Pn, es
mayor que la potencia natural sin compensación Po, esto se muestra en la ecuación
2.35:
PnPo Eco Eco
(2.35)
De donde se aprecia que la potencia que puede transmitirse por una línea de
transmisión con compensación shunt y manteniendo voltaje nominal en sus
extremos se ve incrementada por el factor Jl + —- de su correspondiente SIL.V Eco
Al valor correspondiente a —-= — I ~ i , se lo denomina Grado o nivel deEco \Po )
compensación shunt. El efecto de la Compensación shunt de la línea de transmisión,
se gráfica en la figura 2.27:
98"-7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 -O
-1-2 -I
AQcQco
L Compensacióncapacitiva Pn
1.5 2.5Compensación
inducitiva
Figura 2,27 Grado o nivel de compensación shunt.
47
La Compensación serie de líneas de transmisión, tiene como objetivo disminuir la
reactancia de la rama serie del equivalente n de la línea de transmisión en un valor
de
-AXc, para de esta forma poder llegar a aumentar la cantidad de potencia transmitida
a través de la misma, disminuyendo el requerimiento de reactivos de la impedancia
serie.
El análisis matemático de la compensación se lo hace ahora de la siguiente forma:
IX'L \XL-¿±XcEco
Z \XL-bXc EcoZo V Eco XL V XL
Pn \Eco XL \Pno XL'Eco XL~kXc l _
La potencia natural se ve ahora incrementada por el factor
XL
' F
XL
^ —YDe donde: ^^- = 1-1 - , se denomina Grado o nivel de compensación serie,XL (Pn )
el
cual se muestra gráficamente en la figura 2.28:
48
AXc
Compensacióninductiva
PoPn
2.5Compensación
capacitiva
Figura 2.28 Grado o nivel de compensación serie.
En esta sección se pretende analizar las ventajas y desventajas de los
procedimientos antes descritos para la compensación de líneas de transmisión en
alto voltaje. Para ello será necesario utilizar las ecuaciones antes obtenidas en los
análisis de Compensación shunt y serie de líneas de transmisión.
Así por ejemplo, supongamos que queremos duplicar la capacidad de transmisión de
potencia a través de una línea de transmisión, entonces el valor de la potencia
natural de la línea sufre la siguiente modificación;
Po Bco Bco Qco• = 3.0
49
Es decir que, para duplicar la potencia natural de la línea, es necesario triplicar con
compensación, la potencia capacitiva que produce la línea sola.
Po=> M£ = -flY=0.75
XL 2XL
La potencia reactiva adicional que se inyecta por la compensación será;
= 0.75ZZ,(2/o)2 =3.QIo2XL
Como Io2XL = V2Bc = Qco , siendo /o la corriente de la línea al SIL
Por lo tanto:Qco
De los resultados anteriores, se puede apreciar que los dos tipos de compensación
producen el mismo efecto en la disminución de los requerimientos de reactivos e
incremento de la capacidad de transmisión de potencia activa. El limitante en la
utilización de compensación serie o shunt estará dado por la longitud de la línea
(límites de caída de tensión y de estabilidad) y por el costo en los equipos de
protección necesarios, al añadir una capacidad serie o shunt a la línea de
transmisión.
Es importante señalar que el límite de estabilidad de estado estable mejora
notoriamente con compensación serie, debido a la reducción de la componente
inductiva serie de la línea de transmisión, quedando prácticamente el mismo con la
compensación shunt, así:
50
VVPe = -^senS X'L=XL con compensación shuntX'L
X'L<XL con compensación serie.
El límite de potencia transmitida a través de la línea, será entonces:
a) Compensación reactiva shunt
Pe =-LUM XI
vr A vXL-AXc
Sin embargo no se puede compensar indefinidamente una línea, existiendo un límite
(alrededor de tres veces la potencia natural Po de la línea de transmisión)
especialmente para compensación serie, ya que pueden aparecer frecuencias
subsincrónicas, menores que 60 ciclos, las que dan lugar al fenómeno denominado
resonancia subsincrónica, (que ocasiona la ruptura del eje entre la excitatriz y el
generador) de los generadores que estén conectados a la línea de transmisión.
En resumen, la compensación shunt se utiliza en los casos en que el limitante es la
caída de tensión; en cambio la compensación serie, en aquellos casos en que la
estabilidad es el limitante. De esta forma se puede modificar la Curva de capabilidad
de líneas de transmisión ó Curva de St.Clair, en la figura 2.26.
51
En la actualidad, es muy común la utilización de los Compensadores Estáticos de
var (ó llamados también CEV), en el control de potencia reactiva en Sistemas
Eléctricos de Potencia; con el objetivo de poseer un perfil de voltaje más uniforme de
los nodos de la red de transmisión.
Los CEV, están constituidos por bancos de capacitores y/o reactores, según las
necesidades del sistema de potencia, es decir que son utilizados elementos pasivos
para la compensación de reactivos en barras del sistema de potencia.
Por otro lado, los nuevos avances en la Electrónica de Potencia y nuevas técnicas en
los circuitos de control, han facilitado aun más la aplicación de dispositivos en estado
sólido para la conexión y desconexión de estos elementos pasivos, llegando a
tiempos que se encuentran en el orden de 1 ciclo; logrando de esta forma satisfacer
con una buena aproximación los requerimientos de reactivos, del sistema de
potencia.
Entonces, mediante la implementación de los Compensadores Estáticos de var CEV,
se puede obtener las siguientes ventajas:
• Aumentar la cargabilidad del sistema de transmisión.
© Controlar los sobrevoltajes temporales y de estado estable en nodos del
sistema de
transmisión.
• Mejorar el límite de estabilidad transitoria del sistema de potencia.
® Mejorar la estabilidad dinámica, amortiguando las oscilaciones.
• Amortiguar las oscilaciones subsincrónicas.
« Permitir la compensación por fase en cargas monofásicas variables.
52
• Proporcionar la compensación reactiva-inductiva suficiente para el recierre
monopolar.
Como se aprecia, los CEV, mejoran varios aspectos en la operación de sistemas de
potencia. El análisis realizado en este capítulo, se limitan al estudio de los CEV, en
estado estable y los efectos que produce en el sistema de potencia; por ello se ha
llegado ha simplificar los aspectos relacionados con la modelación de la respuesta
del circuito de control. A continuación se enumera los diferentes tipos de CEV,
utilizados en sistemas de potencia.
Existen varios tipos de CEV, según los distintos tipos de necesidades ó
requerimientos de reactivos del nodo al que se encuentra conectado el
compensador. Es así, que a continuación se muestran las configuraciones típicas de
CEV y algunos de sus características más importantes:
La compensación de reactivos, mediante el Capacitor Conmutado con Tiristor CCT,
permite la conexión/desconexión de ramas de capacitores por medio de tiristores y el
voltaje aplicado es íntegro, razón por la cual no se generan armónicos durante la
conmutación de los capacitores. Esto quiere decir que, la inyección de potencia
reactiva se la realiza de una manera discreta.
53
.A.V.
\f rw p1"*"*
V I
2.29 CEV tipo CCT.
En el compensador Reactor Controlado con Tiristor RCT, la corriente que circula a
través de los reactores, se modula desde cero hasta la magnitud máxima por medio
de la modificación del ángulo de disparo de los tiristores, De lo anterior se puede
concluir que la corriente modulada de esta forma no es sinusoidal, es decir que se
generan componentes armónicos que podrían introducirse en la red de transmisión,
Para atenuar el efecto de los armónicos se debe utilizar conexiones adecuadas de
transformadores y filtros que eliminen este efecto negativo sobre el sistema de
potencia.
54
.A.V.
Figura 2.30 CEV tipo RCT.
Este tipo de compensador, corresponde más bien a una combinación de los modelos
a) y b). Esto se debe a que en distintos puntos del sistema de potencia, en
condiciones de demanda máxima, se puede llegar a necesitar los compensadores
del tipo CCT/RCT, ya que bajo estas condiciones de demanda, es importante contar
con un control fino de la potencia reactiva capacitiva inyectada a las líneas de
transmisión. De esta forma se logra mejorar la cargabilidad del sistema de
transmisión y además se cuenta con un soporte dinámico de voltaje en condiciones
de contingencias.
En cambio en condiciones de demanda mínima, las líneas de transmisión pueden
llegar a estar sumamente descargadas produciendo un excedente de reactivos en el
sistema de transmisión y además sobrevoltajes en ciertos nodos del sistema de
potencia. En estas circunstancias, el compensador CCT/RCT reduce los
sobrevoltajes causados por el exceso de reactivos en el sistema de potencia.
55
Evitando así la operación de los generadores del sistema de potencia en condiciones
de subexcitación, es decir absorbiendo reactivos del sistema de transmisión.
Á.V.
a 2.31 CEVtipoCST/RCT.
El compensador Transformador Controlado con Tiristores TCT, tiene un
comportamiento similar al compensador Reactor Controlado con Tiristor RCT, es
decir que la corriente que circula a través de los devanados del transformador, se
modula desde cero hasta la magnitud máxima por medio de la modificación del
ángulo de disparo de los tiristores. Además se generan componentes armónicos,
debido a que la corriente no es sinusoidal, lo cual se evita mediante conexiones
adecuadas de transformadores y filtros que eliminen los armónicos en el sistema de
transmisión.
56
YA
.A.V.
2-32 CEV tipo TCT.
En el tipo de compensador Capacitor conectado con interruptor y Reactor controlado
con Tiristores RCT, corresponde a una variación del modelo tipo b), pero además
existe la posibilidad de conectar capacitores, directamente al nodo objeto de
compensación. Por ello, se puede concluir que en este nodo es necesaria la
compensación reactiva capacitiva, permitiendo un control más fino por medio de la
rama inductiva controlada con tiristiores y el capacitor.
.A.V.
I -^^-w^-wX-v^w
A
Figura 2.33 CEV tipo RCT / CCI.
57
Se puede considerar al Compensador Estático de var, como una susceptancia
variable que cambia el valor de su admitancia, de acuerdo a las variaciones de
voltaje de la barra controlada.
Entonces se tiene como objetivo regular el voltaje de un nodo del sistema de
potencia, por medio del control de un elemento pasivo, es decir mediante la
inyección/absorción de potencia reactiva de la barra controlada. Esta situación es
posible mediante la conversión de la señal de error de voltaje en una señal de
cambio del valor de susceptancia.
V
Figura 2.34 Diagrama de bloques del sistema de control del CEV.
Para estudios de estabilidad transitoria, es común utilizar el diagrama de bloques
mostrado en la figura 2.34; en el cual no se incluye el modelo del filtro ni la
distribución de susceptancias, debido a que las constantes de estos modelos son
muy pequeñas comparadas con las frecuencias de oscilación.
Por otro lado, si el valor de la variación de voltaje AVx ó señal de error sea igual a
cero, entonces se mantendrá el valor de la susceptancia y además, permanecerían
constantes la corriente que circula por el Compensador Estático de var CEV y el
voltaje de la barra controlada.
Lo anteriormente dicho se muestra en la ecuación 3.36, así:
58
(2.36)
De donde:
AVx : señal de error de voltaje.
VREF: voltaje de referencia de la barra controlada.
K¡: pendiente del compensador estático.
/ ; corriente reactiva que inyecta el CEV al sistema de potencia.
V. voltaje de la barra controlada.
La ecuación 2.37, muestra las características del compensador CEV en estado
estable en función del VREF y la pendiente del compensador, así:
V = V + K JY ¥ REF T l* (2.37)
En la figura 2.35, se analizan el comportamiento en estado estable del CEV, obtenido
a partir de los resultados de la ecuación 2.37.
Capacitiva Inductiva
Figura 2.35 Características del CEV en estado estable.
59
En la recta B, se puede apreciar que el voltaje a controlar varía en función de la
inyección de reactivos del CEV y además que el voltaje de referencia VREF, se
consigue únicamente cuando el CEV no inyecta reactivos al sistema de potencia.
En cambio en la recta A, se ha eliminado el efecto de la corriente del compensador
CEV, obteniéndose de esta forma un control plano en el valor de del voltaje de
referencia
Resulta interesante conocer el efecto de la variación del voltaje de referencia en el
compensador CEV, como se muestra en la figura 2.36, lo que produce el
desplazamiento de las características de acuerdo al valor seleccionado como voltaje
de referencia. Lo cual a su vez, permite modificar el valor del voltaje controlado y la
inyección de reactivos del compensador al sistema de potencia. Esta característica
del CEV permitirá al operador cambiar la inyección de reactivos y coordinar
efectivamente el control de voltaje en los nodos del sistema de potencia, según las
condiciones operativas del sistema.
REF1
Capacitiva Inductiva
2.36 Características del CEV con diferentesreferencias de voltaje
60
Cuando se conecta ó desconecta elementos pasivos para el control de voltaje en los
nodos del sistema de potencia, se tiene un control no continuo de voltaje, es decir un
control discreto sobre las susceptancias de capacitores o reactores del
compensador.
En el control discontinuo de voltaje, se tendrá necesariamente una banda de
tolerancia alrededor de la característica de control continua, en la cual se encontrará
el verdadero punto de operación del sistema de potencia. Además el ancho de esta
banda de tolerancia, tiene que ver con las características del sistema de potencia y
de la magnitud de los pasos del compensador.
La figura 2,37, presentan las características de voltaje-corriente V-I, de un CEV
compuesto por cuatro capacitores que se conectan ó desconectan por pasos, con el
objeto de inyectar potencia reactiva del sistema de potencia y controlar el voltaje de
la barra a la que se encuentra conectada, mostrando puntos de operación discretos
de acuerdo a los valores de susceptancias del compensador.
ControlPlano 1
v^ ^" \ContronjT "^ Nv ^ \o " ^ N . \>
Capacitiva
— Banda
61
Figura 2,37 Características del CEV con pasos discretos desusceptancia.
Los Compensadores Sincrónicos de Potencia Reactiva, no son más que máquinas
sincrónicas, a las cuales se ha desacoplado la turbina del generador. Esto se
realiza con el objeto de mantener el generador girando a velocidad sincrónica y bajo
estas condiciones modificar la corriente de campo para inyectar ó absorber potencia
reactiva. En ésta sección se muestra la curva de capabilidad de una máquina
sincrónica, la misma que puede estar operando como generador ó motor según sean
las necesidades del sistema de potencia.
Cuando la máquina sincrónica, entrega potencia activa al sistema de potencia, se
dice que la máquina actúa como un generador de corriente alterna, impulsado por
una turbina para convertir la energía mecánica en energía eléctrica. Por otro lado,
cuando la máquina sincrónica absorbe potencia activa del sistema de potencia, se
encuentra trabajando como motor, ya que convierte la energía eléctrica en energía
mecánica.
Además en cualquiera de los dos estados de operación antes mencionados, la
máquina sincrónica está en capacidad de transferir reactivos ai sistema de potencia,
ya sea entregando potencia reactiva, en cuyo caso se dice que la máquina se
encuentra Sobrexcitada; ó absorbiendo potencia reactiva, es decir en estado
62
Subexcitado.
A continuación se analizan los límites de transferencia tanto de potencia activa y
reactiva, considerando los límites y restricciones de operación de la máquina
sincrónica.
La Curva de Capabilidad de Máquinas Sincrónicas, determina los límites de
operación en estado normal de la máquina sincrónica. En esta curva, están
intrínsecamente considerados el voltaje terminal, el voltaje interno de la máquina,
la corriente de excitación y la corriente de armadura. Es decir, que ésta curva
relaciona la disponibilidad de potencia reactiva de acuerdo con la potencia activa
entregada ó absorbida al sistema de potencia, según la máquina se encuentre
operando como generador ó motor, respectivamente.
En ésta sección se realizará un análisis de la máquina sincrónica, cuando es
operada como generador, entonces la potencia activa generada por la máquina se
inyecta a través de un sistema de transmisión, para luego ser consumida por
nodos de carga. Se señala además, que el análisis para el motor sincrónico, es
similar, ya que la única diferencia radica en que la potencia activa es absorbida
por la máquina del sistema de transmisión. Como se indicó anteriormente, la
máquina sincrónica, generador ó motor sincrónico, es capaz de entregar ó
absorber potencia reactiva, dependiendo de los requerimientos de reactivos del
sistema de potencia.
Por ello, es importante conocer los límites de operación de todas las fuentes de
reactivos del sistema de potencia, para la solución del flujo de potencia. En el
caso particular de los Compensadores Sincrónicos, se debe tener en cuenta
ciertas restricciones de operación, para que el generador ó motor sincrónico
trabaje dentro de las zonas seguras de operación y de ésta manera prevenir de
63
riesgos innecesarios a la unidad, tales como sobrecalentamiento, esfuerzos
anormales mecánicos y eléctricos.
Las principales restricciones que se deben tomar en cuenta son las siguientes:
Límite de Corriente de Armadura.
Límite de Corriente Máxima de Excitación.
Límite de Corriente Mínima de Excitación.
Límite de Estabilidad Estacionaria, y,
Límite de Potencia Activa Mínima y Máxima.
En ésta sección se analiza los límites de operación de los generadores
sincrónicos, pero previamente, será necesario definir las ecuaciones de potencia
activa y reactiva de éstas máquinas sincrónicas, cuando se encuentran operando
en estado estable.
2.7.1.1 MODELOS MATEMÁTICOS DE GENERADORES DE ROTOR CILINDRICO
Los generadores sincrónicos se clasifican, según la construcción del rotor, en
Generadores de Rotor Cilindrico, y Generadores de Polos Salientes. Mientras que
las turbinas utilizadas más frecuentemente son las de Vapor o Gas y las
Hidráulicas.
Los Generadores Hidráulicos, poseen un gran número de polos y por ello bajas
velocidades. En cambio, los turbogeneradores trabajan a altas velocidades y por
ello poseen uno o dos pares de polos, debido a los grandes esfuerzos mecánicos
a los que está sujeto el rotor.
Las ecuaciones de potencia activa y reactiva en estado estable, se determinan
para el Generador de Rotor Cilindrico y de Polos Salientes, de la siguiente forma:
64
El diagrama fasorial de voltajes, para un Generador Sincrónico de Rotor Cilindrico,
se muestra en la figura 2.38, en el cual no se ha tomado en cuenta la resistencia
estatórica Ra,
Ef
'jXdla
Figura 2.38 Diagrama Fasorial del Generador de Rotor Cilindrico.
Para el cual se tiene las siguientes ecuaciones de potencia activa y reactiva:
VtE(2.38)
VE V2?- (2.39)
Donde;
Ef Voltaje de Campo.
Vt Voltaje terminal.
8 Ángulo de transferencia de potencia activa.
Xd Reactancia en el eje directo.
El diagrama fasorial de voltajes, para un Generador Sincrónico de Polos Salientes,
se muestra en la figura 2,39, en el cual no se ha tomado en cuenta la resistencia
estatórica Ra.
65
Eq
Ef q
jXqlq
jXdld
Figura 2.39 Diagrama Fasoriai del Generador de Polos Salientes.
Para el cual se tiene las siguientes ecuaciones de potencia activa y reactiva:
„ ',-Y ~ V.2sen2SP = —-sen¿>+- '
X,(2.40)
_^/%d « y
Donde:
Ef Voltaje de Campo.
\/f Voltaje terminal.
§ Ángulo de transferencia de potencia activa.
Xd Reactancia en el eje directo.
Xq Reactancia en el eje en cuadratura.
-(Xá-X¿2XdX(í
(2.41)
El límite de potencia aparente, está determinado por la máxima corriente de
armadura que fluye por los devanados estatóricos. Por ésta razón, el límite de
corriente máxima de armadura, se encuentra dado por el lugar geométrico para la
corriente nominal de operación In, tomando una variación del ángulo de factor de
potencia <j> entre 0Q y 180Q, obteniéndose una ecuación cuadrática, así:
66
Sn = Vtlrí
i i i t i i i i i f i i r t i i i t i
-0.5
Figura 2,40 Límite de Corriente de Armadura.
(2.42)
(2,43)
2.7.1.3
Él límite de potencia reactiva máxima transferida por el generador, está restringido
por la corriente máxima que puede circular en el campo, así como también por la
capacidad del suministro a la excitación. Este límite se relaciona físicamente con
el límite térmico de los devanados del rotor.
Para determinar el límite de potencia reactiva, a través de la corriente máxima de
excitación, es necesario conocer previamente la Potencia Reactiva Máxima del
generador Qmáx, el cual es un dato usualmente conocido; para de ésta forma
calcular el Campo Máximo de Excitación, el cual está relacionada directamente
wl, fcon la Corriente Máxima de Campo por medio de la relación Ef =—¡=S-If. Lo
•v2
señalado se muestra en la figura 2.41.
67
Región deSobreexitación
Figura 2.41 Límite de Corriente Máxima de Excitación.
A continuación se presentan las ecuaciones de potencia activa y reactiva para los
Generadores de Rotor Cilindrico y Polos Salientes.
Si se reemplaza el valor de § = 0Q en la ecuación 2.39, se tiene el valor de Efmáx,
así;
J fmáx (2.44)
Si la ecuación 3.43 es reemplazada en la ecuación de potencia activa 2.38 y
despejando el valor del ángulo 5*, así:
o* -io =senP
t*" -
(2.45)
v M y
Finalmente, se obtiene el valor de potencia reactiva Q para un valor de potencia
activa P, a partir de las ecuaciones 2.44, 2.45 y 2.39.
QV? £»*coso - YL
x., . (2.46)
68
Si se reemplaza el valor de 6 = 0Q en la ecuación 2.40, se tiene el valor de Efmáx,
de igual forma que en la ecuación 2.44, y para un valor dado de potencia activa P:
(2.47)
Finalmente, se calcula el valor del ángulo 5 , por el Método de Newton-Raphson,
para determinar el valor respectivo de potencia reactiva Q de la ecuación 3.40,
así:
2XdXq(2.48)
2.7.1.4 LIMITE DE CORRIENTE MÍNIMA DE EXCITACIÓN.
El límite de Corriente Mínima de Excitación, tiene que ver con la pérdida de
sincronismo del generador por insuficiente excitación, es por ello que es necesario
definir un límite para la Corriente Mínima de Excitación de Campo. La Potencia
Reactiva Mínima Qmín del generador es un dato usualmente disponible, para
luego calcular el Campo Mínimo de Excitación, el cual se relaciona directamente
wLcon la Corriente Mínima de Campo por medio de la relación E =—^/ . En la
•v2
figura 2.42, se muestra el límite señalado:
69
Región deSubeHcitacíÓEí
Figura 2.42 Límite de Corriente Mínima de Excitación.
Al reemplazar el valor de § = 180Q en la ecuación 2.39, se obtiene el valor de
Efmín, así:
r- _ tímtn-X-d 77
K(2.49)
Reemplazando el resultado de la ecuación 2.49, en la ecuación de potencia activa
2.38 y despejando el ángulo 5*, se tiene:
c** -1ó = sen-P
L(2.50)
Finalmente, se obtiene el valor de potencia reactiva Q para un valor de potencia
activa P, a partir de las ecuaciones 2.49, 2.50.y 2.39.
Q= -X*
V2(2-51)
De la ecuación 2,41, con el valor de 6 = 180Q, se tiene el valor de Efmín, de igual
forma que en la ecuación 2.49, y para un valor dado de potencia activa:
70
T/2 ^ V2 ( Y — Y \» £* + '* " «sen2Ó* (2.52)
1 '
Finalmente, se calcula el valor del ángulo 8*, por el Método de Newton-Raphson,
para determinar el valor respectivo de potencia reactiva Q de la ecuación 2.41,
así:
(2.53)Xd \dXq 2XdXt¡
2.7.7.5
Cuando el generador opera con factores de potencia en adelanto, puede
producirse la pérdida del sincronismo de la máquina, debido a que la máquina
opera en condiciones de subexcitación (absorbiendo reactivos del sistema).
Por ello, se debe establecer un margen de seguridad, en éstas condiciones de
operación del generador, mediante la reducción de la potencia activa para permitir
un incremento de carga de un 10%, previo a la condición de inestabilidad. Es
importante señalar, que éste margen también considera las variaciones en el
sistema en estado estable, la falta de precisión en las constantes de la máquina y
del sistema, incrementos en las reactancias debido a pérdidas en las líneas de
transmisión, etc.
En la figura 2.43, se presentan la característica de límite de estabilidad
estacionaria de un generador sincrónico, para los siguientes casos:
Sin regulador de voltaje.
Regulador de voltaje de acción no continua, y,
Regulador de voltaje de acción continua.
71
Las ecuaciones para la característica Sin regulador de voltaje, se muestran a
continuación:
voltajede acción no continua
Regulador de ^^ ,de acción continua * '
Sin regalador
O
Factor de Potenciaen Adelanto
-Q
Figura 2.43 Límite de Estabilidad Estacionaria.
A partir de la ecuación 2,38 y para potencia máxima, es decir 8 = 903, se tiene;
"fo V,(2.54)
Si se reduce el 10% de la potencia activa nominal, 0.1 Pn al valor de Po, el ángulo
se obtiene a partir de la ecuación 2.38, así:
C»#o = sen-i CP.-O.LP.X,(2.55)
Por último, el límite de potencia reactiva, se calcula a partir de las ecuaciones
2.39, 2.54 y 2.55.
= Pn.cos<5* --X,,
(2.56)
72
En primer lugar se debe calcular la potencia reactiva nominal Qn, a partir de Po y
Sn, por medio de Qn=-S*-P* , para determinar los valores de Efh y ¿h,
resolviendo las ecuaciones no lineales 2.40 y 2.41 por el método de Newton-
Raphson.
Luego se calcula el ángulo máximo de la máquina 8m, para máxima potencia
igualando la deriva de la ecuación 2.40 a cero, Resolviendo ésta derivada, se
obtienen los siguientes resultados:
cosg, = -' ^ (2.57)
donde:
í — • j n —Xd 2XdXq
Después se reemplaza el valor de Sm y se despeja el valor el campo máximo Efo:
PXd t d < ¡ J ojf /O CON; ^ —sen2S (2.58)3 VtsenS 2Xqsen8
Se aplica la reducción del 10% de Pn al valor de Po y se obtiene un valor de P:
P = P0-Q.l.Pn = -^^-senS* + T d " « sen26* (2.59)Xd 2.XdX
De la ecuación 2.58, se debe calcular el ángulo 6* por el método de Newton-
Raphson. Finalmente se obtiene el valor de potencia reactiva Q, reemplazando el
valor del ángulo 5* y Efo en la ecuación 2.41, así:
Xd
« . d . d -cosd -- ~ + - ~cos2¿) (2.60)
73
2.7.1.6 LIMITE DE POTENCIA ACTIVA MÁXIMA YMINIMA.
Los límites de potencia activa máxima y mínima, están limitados por la máxima y
mínima potencia mecánica disponible al eje de la máquina motriz y sus
componentes. Estos límites son valores usualmente conocidos, y además
esenciales para la solución del flujo de potencia del sistema.
El límite de mínima potencia activa, posee un valor considerable en las máquinas
térmicas, debido a los requerimientos de estabilidad térmica en la combustión. En
la figura 2.44, se presentan la ubicación de los límites de potencia activa máxima y
mínima de un generador sincrónico.
-Q
Eítfax^Tmbiiia
/.
írI
"XV\l \a \a 2.44 Límite de Potencia Activa Máxima y Mínima.
A continuación se presenta la Curva de Capabilidad del Generador Sincrónico de
Rotor Cilindrico y de Polos Salientes, las cuales fueron graf¡cadas siguiendo el
desarrollo matemático obtenido para determinar los límites de operación segura de
la máquina sincrónica.
74
Se h
a gr
afic
ado
la c
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76
La Ley que rige el Sector Eléctrico del País, es la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico (LRSE); promulgada en el mes de octubre de 1996. La misma que
establece en el Artículo 5, los siguientes objetivos fundamentales en lo referente a la
calidad del servicio de electricidad:
a) Proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad
que garantice su desarrollo económico y social;
b) Promover ¡a competividad de ¡os mercados de producción de
electricidad y las inversiones de riesgo del sector privado para asegurar
el suministro a largo plazo;
c) Asegurar la confiabilidad, igualdad y uso generalizado de los servicios e
instalaciones de transmisión y distribución de electricidad;
d) Proteger los derechos de los consumidores y garantizar ¡a aplicación de
tarifas preferencia/es para ¡os sectores de escasos recursos
económicos;
e) Reglamentar y regular la operación técnica y económica del sistema, así
como garantizar el libre acceso de los actores del servicio a las
instalaciones de transmisión y distribución;
77
f) Regular la transmisión y distribución de electricidad, asegurando que las
tarifas que se apliquen sean justas tanto para el inversionista como para
el consumidor;
g) Establecer sistemas tarifarios que estimulen la conservación y el uso
racional de la energía;
h) Promoverla realización de inversiones privadas de riesgo en generación,
transmisión y distribución de electricidad velando por la competitividad de
los mercados;
i) Promoverla realización de inversiones públicas en transmisión;
j) Desarrollarla electrificación en el sector rural; y,
k) Fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos no
convencionales a través de los organismos públicos, las universidades y
las instituciones privadas*.
De los objetivos de la LRSE, se puede apreciar que los literales a), b), c), e) y f);
hacen referencia al Control de voltaje, ya que se menciona que se debe proporcionar
un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad. En cuanto a las Transacciones
de potencia reactiva, se promueve la competitividad de los mercados de producción
de electricidad. Además se reglamenta y regula la operación técnica y económica
del sistema de potencia, la transmisión y distribución de electricidad e encuentran
reguladas por el hecho de ser monopolios naturales.
Además en el Artículo 45 de la LRSE, se señala que:
1 Objetivos de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), pág. 2.
78
El mercado eléctrico mayorista (MEM) estará constituido por los generadores,
distribuidores y grandes consumidores incorporados al Sistema Nacional
Interconectado.
Las transacciones que podrán celebrarse en este mercado son únicamente ventas
en el mercado ocasiona! o contratos a plazo. El Mercado Eléctrico Mayorista
abarcará la totalidad de las transacciones de suministro eléctrico que se celebren
entre generadores; entre generadores y distribuidores; y, entre generadores y
grandes consumidores. Igualmente se incluirán las transacciones de exportación o
importación de energía y potencia2.
Mientras que en el Artículo 47 de la LRSE, relacionado con el mercado ocasional ó
spot, se menciona lo siguiente:
Los generadores podrán vender energía eléctrica en el mercado ocasional.
Los generadores, distribuidores y grandes consumidores podrán, por su
parte, comprar en el mercado ocasional. Las transacciones en dicho
mercado se ajustarán a las siguientes reglas:
a) Las ventas que realicen los generadores serán las que resulten de la
generación de las unidades que despache el Centro Nacional de Control
de Energía, conforme lo establece esta Ley; y,
b) Las compras que realicen los distribuidores y grandes consumidores en
el mercado ocasional se valorizarán al precio que periódicamente fije e!
Centro Nacional de Control de Energía de acuerdo con el literal anterior y
los procedimientos que para el efecto se determinen en el Reglamento 3.
2 Art.45 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), pág. 18.3 Art47 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), pág, 19.
79
Esto significa que las transacciones de compra-venta de energía en el mercado
ocasional, deben ser remuneradas a los diferentes Agentes del MEM al precio que
periódicamente determine el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), por
medio de fórmulas económicas previamente aprobadas por el Consejo Nacional de
Electricidad (CONELEC), mediante la emisión de Regulaciones y Reglamentos.
Como se señaló anteriormente, la LRSE se complementa con Regulaciones y
Reglamentos, para permitir el normal funcionamiento del MEM.
Entonces la Regulación que establece los procedimientos para el cumplimiento de
las normas de calidad sobre el Control de Voltaje y Potencia Reactiva, por parte de
los Agentes del MEM en condiciones normales y en emergencia; es la Regulación
No. CONELEC - 005/00 "Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM",
promulgada el 9 de agosto del 2000 y a la que deben sujetarse los generadores,
transmisor, distribuidores, el CENACE y clientes del sector eléctrico.
Además, el Artículo 28 del Reglamento para el Funcionamiento del MEM, establece
que:
Todos los agentes del MEM son responsables por el control del flujo de potencia
reactiva en sus puntos de intercambio con el MEM, en función de las Regulaciones
que emita el CONELEC sobre la materia.
En base al equipamiento para suministrar potencia reactiva, declarado por los
generadores, transmisor, distribuidores y grandes consumidores, el CENACE
verificará el cumplimiento de la calidad del servicio, esto es, niveles de tensión y
80
sobrecarga del equipamiento y se determinará los cargos fijos que deben abonar los
Agentes del mercado por el incumplimiento de las Regulaciones 4.
A continuación se analiza la participación de los Agentes del MEM en el flujo de
potencia reactiva, según lo señala la Regulación 005/00:
Es responsabilidad de los Agentes:
Enviar al CENACE la Curva P-Q o Curva de Capabilidad actualizada, con
indicación de las zonas seguras de operación en estado estable, de cada una de
sus unidades y, de ser el caso, incluir las restricciones que impidan su máximo
aprovechamiento.
Entregar reactivos hasta el 95% del límite de potencia reactiva (inductiva o
capacitiva), en cualquier punto de operación que esté dentro de las características
técnicas de las máquinas, de acuerdo a lo solicitado por el CENACE.
En forma temporal, cuando así lo solicite el CENACE, entregar el 100% de la
capacidad de generación de reactivos, establecida en las curvas P-Q de sus
unidades, en períodos de hasta 30 minutos, con intervalos que permitan mantener
las condiciones normales de operación de la unidad,
Ubicar el tap del transformador de elevación en ¡a posición que lo solicite el
CENACE, con la finalidad de aprovechar al máximo la producción de potencia
reactiva.
Efectuar los ajustes en los taps de los transformadores de servicios auxiliares
para poder operar dentro de su curva de capabilidad.
{Art.48 del Reglamento para Funcionamiento del MEM, pág, 19,
81
Informar si sus generadores pueden operar como compensadores síncronos; y,
en caso contrario, la potencia activa mínima (kW) con la que pueden operar en
forma continua, con la finalidad exclusiva de suministrar reactivos al sistema
incluyendo en la información los costos variables de producción correspondientes
a este tipo de operación.
Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro de potencia
reactiva que pone a disposición del MEM. En el listado especificará: ubicación,
nivel de voltaje de instalación, tipo de equipamiento, magnitud de potencia
reactiva, restricciones o forma de operación.
Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, con
variaciones no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre la base
de los estudios presentados por el CENACE. Los estudios lo efectuarán
conjuntamente el CENACE y el TRANSMISOR tomando como referencia el Plan
de Expansión del Transmisor y el Plan de Operación del MEM. Como uno de los
resultados de dichos estudios, se obtendrá el listado de nodos del S.N.L y
períodos donde no pueda cumplir con el control de voltaje y potencia reactiva.
Ubicarlos taps de los transformadores de reducción en la posición que lo solicite
el CENACE, con la finalidad de aprovechar al máximo la producción de potencia
reactiva.
Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplir
con el control de voltaje dentro de los plazos establecidos en los estudios.
Los Distribuidores y Grandes Consumidores deben comprometer en cada uno de
sus nodos (barras) de interconexión con el transportista u otros agentes del MEM
un factor de potencia, que será determinado por el CONELEC sobre la base de
un estudio conjunto CENACE-Distribuidor y tomando como referencia el Plan de
Expansión presentado como respaldo al cálculo del VAD. Los valores límites del
82
factor de potencia serán calculados para demanda: mínima, media y máxima. El
factor de potencia se lo determinaré sin tomar en cuenta el efecto de cualquier
generación insertada en la red del Distribuidor.
La información que deben entregar al CENACE es:
- Factor de Potencia en horas de demanda mínima, media y punta, en ¡os nodos
de interconexión
- Puntos de interconexión donde no pueda cumplir con el factor de potencia
requerido y su causa, como resultado de los estudios arriba mencionados,
- Equipo para control de voltaje y suministro de potencia reactiva que dispongan
y con los cuales puedan cumplir con el factor de potencia comprometido en ¡os
nodos de interconexión.
Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplir
con el control de voltaje dentro de los plazos establecidos en los estudios.
El CENACE utilizará la mejor información disponible hasta que los Generadores,
Distribuidores, Grandes Consumidores y el Transmisor cumplan con suministrar
lo señalado en este numeral. Toda la información entregada por los Agentes
estará sujeta a verificación por parte del CENACE 5.
La Remuneración de potencia reactiva se realiza considerando los costos fijos y
variables de producción de reactivos. La magnitud de Potencia Reactiva
Remunerable Disponible (PRR), estará dada por la potencia reactiva, tanto inductiva
como capacitiva, puesta a disposición al CENACE, por cada Agente del MEM que
posea un equipo exclusivo para el Control de voltaje.
5 Numeral 2 de la Regulación No. CONELEC 005/00 Transacciones de potencia reactivaen el MEM, pág. 1-3.
83
Esta potencia reactiva será aquella que tenga disponible en exceso el Agente, luego
de haber cumplido con sus responsabilidades en el flujo de potencia reactiva,
señalados en el numeral 2 de la Regulación 005/00.
El CENACE determinará la magnitud de la potencia reactiva a ser utilizada, para el
Control de Voltaje, considerando criterios técnicos y económicos. Este equipamiento
será declarado por los generadores, transmisor, distribuidores y grandes
consumidores al CENACE, cumpliendo lo señalado en el Artículo 28 del Reglamento
para el Funcionamiento del MEM.
A continuación se presenta el formulismo matemático utilizado actualmente para la
remuneración de potencia reactiva, tomando en cuenta los costos fijos y variables de
transferencia de reactivos, señalados en la Regulación 005/00;
El precio unitario de la potencia reactiva seré declarado por el Agente
propietario y corresponderé al costo unitario mensual del capital y los
costos
fijos de operación y mantenimiento únicamente de los equipos que
funcionan
para producir potencia reactiva, se incluirá también la parte proporcional
de equipos auxiliares que se utilicen exclusivamente para este tipo de
operación de producción de reactivos. Con este costo declarado se
remunerará la potencia reactiva, podrá ser reajustado trimestralmente y
estaré sujeto a la verificación por parte del CENACE.
La fórmula a aplicarse:
84
(3.1)
donde :
PUPRRm
A
FRCm
PRa
PEa
PPl
Precio Unitario de Potencia Reactiva Remunerable
mensual (US $/kVAR~mes).
Porcentaje de la inversión total del equipamiento,
considerando aquellos destinados exclusivamente para el
control de voltaje.
Factor de recuperación mensual del capital.
Potencia Remunerable activa Puesta a Disposición
calculada por el CENACE sobre la base del Arí. 16 del
Reglamento para el funcionamiento del MEM y su
Regulación conexa (MW).
Potencia Efectiva activa (MW).
Precio por kW instalado utilizado en el cálculo del precio
unitario de potencia activa definido por el CONELEC de
acuerdo con el Arí. 18 del Reglamento para el
Funcionamiento del MEM.
El Factor de Recuperación mensual del Capital (FRCm) se calcula con la
siguiente expresión:
(3.2)
Donde FRC es el Factor de Recuperación anual de Capital que se
calcula con la siguiente expresión:
_ i * (1 + Í)n (33)
donde:
n = vida útil media en años.
85
/ = íasa de descuento.
los parámetros n e i se establecen, de acuerdo al equipamiento:
Compensadores Equipo estático
Síncronos (capacitores, reactores. SVC)
n 15 años 30 años
i fijada por el CONELEC en el pliego tarifario vigente.
La declaración de los costos fijos se la efectuará en dólares americanos
El CENACE calculará junto con la programación estacional los valores
que por la Potencia Reactiva Remunerable Disponible, corresponden
pagar a los generadores, transmisor, distribuidores y grandes
consumidores. Dichos valores serán revisados en las actualizaciones
trimestrales que efectúa el CENACE 6.
Se entenderá por costo variable aquel que cambia en función del período
de
operación u horas de funcionamiento del compensador sincrónico o del
equipo estático destinado exclusivamente para el control de voltaje.
Para el cálculo de los componentes de los costos variables se define:
GER, Generación reactiva, estimada para un ciclo operativo, basada
en la estadística operativa o información del fabricante. El ciclo
operativo se considera entre dos mantenimientos mayores^ En el caso
6 Numeral 3.2.1 de ia Regulación No. CONELEC 005/00 Transacciones de potenciareactiva en el MEM, pág 4-5.
86
de los generadores, se tomará en cuenta la generación de reactivos
solamente cuando opera como compensador síncrono.
En la determinación de ¡os costos variables se tomarán en cuenta los
siguientes rubros:
• Consumo de energía eléctrica activa para la producción de
reactivos y para sistemas auxiliares relacionados a dicha
producción.
® Lubricantes, químicos, agua y otros insumos para operación
• Mantenimientos programados (preventivos y correctivos), durante el
ciclo operativo, que consideran valor de ios repuestos y otros
insumos a utilizarse así como la mano de obra adicional para la
ejecución de dichos mantenimientos. Solo se considerarán los
mantenimientos que sean necesarios debido al desgaste o deterioro
de los equipos usados exclusivamente para la producción de
potencia reactiva.
® Combustible utilizado en arranques de la unidad generadora para
operar como compensador sincrónico.
CEEC - PEE * REA (3.4)
donde:
PEE = Precio medio de la energía eléctrica (kWh) en el Mercado
Ocasional en el mes de la liquidación, en dólares
americanos/kWh
87
REA = Rendimiento del equipo, (kWh / kVARh), sobre la energía
eléctrica activa consumida y referido a la producción de
energía reactiva. Se calculará dividiendo la energía activa
consumida para la energía reactiva anual generada
(GER), durante el ciclo operativo, cuando opera como
compensador sincrónico.
El precio medio de la energía eléctrica PEE será liquidado por el
CENACE en el mes correspondiente. Por lo tanto, el Agente
Generador únicamente consignará en su Declaración el rendimiento
del equipo REA expresado en kWh/kVARh
(3.5)
donde:
PU - Costo unitario de cada insumo "i"
MC = Magnitud de consumo mensual de cada insumo "i"
GER = Generación energía reactiva en el ciclo operativo (kVARh)
_,_ „ A'VJ. JL 1TJL T VSJ.JLTJL T ITAV .ra.l'O. ,,- ,,
donde:
RPTM = Valor de los repuestos para mantenimientos programados
en el ciclo operativo.
• Valor de otros insumos para mantenimientos
programados en el ciclo operativo.
= Mano de obra adicional contratada para los
mantenimientos.
GER = Generación energía reactiva en el ciclo operativo
(kVARh)
El costo de combustible consumido en los arranques de la unidad
para operar como compensador síncrono, referido a la producción
de energía reactiva, durante el ciclo operativo^
El Costo Variablef de la energía reactiva en dólares americanos
/kVARh, será igual a la suma de los diferentes costos señalados en
los numerales anteriores, esto es:
+ CLQYO + CM + CC (3>7)
El agente propietario de un equipo de producción de reactivos, compensador
síncrono o equipo estético, efectuaré su declaración de los Costos de Producción
de Reactivos (costos fijos y costos variables) hasta el 30 de agosto de cada año.
Los costos entrarán en vigencia para ¡os siguientes doce meses; esto es, para el
período octubre - septiembre. En cada mes del período de vigencia, ocho días
89
anfes de la finalización del mes, e! propietario del compensador sincrónico o
equipo estático deberá informar al CENACE si ratifica o reajusta los Costos
Variables de Producción a ser considerados en el mes siguiente 7.
El organismo encargado de determinar los incumplimientos de Agentes del MEM es
el CENACE. Para lograr tal efecto, realiza la determinación de los incumplimientos
de cada uno de los Distribuidores mediante la información de potencia activa y
reactiva horarias registradas en los equipos del sistema de medición comercial, con
cuya información se determina los factores de potencia registrados en cada uno de
los puntos de conexión ai MEM, los mismos que ai ser comparados con el factor de
potencia establecido en la Regulación, definen los déficits de reactivos que están
siendo incumplidos por cada uno de ios Distribuidores y Grandes Consumidores.
Los incumplimientos de ios Generadores, se establecen de los registros horarios que
lleva el CENACE de aquellas unidades que no aportaron con un determinado valor
de potencia reactiva, de acuerdo con su curva de capabilidad, habiendo sido
solicitado su generación por el operador de turno del CENACE.
Para establecer los incumplimientos del Transmisor, se realizan flujos de potencia
para días representativos, en los cuales se simula las condiciones reales de
operación del sistema, corrigiendo los factores de potencia de aquellos Distribuidores
y Grandes Consumidores que no cumplen con la Regulación; igualmente, se ajusta
la producción de reactivos de las unidades de aquellos Generadores que
incumplieron con su responsabilidad de generarlos de acuerdo con su curva de
capabilidad. Una vez corregidos estos incumplimientos, se procura obtener en todas
las barras del sistema los niveles de voltaje establecidos en la Regulación, para lo
7 Numerales 3,2.2 y 3.3 de la Regulación No. CONELEC 005/00 Transacciones depotencia reactiva en el MEM, pág 5-7.
90
cual, de ser necesario, se simula la operación de los compensadores sincrónicos ó
de generadores locales en las áreas con problemas de voltaje, Toda esta generación
adicional de reactivos y/o activos será asignada al Transmisor.
El CENACE determinará la magnitud del incumplimiento de ios Agentes en el flujo de
potencia reactiva y control de voltaje, observando lo establecido en el numeral 2 de la
Regulación 005/00 y en los procedimientos de aplicación que para el efecto
elaborará el CENACE.
Para llegar a corregir el incumplimiento de los Agentes, la Regulación 005/00,
propone los siguientes procedimientos:
a) El CENACE determinará, del equipamiento de control de voltaje y
producción de potencia reactiva declarado por los Agentes, cuáles pueden
entrar para corregir el incumplimiento o faltante de potencia reactiva. El
Agente propietario del equipo para control de voltaje, que entre a operar
para eliminar la restricción, será remunerado de acuerdo a sus Costos de
Producción de Reactivos declarado. En el caso de que el ingreso en
operación sea inferior a 24 horas, se le reconocerá como remuneración
mínima el equivalente a un día. Los valores serán recaudados de los
Agentes que hayan incurrido en el incumplimiento conforme lo determine el
CENACE.
b) El Generador que deba entraren servicio con una unidad generadora, que
no sea compensador síncrono y que no estaba despachada, para controlar
los niveles de voltaje, los sobrecostos de esta generación será considerada
como forzada, y se liquidará de acuerdo a la Regulación sobre
91
Restricciones e infiexibilidades Operativas y a ios Procedimientos de!
MEM vigentes.
c) Los cargos fijos que abonarán los Generadores, Transmisor,
Distribuidores y Grandes Consumidores, cuando no se disponga de un
equipamiento sustituto y no se pueda corregir el incumplimiento, serán
valorados al mayor Costo de Producción de Reactivos declarado. Estos
valores se acreditarán a los Agentes que fueren afectados por el
incumplimiento en el control de voltaje.
d) En el caso que se precise cambiar el tap de un transformador de una
subestación del Transmisor y por esta causa deba entrar generación
durante el proceso de cambio, los sobrecostos de esta generación será
considera como forzada, y se liquidará de acuerdo a la Regulación sobre
Restricciones e Inflexibilidades Operativas y a los Procedimientos del
MEM vigentes.
Dentro de la liquidación y facturación mensual que realice el CENACE se incluirán
¡os valores correspondientes a las transacciones de potencia reactivaQ.
Según la Regulación No. CONELEC - 006/00 "Procedimientos de Despacho y
Operación", el Control de Voltaje tiene como objetivo:
8 Numeral 4.2 de la Regulación No, CONELEC 005/00 "Transacciones de potencia reactivaen el MEM, pág 7-8.
92
Determinar ¡as instrucciones y las responsabilidades del CENACE, del Centro de
Operaciones del Transmisor (COT) y de los Centros de Operación de los Agentes
(COs), en el control de voltaje, en condiciones normales y emergentes, para
restablecer los voltajes del SNI a valores dentro de los límites establecidos en la
Regulación vigente de
Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM, o evitar la posibilidad de la pérdida
del
control de voltaje, en caso de perturbaciones 9.
A continuación se presentan ios criterios de control de voltaje en condiciones
normales y anormales de operación del SNI, establecidos en la Regulación antes
mencionada.
Comprende todas las acciones que se ejecutan sobre las instalaciones del Sistema,
con el fin de mantener estables las variables del mismo dentro de los límites
operativos acordados o establecidos en los Procedimientos de Despacho y
Operación, y los que se indiquen en el Despacho Económico Diario Programado.
Los límites operativos de los voltajes y los de intercambio de potencia reactiva serán
los determinados en el Despacho Económico Diario Programado.
Para el efecto, se deberán seguirlas siguientes instrucciones operativas:
a) El CENACE y los COs deberán tomar las medidas operativas, anticipándose y
previendo la posterior evolución de ¡a demanda, con el fin de asegurar que los
9 Numeral 5.4.1,1 de la Regulación No. CONELEC - 006/00 Procedimientos de Despacho yOperación, pág 50.
93
niveles de voltaje estén dentro de los límites establecidos en las Regulaciones
vigentes.
b) El COI y ios COs informarán ai CENACE cuando se produzcan valores críticos
de voltajes o de intercambios de reactivos, detallando ios motivos y maniobras
realizadas o en ejecución, para su normalización, en caso que las causas de las
desviaciones sean dentro de su área de control.
c) En el SNi el perfil de voltaje de las redes de 230, 138 kV y puntos de entrega,
deberá mantenerse en lo posible en los valores nominales, minimizando la
transmisión de potencia
reactiva, y disponer de una reserva de potencia reactiva ajustados a los valores
definidos en estos Procedimientos, para permitir, afrontar las perturbaciones y
desconexiones de equipos en el SNI.
d) La reserva de potencia reactiva deberá disponerse en equipos que hagan un
control rápido y eficiente del voltaje en 230, 138 kV y puntos de entrega, para
conseguir una equilibrada distribución en toda la red.
e) Para asegurar un adecuado perfil de voltaje de 230, 138 kV y puntos de entrega y
las reservas de potencia reactiva mencionadas, el COT y los COs deberán operar
los elementos de compensación existentes en sus sistemas según ¡as siguientes
prioridades:
i) Para incrementar el voltaje
Conexión de líneas de transmisión.
Desconexión de reactores y conexión de capacitores. El orden de operación de estos
equipos estará supeditado a su ubicación en el SNI.
Incremento de potencia reactiva de unidades de generación y/o compensadores
sincrónicos.
Cambiador de Tap bajo carga (LTC) de Transformadores.
Ingreso de unidades, para el control de voltaje.
94
//') Para disminuiré! voltaje
Salida de unidades de generación ingresadas para control de voltaje.
Disminución de potencia reactiva en unidades de generación y/o compensadores
sincrónicos.
Desconexión de capacitores o conexión de reactores. El orden de operación de estos
equipos estará supeditado a su ubicación en el SNI.
Cambiador de Tap bajo carga (LTC) de Transformadores.
Desconexión de líneas de transmisión.
f) En caso de que una unidad generadora, se encuentre asociada a un
transformador que disponga de Tap bajo carga (LTC), se deberá operar el LTC, de
manera que se optimice la
utilización de ¡a curva de capabilidad, sin superarlos límites de voltaje en bornes 10.
Comprende todas las acciones extraordinarias que como consecuencia de una
perturbación o indisponibilidad severa se requieran para retornar las variables del
sistema a los valores límites operativos preestablecidos con la mayor brevedad
posible.
El COI y los COs, podrán tomar acciones, particulares para su área, en coordinación
con el CENACE.
Para permitir una mejor coordinación de las acciones a realizar por los diferentes
Centros de Operación, se establecen los siguientes niveles de control de voltaje:
10 Numeral 5.4,1.3 de la Regulación No. CONELEC - 006/00 Procedimientos de Despachoy Operación, pág 51.
95
Nivel 1: Alerta de mínima reserva operativa de reactivos.
Se entra en este estado cuando el nivel de reserva operativa de reactivos
capacitivos, está por debajo del valor establecido en el Despacho Económico Diario
Programado.
El COI y los COs deberán agotar los medios locales de compensación para
recuperar la reserva, manteniendo los intercambios especificados y los niveles de
voltaje dentro de los límites determinados.
Las acciones a tomar son:
E Conexión de capacitores del Transmisor y Distribuidores.
E El CENACE solicitará máxima excitación a los Generadores del área afectada, y a
los pertenecientes a otras áreas que puedan contribuir a la recuperación de la
reserva, quienes deberán llevar los despachos de potencia reactiva de sus
unidades generadoras hasta el 100% de la capacidad de generación de reactivos,
establecidas en las curvas
P~Q de sus unidades, en períodos de hasta 30 minutos, con intervalos que
permitan mantenerlas temperaturas normales de operación del generador.
H Adecuar el perfil de voltaje del Sistema de Transmisión para apoyar el área con
déficit.
0 Ingreso de generación forzada, con el objeto de reducir el intercambio de potencia
reactiva.
B Solicitar a los COs, modificaciones en la topología de su red de distribución,
transfiriendo carga de nodos con problemas de bajo voltaje, a nodos con
capacidad de control de voltaje.
Nivel 2: Emergencia de pérdida de reserva operativa de reactivos.
Se entra en este estado cuando el nivel de reserva operativa de reactivos capacitivos
de un área cae a un valor considerado inadmisible para la operación. Este valor debe
ser definido por el CENACE en la Planificación de la Operación Eléctrica.
96
El CENACE solicitará las siguientes acciones:
s Pedido de máxima excitación a los Generadores del área afectada, y a los
pertenecientes a otras áreas pero que puedan contribuir a la recuperación de
reservas, quienes deberán llevar los despachos de potencia reactiva de sus
unidades generadoras hasta el 110% de los límites de las Curvas de Capacidad
durante 10 minutos continuos con intervalos de 40 minutos, limitadas por las
restricciones declaradas.
H Reducción de voltaje en la red del Distribuidor.
En caso de producirse una contingencia en la red que lleve los voltajes y/o las
reservas a valores inadmisibles, establecidos de acuerdo a los Procedimientos de
Despacho y Operación, los Centros de Operación deberán implementar estas
medidas dentro de sus áreas aunque se mantengan los intercambios de reactivos
establecidos.
Durante situaciones anormales y una vez realizadas las acciones indicadas, el
CENACE podrá modificar los valores de voltajes para hacer uso de la capacidad de
compensación disponible en otras áreas, para mantener, dentro de lo posible, las
reservas especificadas. Una vez desaparecida la anormalidad el CENACE ordenará
el retorno inmediato a los valores normales.
Una vez superada la emergencia el COT y los COs, deberán realizar las acciones
para restituir las variables a ¡os valores adecuados para la normalización del
Sistema. Si estas operaciones afectarán sensiblemente la confiabilidad del SNI, el
CENACE podrá solicitar reemplazarlas por otras, con equipos operados por otros
Centros de Operación, siempre que los beneficios en ese sentido sean significativos.
97
En todos los casos se registrará toda la información correspondiente a estas
situaciones en el CENACE y en los Centros de Operación, para su posterior análisis
y determinación de sanciones y transacciones que pudieran darse 11.
3.2.2.1 CONTROL DE VOLTAJE EN CONDICIONES DE EMERGENCIA.
Si luego de agotarse todas las acciones enumeradas en el Control de Voltaje en
condiciones anormales, no se restablecen las condiciones normales del sistema, o
de existir la posibilidad de que se produzca en el SNI en su conjunto, o en alguna
área en particular, una caída de voltaje a valores fuera de los límites operativos
admisibles, que pueda conducir a un colapso de voltaje, el CENACE podrá solicitar
desconexiones manuales de carga o modificación de generación activa, según
corresponda, en el área afectada.
Con ese fin el COT y los COs, deberán disponer de un listado de líneas y
alimentadores
que pueden ser desconectados rápidamente para contribuir a la solución de
contingencias
en la red de Transmisión, aún en condiciones críticas de despacho o con
indisponibilidades
altas de sus equipos de compensación.
La necesidad de apelar a desconexiones de carga o modificación de generación para
el control de voltaje será determinada por el CENACE en distintos escenarios de la
operación, de acuerdo a las previsiones de demanda, generación e
indisponibilidades de equipos de compensación de potencia reactiva, con los
estudios correspondientes*2.
11 Numeral 5.4,1.4 de la Regulación No. CONELEC - 006/00 Procedimientos de Despachoy Operación, pág 52-53,
12 Numeral 5.4.1.5 de la Regulación No. CONELEC - 006/00 Procedimientos de Despachoy Operación, pág 54.
98
Luego de haber realizado un análisis de los principales Criterios de Control de voltaje
y Transacciones de potencia reactiva en el MEM, de acuerdo con la legislación
vigente sobre éstos temas, se procederá a evaluar las responsabilidades de los
Agentes del MEM en el flujo de potencia reactiva, por medio de un método
determinístico considerando un período de estudio determinado.
Este método consistirá en establecer los requerimientos de reactivos del SNI, para
dicho período, con la ayuda de programas computacionales que simulan el
comportamiento del SNI y de sus elementos constitutivos.
99
En el presente capítulo se pretende determinar las responsabilidades de los Agentes
del MEM en el flujo de potencia reactiva, para tal efecto se ha empleado una
metodología de análisis, la cual se describe en esta sección, Además es necesario
destacar que el período de estudio, comprende los meses de octubre del 2001 hasta
marzo del 2002 y abril del 2002 hasta septiembre del 2002, correspondientes a las
estaciones hidrológicas seca y lluviosa, respectivamente.
Para cada una de estas estaciones hidrológicas, se ha tomado un mes
representativo; así para la estación seca se ha escogido el mes de diciembre del
2001, mientras que para la estación lluviosa se escoge el mes de julio del 2002.
Dentro de cada uno de estos meses representativos, se debe realizar el análisis de
flujo de potencia reactiva a través del SNI, para días laborables y días feriados.
Se ha seleccionado el día miércoles como el más representativo de los días
laborables y para los días feriados, se puede seleccionar como días representativos
el día sábado o domingo, alternativamente. Por último, se considera que el
comportamiento de la demanda de cada uno de estos días, está dado por bandas
horarias. Así las bandas de demanda para el día miércoles son demanda base,
media y punta; y en los días sábado y domingo, las bandas más representativas son
demanda media y punta.
En este capítulo se muestra ios resultados de los análisis de flujos de potencia
correspondientes a los días miércoles 5 y sábado 22 de diciembre del 2001, que
100
corresponden a estación seca. Para estación lluviosa se ha escogido los días
miércoles 17 y domingo 28 de julio del 2002.
A continuación se detalla la metodología utilizada:
© En primer lugar se debe señalar que el presente estudio se basa en los
resultados de flujos de potencia tanto activa como reactiva a través del SN1,
para lo cual se ha utilizado el programa de flujos de potencia Power World
Simulator (versión 6.0). Un croquis del SNI, incluyendo las respectivas obras
de expansión en el Sistema Nacional de Transmisión SNT para el período de
estudio octubre 2001 hasta septiembre del 2002, se puede apreciar en el
ANEXO 1.
• Ha sido necesario realizar una proyección de la demanda de potencia activa
en puntos de entrega para el período de estudio octubre 2001 hasta
septiembre del 2002, tomando como datos preliminares los históricos de las
demandas de potencia activa de los años 1999 y 2000. Los resultados
proyectados de demandas de potencia activa se encuentran en el ANEXO 2.
® En cuanto al factor de potencia de las barras de carga del SNI, se han
realizado simulaciones de flujos de potencia a través del SNI considerado que
las barras de carga presentan un factor de potencia 1 o menor inductivo para
demanda base, 0.96 o superior inductivo para demanda media y 0.98 o
superior inductivo para demanda punta, tanto para estación hidrológica seca y
lluviosa. Se han tomado estos valores, ya que las simulaciones de flujos de
potencia, muestran que bajo estas condiciones los nodos del SNI cumplen
con los criterios de calidad de Control de Voltaje y además existe una
transferencia de potencia activa y reactiva en condiciones de calidad a través
del SNI. Para ello se tomó como referencia los valores de demandas de
potencia activa proyectada y las demandas de potencia reactiva de un flujo de
carga del año 2000. Luego se llegó a determinar la demanda de potencia
101
reactiva de las barras de carga que incumplían con los niveles de factor de
potencia antes mencionados; mientras que se mantuvo constante la demanda
de potencia reactiva de aquellas barras del SNI que sí cumplían con dichos
valores. Las demandas de potencia reactiva utilizadas se encuentran en el
ANEXO 3
En lo referente a la oferta de energía, es fundamental analizar las cuotas de
energía de las centrales hidroeléctricas de embalse y de pasada; y en el caso
particular de las centrales de embalse estacional, realizar un adecuado
manejo del embalse para poder aprovechar el valor del agua. Para el
presente estudio, se ha realizado el manejo del embalse correspondiente a
una hidrología media, es decir de un 50% de probabilidad de ocurrencia; con
lo cual se determinan las cuotas de energía de las centrales hidroeléctricas
con embalse: Paute, Pucará e Hidronación, El análisis del manejo de
embalses para centrales hidroeléctricas con embalse estacional, se
encuentran en el ANEXO 4.
Luego ha sido necesario tomar en cuenta los mantenimientos de las unidades
de generación tanto hidroeléctricas como termoeléctricas, para ello se ha
tomado como referencia los mantenimientos de las unidades de generación
programados para el año 2000 y se ha asumido mantenimientos programados
para los días representativos del período de estudio señalado anteriormente.
Estos mantenimientos se encuentran en el ANEXO 5.
Los datos obtenidos en los pasos anteriores, son fundamentales para realizar
los despachos económicos de los días representativos de los meses de
estudio. Estos despachos económicos se realizaron en el programa
computacional "Despacho Económico Diario", facilitado por la Dirección de
Planeamiento del CENACE; el mismo que despacha las unidades de
generación considerando un orden de mérito, es decir de acuerdo a los costos
variables de producción de energía. De esta forma, se realizó en primer lugar
102
un "despacho económico ideal", encontrándose sobrecargas en varios
elementos del SNI ó llamadas también Restricciones e infiexibilidades
operativas. Estas sobrecargas de elementos del SNI, tales como líneas de
transmisión o transformadores se llegan a evitar, mediante el despacho de
unidades de generación que se encuentran cerca de los centros de consumo,
conociéndose esta generación como generación forzada por transmisión de
potencia activa. Las unidades de generación forzada por potencia activa, para
los días representativos analizados se encuentran en el ANEXO 6.
Una vez que se ha considerado la generación forzada, se procede ha realizar
otro despacho económico, el mismo que constituye un "despacho económico
real sin restricciones de potencia activa".
Finalmente se debe determinar los requerimientos de reactivos del SNI, Para
lograr tal efecto es necesario correr un flujo de potencia, tomando como datos
de entrada los resultados de los pasos señalados anteriormente; obteniéndose
como datos de salida el nivel de voltaje de cada una de las barras del SNI,
aporte de potencia reactiva de las unidades generadoras despachadas, de los
compensadores estáticos tales como capacitores e inductores disponibles en
el SNT y de los compensadores sincrónicos.
Se han aplicado los criterios de Control de Voltaje en el SNI (ver el punto 3.2
Criterios de Control de Voltaje en el SNI perteneciente al Capítulo I I I ) , para
aumentar o disminuir voltaje según sea el caso. También fue necesario
despachar unidades de generación, para obtener voltajes operativos
especialmente en las barras de Manta y Máchala, teniéndose de esta forma
generación forzada por potencia reactiva; estas unidades de generación
forzada por potencia reactiva, para los días representativos analizados se
encuentran en el ANEXO 6. Por último se señala que los despachos
económicos reales sin restricciones por potencia activa y reactiva, se
encuentran en el ANEXO 7.
103
En las siguientes páginas, se muestran los resultados obtenidos para hidrología seca
y lluviosa para el período de estudio octubre 2001 a septiembre del 2002,
considerando la metodología descrita en esta sección.
En esta sección se presenta los resultados obtenidos después de aplicar la
metodología descrita en el punto 4.1, correspondiente al período seco octubre 2001
hasta marzo 2002.
4.2.1 GENERADORES.
En primer lugar se muestra el aporte de potencia reactiva de las unidades de
generación despachadas. Se debe señalar que se ha tomado en cuenta una entrega
máxima de reactivos de hasta el 95% del límite de potencia reactiva (inductiva o
capacitiva), para puntos de operación dentro de la curva de capabilidad de cada una
de las unidades despachadas. En los figuras 4,1 y 4.2 aparece la entrega de
reactivos de dichas unidades generadoras correspondientes a demanda base, media
y punta del miércoles 5 de diciembre del 2001. Además, los figuras 4.3 y 4.4
corresponden a demanda media y punta del sábado 22 de diciembre del 2001.
104
29-
Flgura 4,1 Generación de potencia reactiva de centrales hidroeléctricas, miércoles 5
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4 0 - -
30-
5 20 f
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Generación de Q (Centrales termoeléctricas)
Mvar Media
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Mvar Punta
Figura 4.2 Generación de potencia reactiva de centrales termoeléctricas, miércoles
105
Generación de Q (Centrales hidroeléctricas)
Figura 4.3 Generación de potencia reactiva de centrales hidroeléctricas, sábado 22
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Figura 4,4 Generación de potencia reactiva de centrales termoeléctricas, sábado 22
106
También se aprecia la entrega de potencia reactiva de las unidades que operan
como compensadores sincrónicos. Además, en los siguientes figuras, se muestra el
aporte de potencia activa y reactiva de las unidades de generación forzadas por
requerimientos de voltaje en las áreas de Manabí y El Oro. Los figuras 4,5 y 4.6
muestran los resultados correspondientes a demanda base, media y punta del
miércoles 5 de diciembre del 2001. Los figuras 4.7 y 4.8 corresponden a demanda
media y punta del sábado 22 de diciembre del 2001.
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Generación de Q (Compensadores sincrónicos)
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Figura 4.5 Generación de potencia reactiva de compensadores sincrónicos,
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Figura 4.6 Generación de potencia reactiva de unidades forzadas por voltajes,
107
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Generación de Q (Compensadores sincrónicos)
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Q Mvar Media Q Mvar Punía
Figura 4.7 Generación de potencia reactiva de compensadores sincrónicos, sábado
3 -
2 -
1 -
Generación de Q (Unidades forzadas por reactivos)
i
1 'ORO-MAU4 MANTA-M1 2
n MW Media D Mvar Media n MW Punta D Mvar Punta
Figura 4.8 Generación de potencia reactiva de compensadores sincrónicos, sábado
4.2.2 TRANSMISOR.
En cuanto al transmisor, se presentan los resultados de perfiles de voltaje en las
barras de 230 kV, 138 kV del SNT y 69 kV, 46 kV y 34.5 kV en puntos de entrega.
Además se puede apreciar la operación de los LTC de los transformadores y el
aporte de potencia reactiva de los compensadores estáticos disponibles en el SNT.
108
Los figuras 4,9 a 4.24 corresponden al análisis para demanda base, media y punta
del miércoles 5 de diciembre del 2001. Mientras que los figuras 4.25 a 4.36
corresponden a demanda media y punta del sábado 22 de diciembre del 2001.
247 • -
242--
237--
232 - -
227--
222--
217 •-
212
• Dem.Base s~7% kV nominal
Figura 4.9 Perfil de voltaje 230 kV, demanda base.
109
kV nominal
Figura 4.10 Perfil de voltaje 230 kV, demanda media.
>.
212
Perfil de Voltaje 230KV
-5% kV nominal
Figura 4-11 Perfil de voltaje 230 kV, demanda punía.
110
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-7% • kV nominal
Figura 4.12 Perfil de voltaje 138 kV, demanda base,
kV nominal
Figura 4.13 Perfil de voltaje 138 kV, demanda media.
111
Q
•Dem. Punía a-5% kV nominal
Figura 4.14 Perfil de voltaje 138 kV, demanda punta.
Perfil de Voltaje 69 kV
o
Dem.Base •-7% • +7% kV nominal
Figura 4.15 Perfil de voltaje 69 kV, demanda base.
112
QLU LU O
•-i LU > > <O UJ LU _J
Dem.Media •-5% '+5% kV nominal
Figura 4.16 Perfil de voltaje 69 kV, demanda media.
• Dem. Punta -5% '+5% kV nominal
Figura 4.17 Perfil de voltaje 69 kV, demanda punía.
113
51.00Perfil de Voltaje 46kV
Figura 4.18 Perfil de voltaje 46 kV, demanda base.Perfil de Voltaje 46RV
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1 1 1 ^ | U^
i.Media a-5% kV nominal
Figura 4.19 Perfil de voltaje 46 kV, demanda media,
49.00
47.00 - -
45.00 - -
43.00
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•Dem. Punta +5% 1 -5% kV nominal
Figura 4.20 Perfil de voltaje 46 kV, demanda punía.
114
Perfil de Voltaje 34.5 KVT7
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19 -
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Figura 4,21 Perfil de voltaje 34,5 kV, miércoles 5 de diciembre del 2001.
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Compensación capacitiva
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Figura 4.22 Compensación capacitiva.
115
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Figura 4.23 Compensación inductiva.
Posición del LTC en %
Figura 4.24 Movimiento de LTCs de transformadores del SNl.
116
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Figura 4.25 Perfil de voltaje 230 kV, demanda medía.
212
• Dem. Punta '+7%
Figura 4.26 Perfil de voltaje 230 kV, demanda punta.
117
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-7% kV nominal
Figura 4.27 Perfil de voltaje 138 kV, demanda media.
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Figura 4.28 Perfil de voltaje 138 kV, demanda punía.
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kV nominal
Figura 4.29 Perfil de voltaje 69 kV, demanda media.
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Figura 4,30 Perfil de voltaje 69 kV, demanda punía.
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• Dem. Media 5% kV nominal
Figura 4.31 Perfil de voltaje 46 kV, demanda media.
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- kV nominal
Figura 4.32 Perfil de voltaje 46 kV, demanda punía.
Dem.Media
-Perfil de voltaje — -5%
Dem.Punta
-+5% kV nominal
Figura 4.33 Perfil de voltaje 34.5 kV, sábado 22 de diciembre del 2001,
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I Dem.Media [ Dem. Punta
Figura 4-35 Compensación inductiva.
121
Posición deS LTC en %
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Figura 4,36 Movimiento de LTCs de transformadores del SNI.
En cuanto a los distribuidores y grandes consumidores, se muestra el factor de
potencia de las barras, los mismos que fueron utilizados para realizar las
simulaciones de flujos de potencia. El figura 4,37 corresponde al análisis para
demanda base, media y punta del miércoles 5 de diciembre del 2001. El figura 4.38
corresponde a demanda media y punta del sábado 22 de diciembre del 2001.
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124
Aplicando la metodología descrita en el punto 4.1, se presenta en esta sección los
resultados correspondientes al período lluvioso abril 2002 hasta septiembre 2002. A
continuación se expone los resultados para cada uno de los Agentes del MEM.
Primero, se muestra el aporte de potencia reactiva de las unidades de generación
despachadas. Se señala que se ha tomado en cuenta una entrega máxima de
reactivos de hasta el 95% del límite de potencia reactiva (inductiva o capacitiva), para
puntos de operación dentro de la curva de capabilidad de cada una de las unidades
despachadas.
En los figuras 4.39 y 4.40 se encuentra la entrega de reactivos de dichas unidades
generadoras correspondientes a demanda base, media y punta del miércoles 17 de
julio del 2002. Se indica también los figuras 4.41 y 4.42 corresponden a demanda
media y punta del domingo 28 de julio del 2002.
125
Generación de Q (Centrales hidroeléctricas)160
140 - -
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Figura 4.39 Generación de potencia reactiva de centrales hidroeléctricas, miércoles
Generación de Q (Centrales termoeléctricas)
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Figura 4.40 Generación de potencia reactiva de centrales termoeléctricas, miércoles
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¡ura 4.41 Generación de potencia reactiva de centrales hidroeléctricas, domingo
Generación de Q (Centrales termoeléctricas)80-F
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60
50^
40
30
20
10
0
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Mvar Media Mvar Punta
Figura 4.42 Generación de potencia reactiva de centrales termoeléctricas, domingo
También se aprecia la entrega de potencia reactiva de las unidades que operan
como compensadores sincrónicos, Además, en los siguientes figuras, se muestra el
127
aporte de potencia activa y reactiva de las unidades de generación forzadas por
requerimientos de voltaje en las áreas de Manabí y El Oro. Los figuras 4.43 y 4.44
muestran los resultados correspondientes a demanda base, media y punta del
miércoles 17 de julio del 2002. Los figuras 4.45 y 4.46 corresponden a demanda
media y punta del domingo 28 de julio del 2002.
Generación de Q (Compensadores sincrónicos)
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Figura 4.43 Generación de potencia reactiva de compensadores sincrónicos,
Generación de Q (Unids-
5 -
4 -
3 •
2 -
ides forzadas por reactivos)
1
ORO CAG4-MAU4
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Figura 4.44 Generación de potencia reactiva de unidades forzadas por voltajes,
128
S.ROSA U1 EPW- EPW-S.DGO EPW-S.DGO S.ROSA U2S.ELENA U2 Ul
I Mvar Media I Mvar Punta
Figura 4.45 Generación de potencia reactiva de compensadores sincrónicos,
5 -
4 -
3 -
2 -
1 -
Generación de unidades forzadas por reactivos
0 .
ORO-MAU4El MW Media • Mv
MANTA-M12ar Media 0 MW Punta 0 Mvar Punta
Figura 4.46 Generación de potencia reactiva de compensadores sincrónicos,
129
Se presentan ios resultados de perfiles de voltaje en las barras de 230 kV y 138 kV
del SNT, Además se puede apreciar la operación de los LTC de ios transformadores
y el aporte de potencia reactiva de los compensadores estáticos disponibles en el
SNT. Los figuras 4.47 a 4.62 corresponden al análisis para demanda base, media y
punta del miércoles 17 de julio del 2002. Mientras que los figuras 4.63 a 4.74
corresponden a demanda media y punta del domingo 28 de julio del 2002.
247 TPerfil de Voltaje 230KV
— — ~" KV nominal
Figura 4.47 Perfil de voltaje 230 kV, demanda base.
130
247
212
• Dem.Media
Figura 4.48 Perfil de voltaje 230 kV, demanda media.
Figura 4.49 Perfil de voltaje 230 kV, demanda punta.
131
127
• Dem.Base -7% • kV nominal
Figura 4.50 Perfil de voltaje 138 kV, demanda base.
148 --¿¿
145 --
Í<-<-*ü-ig-i-j5gPiq^^> < = > f t £ c 3 2 0 < i ; U
-7% kV nominal
Figura 4.51 Perfil de voltaje 138 kV, demanda media.
132
148 "¿ts
145
142
139 - - - > -
136-
133--
130 '
127
-Dem.Punta "+7%
3 t
-7% kV nominal
Figura 4.52 Perfil de voltaje 138 kV, demanda punía.
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kV nominal
Figura 4.53 Perfil de voltaje 69 kV, demanda base.
133
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Figura 4.54 Perfil de voltaje 69 kV, demanda media.
•Dem.Punta- -5% »+5% kV nominal
Figura 4.55 Perfil de voltaje 69 kV, demanda punta.
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Perfil de Voltaje 46kV
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Figura 4.56 Perfil de voltaje 46 kV, demanda base.
Perfil de Voltaje 46kV
2
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Figura 4.57 Perfil de voltaje 46 kV, demanda media.
Perfil de Voltaje 46kV
49.00
47.00 - -
45.00 - -
43.00
Figura 4.58 Perfil de voltaje 46 kV, demanda punía.
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33 •
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Perfil de Voltaje 34.5 kV
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Dem.Base Dem.Media Dem.PunfaDílí-fíl río ÍJnftíaía ^^aí^m^j^amiii, CO/ amtts&amtasma i KO/ W / tl/ttViÍMol"~ "ciiii ucí \ftjiLd,jfcí "O /o -ro /o ~~ ~~ "~* KV nomiricii
Figura 4.59 Perfil de voltaje 34.5 kV, miércoles 17 de julio del 2002.
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Figura 4.60 Compensación capacitiva.
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Figura 4.61 Compensación inductiva.
5-f
Figura 4.62 Movimiento de LTCs de transformadores del SNI.
kV nominal
Figura 4,63 Perfil de voltaje 230 kV, demanda media.
247--
Flgura 4.64 Perfil de voltaje 230 kV, demanda punía.
148--
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• Dem. Media -+7% -7% — - kV nominal
Figura 4.65 Perfil de voltaje 138 kV, demanda media.
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LU
-Dem. Punta -+7% kV nominal
Figura 4.66 Perfil de voltaje 138 kV, demanda punía.
•Dem.Media =-5% •kV nominal
Figura 4.67 Perfil de voltaje 69 kV, demanda media.
Perfil de Voltaje 69kV
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L/fcífll.i UIILct "O /c •+5% kV nominal
Figura 4.68 Perfil de voltaje 69 kV, demanda punta.
4.69 Perfil de voltaje 46 kV, demanda media.
Figura 4,70 Perfil de voltaje 46 kV, demanda punta
Perfil de Voltaje 34.5 kV7
36 -
35 -5
34 -
33 -
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4.
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Dem. Medía Dem.PuPerfil de voltaje « 5% +5% --
nía— kV nominal
Figura 4.71 Perfil de voltaje 34.5 kV, domingo 28 de julio del 2002
Compensación capacitiva
12-
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• Dem. Media H Dem. Punta
Figura 4.72 Compensación capacitiva.
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I Dem.Media I Dem.Punta
Figura 4.73 Compensación inductiva.
Posición del LTC en %
Figura 4.74 Movimiento de LTCs de transformadores del SNI,
4.3.3 DISTRIBUIDORES Y GRANDES CONSUMIDORES.
En cuanto a los distribuidores y grandes consumidores, se muestra el factor de
potencia de las barras, los mismos que fueron utilizados para realizar las
simulaciones de flujos de potencia. El figura 4.75 corresponde al análisis para
demanda base, media y punta del miércoles 17 de julio del 2002. El figura 4.76
corresponde a demanda media y punta del domingo 28 de julio del 2002.
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S/E19-B/
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S.ALE-BA
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VICEN-BÁ
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IBARRABA
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RIOBA-6£AMBAT-BATULCAN60POMA-BA"GUARA-BAEMELG-DÍEMELG-EMEL-SAIL
145
Con los resultados obtenidos a partir de las simulaciones de flujos de potencia para
el período octubre 2001 a septiembre 2002 expuestos en los numerales 4.2 y 4.3, se
puede llegar a proponer las responsabilidades de ios Agentes del MEM en el flujo de
potencia reactiva a través del SNI, las mismas que se exponen en los siguientes
puntos.
En cuanto a los generadores, se propone que dichos Agentes del MEM continúen
cumpliendo con las responsabilidades establecidas en la Regulación No.CONELEC-
005/00 "Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM", la cual en su numeral 2.1
establece las responsabilidades en el flujo de potencia que han de cumplir dichos
Agentes1. Además se debe señalar que en las simulaciones de flujos de potencia
realizadas, en ninguno de ios casos de los generadores despachados, se llego a
sobrepasar el 95% del límite de potencia reactiva (inductiva o capacitiva), razón por
la cual en términos generales todos los generadores estarían en capacidad de
cumplir con sus responsabilidades en el flujo de potencia reactiva.
En la Regulación No.CONELEC-005/00 se establece que el Transmisor debe
mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, con variaciones
no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre la base de los estudios
realizados conjuntamente entre el CENACE y Transmisor2. Tomando en cuenta las
1 Ver Capítulo H3, numeral 3.1.2 "Generadores".2 Ver Capítulo III, numeral 3.1.2 "Transmisor".
146
simulaciones realizadas en esta tesis se propone los siguientes valores de niveles de
voltaje:
® Mantener niveles de voltaje en las barras de sus subestaciones, en el orden
de ± 7%, para las barras de 230 y 138 kV.
• Mantener niveles de voltaje en puntos de entrega, en el orden de ± 3%, en las
barras de puntos de entrega; es decir, con voltajes de 69,46 y 34.5 kV.
Es necesario mencionar que las tolerancias de voltajes antes mencionadas, se
deben adoptar si es que realiza la instalación de los bancos de capacitores en el
SNT, que se muestran en la tabla 4.1:
SUBESTACIÓN
Sta. Elena
Portoviejo
Loja
Esmeraldas
N_BCOS DE
CAPACITORES
1
1
1
1
N_BCOS DE
REACTORES
CAPACIDAD
CADA BCO
[Mvar]
12
12
12
12
TOTAL
[Mvar]
12
12
12
12
Tabla 4-1 Obras contempladas en el Plan de Expansión del Transmisor para el año2001.
Además se señala que en las barras de Manabí y El Oro, fue necesario despachar
unidades de generación forzada por voltajes, para mantener voltajes aceptables en
estos nodos del SNI, Por esta razón, el CONELEC debería establecer un plazo
determinado para que los Agentes causantes de dicha restricciones de voltaje,
realicen las adecuaciones en sus redes para obtener voltajes operables sin la
necesidad de ingresar generación forzada en estas zonas.
147
En lo referente a los Distribuidores y Grandes Consumidores la Regulación
No.CONELEC-005/00 establece que los Distribuidores y Grandes Consumidores
deben comprometer en cada uno de sus nodos de interconexión con el Transmisor
un factor de potencia, el cual será determinado por el CONELEC sobre la base de un
estudio realizado conjuntamente entre el CENACE y el Distribuidor ó Gran
Consumidor tomando en cuenta el Plan de Expansión presentado como respaldo al
cálculo del VAD3. Las simulaciones de flujos de potencia, se han realizado
considerado que los Distribuidores presentan los siguientes factor de potencia en sus
puntos de interconexión con el transmisor:
• Factor de potencia igual a 1 o menor inductivo para demanda base.
• Factor de potencia igual a 0.96 o superior inductivo para demanda media.
• Factor de potencia igual a 0.98 o superior inductivo para demanda punía.
Se debe destacar que con estos valores de factor de potencia se ha logrado
garantizar la transferencia de potencia segura, tanto activa como reactiva, a través
del SNI, cumpliendo con los parámetros de Control de Voltaje y calidad de servicio
de energía eléctrica. Por esta razón, se proponen como responsabilidades de los
Distribuidores y Grandes Consumidores en sus puntos de interconexión con el
Transmisor los valores de factor de potencia anteriormente mencionados.
En la tabla 4,2, se muestra los valores de compensación fija y controlable capacitiva
que debe llegar a ser instalada en cada una de las barras de carga del SNI, para
llegar a los niveles de factor de potencia propuestos como responsabilidades de los
Distribuidores y Grandes Consumidores, obtenidos de las simulaciones realizadas en
esta tesis.
Ver Capítulo II, numeral 2.1.2.3 "Distribuidores y Grandes Consumidores ".
148
BARRA
5
15
17
20
22
27
28
30
38
41
43
46
48
51
54
56
59
60
63
69
70
75
77
79
83
87
90
92
103
112
115
116
131
148
SUBESTACIÓN
CUENCA
LOJA
MILAGRO
BABAHOYO
MÁCHALA
PASCUALS
S.ELENA
POSORJA
TRINITARIA
QUEVEDO
POLICENTRO
QUEVEDO
PORTOVIEJO
S.DOMINGO
ESMERALDAS
S/E19-BA
S.ROS-BA
SROS-MOV
S.ALE-BA
ESPEJ-23
VICEN-BA
LATACUNGA
IBARR-BA
IBARRABA
TOTORAS
RIOBAMBA
AMBATO
TULCAN69
POMASQUI
GUARANDA
EMELG-DD
EMELG-MI
EMEL-SAL
MANTA
EMPRESA
ELÉCTRICA
Regional Centro Sur SA
Regional del Sur SA
Milagro CA
EMELGUR
Regional El Oro SA
SIDEG
Península de Sta. Elena CA
Península de Sta. Elena CA
SIDEG
EMELGUR
SIDEG
EMELGUR
EMELMANABI
Sto. Domingo SA
Esmeraldas SA
Quito EEQ SA
Quito EEQ SA
Quito EEQ SA
Quito EEQ SA
Quito EEQ SA
Quito EEQ SA
Provincial Cotopaxi SA
Regional Norte SA
Regional Norte SA
Ambato SA
Riobamba SA
Ambato SA
Regional Norte SA
Quito EEQ SA
Bolívar CA
EMELGUR
EMELGUR
SIDEG
EMELMANABI
TOTALES
COMPENSACIÓN
CAPACITIVA
FIJA MVAR
3.48
— -
—
— -
™-—
0.55
—
17.74
— -
3.68
—
™
—
»--
0.67
— -
™....
—
™-....
....
0.49
....
....
—
—0.52
7.69
1.27
7.70
"™
43.78
COMPENSACIÓN
CAPACITIVA
CONTROLABLE RflVAR
2.62
4.53
6.93
2.31
6.05
3.93
2.29
0.66
0.32
1.15
3.29
0.12
5.72
2.98
3.58
0.44
1.18
0.38
0.00
0.66
3.35
0.89
2.60
0.64
3.84
2.28
2.65
2.91
2.13
0.69
2.35
1.33
7.64
1.94
84.38
COMPENSACIO
N
CAPACITIVA
TOTAL MVAR
6.10
4.53
6.93
2.31
6.05
3.93
2.84
0.66
18.06
1.15
3.29
3.80
5.72
2.98
3.58
0.44
1.85
0.38
0.00
0.66
3.35
0.89
2.60
0.64
4.33
2.28
2.65
2.91
2.13
1.20
10.04
2.61
15.34
1.94
128.16
4.2 Valores de compensacióncargadal SNI.
capacitiva fija y controlable de los nodos de
156
En algunos países del mundo, tales como Inglaterra y Gales, se han logrado
implementar Mercados Eléctricos Competitivos, lo que ha permitido establecer una
serie de procesos tendientes a proveer el Servicio de Electricidad ai mínimo costo,
dentro de un marco de competitividad y eficiencia. Dentro de éste marco estructural,
ha surgido la necesidad de instaurar un nuevo Mercado de Potencia Reactiva, con el
objeto de ofrecer y alcanzar una gran variedad de servicios de suministro de
reactivos, los cuales forman parte de los denominados Servicios Complementarios
en Mercados Eléctricos.
En esta sección se analiza el funcionamiento del nuevo Mercado de Potencia
Reactiva de Inglaterra y Gales, considerado como uno de los más competitivos del
mundo. El Sistema de Potencia de Inglaterra y Gales posee una capacidad instalada
de 50.000 MW, en el cual existen dos sistemas AG interconectados y además una
conexión DC con Francia. En cuanto a las plantas de generación, posee
principalmente unidades térmicas tales como centrales a vapor y por centrales de
bombeo, que se despachan en demanda punta. Además existen centrales de Ciclo
Combinado.
El Sistema de Transmisión atraviesa por restricciones de capacidad térmica,
estabilidad y voltaje. El Mercado Eléctrico está constituido por generadores y
distribuidores independientes que transan la energía eléctrica a través de la red
transmisión, cuya administración y propiedad está a cargo de la National Grid
Company (NGC); constituyéndose de esta forma un mercado de compra-venta de
energía eléctrica, en el cual se realizan transacciones que están reguladas por el
Cuerpo de Reglas del Consorcio. Estas reglas indican los pagos que debe hacer
cada Agente del Mercado Eléctrico, según el tipo de transacciones que efectúe.
149
En esta sección se pretende realizar un análisis crítico de la metodología utilizada
actualmente para la remuneración de potencia reactiva en el MEM, según lo indicado
en el numeral 3 de la Regulación No.CONELEC - 005/00 "Transacciones de
Potencia Reactiva en el MEM", la que establece que los costos de producción de
potencia y energía reactivas se calcularán sobre la base de costos fijos y costos
variables declarados por los Agentes propietarios de aquellos equipamientos
destinados exclusivamente al control de voltaje y suministro de potencia reactiva.
Para tal efecto, se realiza las precisiones pertinentes, a los componentes de las
fórmulas de remuneración de potencia reactiva; correspondientes a costos fijos y
costos variables. Además se propone los correctivos a dichas fórmulas de
remuneración de reactivos, en caso de ser necesario.
En primer lugar, se efectúan algunas precisiones con relación a los procedimientos y
formulación matemática relacionada con los costos fijos de producción de potencia
reactiva:1
1. Para la valoración de los costos fijos de un generador dedicado a la
regulación de voltaje, se debe reconocer como potencia reactiva remunerable
el sumatorio de los valores absolutos de las potencias reactivas inductiva y
capacitiva disponibles.
1 En el numeral 3.1.3 del Capítulo III, se muestra la fórmula de remuneración de costos fijosde producción de potencia reactiva y el detalle de cada uno de sus componentes.
150
En los generadores que trabajan como compensadores sincrónicos, no se
debe remunerar las inversiones que ya son reconocidas como potencia activa
remunerable, únicamente se debe valorar la diferencia de acuerdo con el
,. . ,termino 1PEa)
Se debe señalar que ia fórmula utilizada actualmente para calcular ios costos
fijos de operación y mantenimiento; y ios costos de capital de ios equipos que
producen potencia reactiva, cubren satisfactoriamente estos costos y por eso
no es necesario realizar una modificación a dicha fórmula,
En segundo lugar, se efectúan algunas precisiones con relación a los procedimientos
y formulación matemática relacionada con los costos variables de producción de
potencia reactiva: 2
1. Los costos variables deben ser realmente pagados por los Agentes causantes
de dicha generación, de acuerdo con el análisis de la operación del sistema;
por lo que, se recomienda elaborar una pre-disíribución de estos costos, en
función de realizar análisis de flujos de potencia para días típicos de trabajo y
fines de semana ya ocurridos, para cada una de las bandas horarias, y en
base de dichos resultados determinar la participación de cada uno de los
Agentes en el incumplimiento de sus obligaciones de potencia reactiva.
2. El Costos de energía eléctrica consumida, CEEC, se obtiene del producto
entre el valor de PEE (precio medso de la energía eléctrica en el Mercadoocasionas en el mes de liquidación) por el valor REA (rendimiento delequipo, determinado sobre la energía eléctrica activa consumida y referido a
2 En el numeral 2.1.3 del Capítulo u, se muestra las formulas de remuneración de costosvariables de producción de potencia reactiva y el detalle de cada uno de sus componentes.
151
la producción de energía reactiva producida).3 En lo referente a los
componentes de éste consumo variable, se propone las siguientes
correcciones:
Con respecto al valor REA, el mismo que el Agente generador incluye
en su declaración de costos variables, es expresado en kWh/kvarh. Sin
embargo, el valor de rendimiento de las unidades de compensación
sincrónica, no es un valor constante y el consumo de energía activa de
la máquina depende del nivel de producción ó absorción de energía
reactiva. En la figura 5.1, se muestra el comportamiento del
rendimiento de un compensador sincrónico (esta curva se obtiene
experimentalmente, mediante pruebas en la máquina).
fcvarh.
Figura 5-1 Curva experimental de rendimiento de un compensador sincrónico.
Como se puede apreciar en la figura 5.1, el consumo de energía activa
no es un valor constante y depende de la cantidad de reactivos
inyectados o absorbidos por el compensador sincrónico. Esto quiere
decir que según los requerimientos de reactivos del SNI el rendimiento
del compensador será distinto. Por esta razón se propone establecer
un valor de rendimiento de las unidades que funcionan como
compensadores sincrónicos para demandas base, media y punta; y no
Ver el numeral 2.1.3 del Capítulo E.
152
un valor promedio de todo el rango de rendimiento de! compensador,
como se hace actualmente.
En cuanto al valor de PEE, se propone utilizar el valor del precio de la
energía eléctrica en el Mercado Ocasional o Precio Spot,
correspondiente a cada una de las bandas base, media y punta en el
mes de liquidación; y no eS Precio medio de la energía eléctrica en el
Mercado Ocasional. Esta observación se realiza, debido a que ios
costos variables de producción de potencia reactiva de los
compensadores sincrónicos son asignados a los Agentes causantes de
la operación de dichos equipamientos. Así por ejemplo, la operación
de los compensadores sincrónicos de TERMOPICHINCHA en demanda
base se le asigna totalmente a TRANSELECTRIC, mientras que la
operación de estos compensadores en demanda media y punta es
asignada a los Agentes Distribuidores causantes de la operación de los
compensadores sincrónicos. En la figura 5.2, se puede apreciar la
valoración del Precio Spot versus las bandas de demanda del SNI.
PEECkWli]
PEE PEE•DP
PEEDB
DB DM DPDemandas SNI
Figura 5.2 Evolución del Precio Spot en función de la demanda del SNL
153
Con las observaciones antes mencionadas con respecto a los valores de REA
y PEE, se propone modificar los parámetros de cálculo de la fórmula de
CEEC, por los que se indican a continuación:
CEEC = CEECD + CEECDM + CEECDP (5.1)
Cada uno de los factores contemplados corresponde a:
CEECD =PEED *READ (5.2)
CEEC DM= PEE DM*READM (5.3)
CEECDP = PEEDP *READP (5.4)
En donde:
CEECD = Costo de energía eléctrica consumida para demanda base.
CEECDM = Costo de energía eléctrica consumida para demanda media.
CEECDP = Costo de energía eléctrica consumida para demanda punta.
PEED = Precio Spot de la energía eléctrica para demanda base.
PEEDM = Precio Spot de la energía eléctrica para demanda media.
PEEDP = Precio Spot de la energía eléctrica para demanda punta.
READ - Rendimiento del equipo, kWh/kvarh para demanda base.
READM = Rendimiento del equipo, kWh/kvarh para demanda media.
READP = Rendimiento del equipo, kWh/kvarh para demanda punta.
154
3, En lo que tiene que ver con los otros componentes que forman parte de la
remuneración de costos variables de producción de potencia reactiva (tales
como Costos de lubricantes, químicos, agua y otros insumos CLQYO; Costos
de mantenimiento CM; y Costos de combustible CC), se puede apreciar que
son los adecuados y consideran todos aquellos insumos y mano de obra
necesarios para cubrir los costos de producción de potencia reactiva de ios
equipamientos destinados ai control de voltaje y suministro de potencia
reactiva,
Finalmente es importante indicar que la metodología de remuneración de potencia
reactiva, que en la actualidad se encuentran vigente y que consta en el numeral 3 de
la Regulación No.CONELEC - 005/00 "Transacciones de potencia reactiva en el
MEM", cubre satisfactoriamente con los costos fijos y variables de producción de
potencia reactiva de los compensadores sincrónicos y equipos destinados al control
de voltaje y suministro de potencia reactiva, Por esta razón, se puede señalar que la
remuneración de potencia reactiva contemplada en la Regulación No.CONELEC -
005/00 es la más adecuada, considerando además que en el Mercado Eléctrico
Mayorista ecuatoriano, no se cuenta con un Mercado de Servicios Complementarios
(en especial un Mercado de Potencia Reactiva); y se encuentra más bien en una
etapa de transición. Siendo la provisión de los servicios de control de voltaje y
suministro de potencia reactiva, una responsabilidad de los Agentes del MEM,
encontrándose estos servicios totalmente regulados.
155
En Mercados Eléctricos, uno de los parámetros más aleatorios e impredecibles lo
constituye el comportamiento de la carga, Por ello, la variación que experimentan
los precios de potencia y energía en el Mercado Spot es volátil, Por otro lado la
implementación de un Mercado Spot de potencia activa ha estado en funcionamiento
desde hace varios años atrás en Mercados Eléctricos Competitivos, mientras que el
interés por la implementación de un Mercado Spot para potencia reactiva crece cada
vez más. Por esta razón, en la mayoría de países del mundo, la creación de un
Mercado de Potencia Reactiva no se encuentra totalmente estudiada y en la
actualidad se realizan muchas propuestas especialmente relacionadas con la forma
adecuada de remuneración de potencia reactiva.
Los elevados costos de inversión de ios equipamientos destinados para suministrar
potencia reactiva y controlar el voltaje en Sistemas de Potencia (tales como, bancos
de capacitores, inductores, compensadores sincrónicos y LTCs de transformadores),
ha causado que los costos operacionaies y el precio spot de potencia reactiva sean
extremadamente volátiles.
Con el propósito de cubrir estos costos de inversión, se ha desarrollado un esquema
de precios que tome en cuenta los costos de inversión requeridos para instalar
equipamientos de Control de Voltaje y suministro de Potencia Reactiva, y la
volatilidad que experimentan ios precios de potencia reactiva en el mercado spot.
Una alternativa interesante para la remuneración de potencia reactiva en Mercados
Eléctricos Competitivos, constituye la aplicación de flujos óptimos de potencia para la
simulación y optimización de precios de potencia reactiva en el Mercado Spot. Esta
metodología de remuneración de reactivos se presenta en el paper "A Simulation
Based Approach ío Pricing Reactive Power", el cual se muestra en el ANEXO 8 y que
constituye un aporte importante para establecer una adecuada remuneración de
potencia reactiva.
157
Es obligación de las unidades de generación con capacidad superior a 50
mantener una entrega mínima de potencia reactiva hacia el Sistema de transmisión,
con el propósito de asegurar la estabilidad de voltaje necesaria en el Sistema de
transmisión. Además para realizar las transacciones de potencia reactiva, se puede
clasificar la potencia reactiva gen9rada en dos tipos:
« Potencia reactiva por Capacidad (Servicio Obligatorio).
• Potencia reactiva de Utilización o Mejoramiento (Servicio Complementario).
Este suministro de potencia reactiva por parte de las unidades de generación del
Sistema de Potencia, constituye parte de los Servicios Complementarios
Comerciales.
5.3,2 PAGOS POR SUMINISTRO DE POTENCIA REACTIVA.
Como se señalo antes, el Sistema de Transmisión (NGC) necesita una cantidad
mínima de reactivos para operar el Sistema de Potencia en condiciones de
estabilidad. Por esta razón, se debe establecer una provisión mínima de reactivos
(correspondientes a la Potencia reactiva por Capacidad), en especial para aquellas
unidades de generación con una potencia de generación activa igual o superior a 50
MW. También se contempla el suministro de reactivos como un servicio comercial
(correspondientes a la Potencia reactiva de Utilización). Las reglas de los contratos
están establecidas en el Master Connection and Use of System Agreement
(MCUSA), este es un acuerdo multipartito entre NQC y los usuarios del sistema de
transmisión. Los acuerdos y los mecanismos son diferentes durante contingencias o
fallas como con los requerimientos durante la operación normal del sistema. Ambos
servicios de suministro de reactivos constituyen un Servicio Complementario.
158
La forma de pago de las unidades de generación antes mencionadas por proveer el
suministro de reactivos al Sistema de Transmisión, se denomina Mecanismo de
pago. Este mecanismo, se fundamenta en una tarifa que cubre los costos de
aquellas unidades que entregan potencia reactiva al Sistema de Potencia.
Es importante señalar que la tarifa de pago de potencia reactiva a experimentado
una evolución desde los inicios de privatización del Sector Eléctrico. A continuación
se presenta las etapas de evolución de la tarifa de potencia reactiva, tendientes en
cada etapa, a establecer los lineamientos necesarios que permitan implementar un
Mercado Competitivo de Potencia Reactiva.
Para llegar al establecimiento de un Mercado de Potencia Reactiva, ha sido
necesario efectuar previamente cambios de importancia en la concepción misma del
rango de entrega de reactivos de las unidades de generación al Sistema de
Potencia. Esto quiere decir que se debió establecer un porcentaje de entrega de
potencia reactiva por Capabilidad y por Mejoramiento. Para lograr tal efecto, se han
desarrollado las siguientes etapas evolutivas hasta llegar a establecer un escenario
competitivo que permita el adecuado funcionamiento de un Mercado de Potencia
Reactiva.
Luego de la privatización y de la desincorporación de la mayoría de activos del
Sector Eléctrico a favor del Sector Privado, las unidades de generación reciben una
remuneración regular con respecto a la producción de potencia reactiva. En aquel
entonces existía la tendencia a crear una forma de pago que cubra los costos
increméntales incurridos en la producción de potencia reactiva, en especial los
relacionados con los costos operativos de dichas unidades tales como combustibles,
lubricantes y costos por mantenimientos,
159
Pero, debido a la ausencia de aparatos de medición de la potencia reactiva
producida por estas fuentes de reactivos, la remuneración de potencia reactiva
originalmente se realizó basándose en datos históricos de suministro de reactivos de
las unidades de generación; surgiendo de esta forma la imperiosa necesidad de
instalar los aparatos de medición comercial adecuados que permitan establecer la
entrega de reactivos al Sistema de Transmisión por cada uno de los Agentes del
Mercado Eléctrico.
Además se debería llegar a establecer un método de remuneración o tarifa de
suministro de reactivos, el cual relacione adecuadamente el pago con la entrega de
potencia reactiva inyectada ó absorbida por parte de las unidades de generación,
conforme con las lecturas realizadas por los aparatos de medición comercial.
5.3.3.2 Establecimiento de la Tarifa.
Después de la etapa de transición, los Agentes del Mercado Eléctrico estudian la
posibilidad de establecer una tarifa, basada en un mecanismo de pago determinado
en función de la cantidad de potencia reactiva por Capabilidad (obligatoria) y
Utilizada (mejoramiento de las condiciones operativas del Sistema de Potencia).
Se adopto un mecanismo de pago dividido entre Capabilidad y Utilización que en un
inicio correspondió a un 80% por Capabilidad y 20 % por Utilización; de tal forma
que con el tiempo se llegue a tener un alto margen de Potencia Reactiva de
Utilización y un mínimo rango de Potencia Reactiva por Capabilidad, para que en un
instante determinado, todos los pagos se basen en la Potencia Reactiva por
Utilización tomando como referencia la medición de potencia reactiva entregada por
la unidad de generación.
160
El establecimiento de la tarifa de potencia reactiva dio lugar a que los diferentes
Agentes del Mercado Eléctrico se planteen la incógnita de cómo debería funcionar
este nuevo Mercado de Potencia Reactiva.
Por esta razón, los Distribuidores, Generadores, el Transmisor y el Centro de
Control, forman una asociación que tiene como objetivo determinar los principios
necesarios para la administración adecuada del Mercado de Potencia Reactiva bajo
la supervisión del organismo Regulador del Mercado Eléctrico. A esta asociación se
la denominó Grupo de Usuarios del Sistema de Transmisión (Transmission Users
Group), ya que esta asociación representa los intereses de los usuarios del Sistema
de transmisión, grupo que posee la capacidad de administrar las transacciones de
potencia reactiva realizadas entre estos Agentes en el Mercado de Servicios
Complementarios de Potencia Reactiva, ya sea en forma de contratos o en el
Mercado spot,
Resulta importante conocer las principales características de funcionamiento del
Mercado de Potencia Reactiva, especialmente en lo referente a los montos
porcentuales señalados tanto para Potencia Reactiva por Capabilidad e Utilización.
Además se señalan las opciones de oferta de potencia reactiva producida y los
procesos de evaluación de ofertas de las unidades de generación.
5,3.4.1 Mecanismo de Pagos.
En primer lugar, el nuevo Mercado de Potencia Reactiva adopta un Mecanismo de
Pagos, el mismo que fue utilizado en la etapa de instauración de la tarifa de potencia
reactiva a ser negociada en el mercado spot ó pool. Además de lo señalado, se
establece un proceso de aumento paulatino del porcentaje asignado a la Potencia
161
Reactiva de Utilización y una disminución de la Potencia Reactiva por Capabilidad, a
través del tiempo. En e! caso particular del Mercado Eléctrico de Inglaterra y Gales
se llegó a implantar un mecanismo denominado "escalera", el cual fija los montos
porcentuales destinadas para las potencia reactivas por Capabiiidad y Utilización. En
la figura 5.1, se muestra la evolución de dichos porcentajes a través del período de
tiempo de 5 años.
El mecanismo de pago dividido entre Capabilidad y Utilización, en el año 97/98 fue
de 80/20 en el año 98/99 de 50/50, en el 99/2000 fue de 25/75 y finalmente en el
2000/2001 es de 0/100. En otras palabras en Abril del 2000 este pago será
netamente por utilización porque se entiende que su capacidad ya fue pagada.
1997-98 1998-99 1999-00 2000-01
D Capabilidad D Utilización
Montos porcentuales de Potencia Reactiva de Capabilidad y Utilizaciónen el Mercado Eléctrico de Inglaterra y Gales.
En segundo lugar, se propone a las unidades de generación un pago alternativo de
potencia reactiva, el cual en términos generales tiene como propósito fomentar aun
más la competencia entre los Generadores. Así, las unidades de generación están
en capacidad de ofertar su potencia reactiva al Mercado de Potencia Reactiva
mediante dos opciones claramente definidas:
162
Service ORPS: es un servicio de suministro de potencia reactiva, en el cual
las unidades de generación se comprometen a entregar los reactivos
necesarios para la operación del Sistema de Transmisión y negociarlo con el
transmisor (NGC) mediante mecanismos de mercado. Esto quiere decir que
estas unidades de generación han de ofertar un porcentaje alto por Potencia
Reactiva por Capabilidad y un porcentaje inferior por Potencia Reactiva de
Utilización. Con respecto a la Potencia Reactiva de Capabilidad,
generalmente se especifican más de tres puntos de precios increméntales, los
mismos que son ofertados para potencia reactiva absorbida o entregada al
Sistema de Potencia, como se muestra en la figura 5.2.
Subexcitación-Mvar
Sobrexcitación+Mvar
Figura 5.2 Curva de costos de Potencia Reactiva por Capabiiidad.
Power Service ERPS: en este servicio de suministro de potencia reactiva, las
unidades de generación con un exceso de Potencia Reactiva por Capabilidad
pueden ofrecer su Capabilidad en exceso para mejorar las condiciones de
operación del Sistema de Potencia. En lo que tiene que ver con la Potencia
Reactiva de Utilización, también se llegan ha especificar más de tres puntos
de precios increméntales, los mismos que son ofertados para potencia
163
reactiva absorbida o entregada al Sistema de Potencia, tal como se muestra
en la figura 5.3.
Subexcitación-Mvar
Sobrexcitación+Mvar
Figura 5.3 Curva de costos de Potencia Reactiva por Utilización.
Es importante señalar que aquellas unidades de generación que pueden llegar a
proponer una oferta de potencia reactiva adecuada al Mercado de Potencia Reactiva
y que han negociado satisfactoriamente su potencia reactiva mediante un contrato
con otro Agente del Mercado Eléctrico, pierden el derecho de ser remunerados
mediante el Mecanismo de Pago.
Como se señaló anteriormente los proveedores de potencia reactiva pueden llegar a
ofrecer potencia reactiva por medio de dos opciones: el Servicio Obligatorio de
Potencia Reactiva ORPS ó el Servicio de Mejoramiento de Potencia Reactiva ERPS.
Por otro lado los contratos de potencia reactiva se realizan con una duración mínima
de un año y los proveedores de éste servicio presentan sus ofertas en dos ruedas de
ofertas, las cuales se efectúan cada seis meses. En cada contrato de potencia
reactiva, se deben especificar aspectos tales como la localización del suministro de
reactivos, precio y cantidad de potencia reactiva, montos o porcentajes de suministro
de reactivos por Capabilidad y Utilización, entre los más importantes. En la figura
164
5.4, se presenta un esquema, en el cual se aprecia el proceso de negociación de un
contrato de potencia reactiva.
Aproximadamente3 semanas
Día cié presentaciónde Jas ofertas
ente _ ____ Apio
Penado de^evahiaciór
4 meses
Día de indodel contrato
u
jciónrato "~
i;pe12 meses o más enperíodos da 6 meses
lio de Oc
Figura 5.4 Proceso de negociación de un contrato de potencia reactiva.
Por último se señala que este esquema de funcionamiento del Mercado de Potencia
Reactiva, fomenta la competencia entre los Agentes del Mercado Eléctrico capaces
de proveer potencia reactiva, la cual ha de ser negociada ya sea en el mercado spot
ó en el mercado de contratos bajo las opciones ORPS ó ERPS.
Sin embargo, se debe garantizar en todo momento que el Sistema de Potencia opere
en condiciones de estabilidad de voltaje, razón por la cual aquellas fuentes de
reactivos (generalmente compensadores estáticos), ubicadas en zonas del Sistema
de Potencia con voltajes muy bajos, deben ser excluidos inicialmente del Mercado de
Potencia Reactiva; con el objeto de garantizar el suministro de reactivos de aquellas
zonas del Sistema de Potencia que podrían sufrir un colapso de voltaje. Además
con el propósito de solucionar éste problema, el propietario del Sistema de
Transmisión (NGC) impulsa la posibilidad de establecer contratos a largo plazo con
entidades privadas interesadas en colocar los equipos de suministro de potencia
reactiva en estas zonas débiles del Sistema de Potencia.
Una vez analizados las principales características de funcionamiento de un Mercado
de Potencia Reactiva, se muestran los Servicios Complementarios relacionados con
165
el Control de voltaje y Potencia reactiva, que pueden desenvolverse en este tipo de
Mercado.
En la actualidad, los Mercados Eléctricos Competitivos han experimentado cambios
estructurales de importancia, especialmente en lo relacionado a la provisión de los
Servicios Eléctricos necesarios para cumplir con los parámetros de calidad exigidos
por el ente Regulador, Estos cambios han dado lugar a la formación de nuevos
mercados tales como los Mercados de Servicios Complementarios, los cuales
resultan imprescindibles para mantener la integridad, calidad y seguridad operacional
del servicio eléctrico.
Esto quiere decir que en la actualidad, la tendencia de los Mercados Eléctricos es la
de realizar un análisis teórico del funcionamiento del Sector Eléctrico, de tal manera
de dividir el negocio eléctrico desde generación a distribución, en Servicios Primarios
y Servicios Complementarios. El principal objetivo de esta separación, es el de
brindar las señales económicas adecuadas para que el suministro al consumidor final
sea al mínimo costo del servicio eléctrico. Dentro de los Servicios Complementarios,
se encuentran aquellos relacionados con el Control de voltaje y Potencia reactiva.
En aquellos países del mundo, en los cuales el proceso de modernización del
Mercado Eléctrico se realizó hace varios años, los Mercados de Servicios
Complementarios se implementaron y en la actualidad se encuentran en pleno
funcionamiento. En el caso del Mercado Eléctrico Mayorista ecuatoriano MEM, la
implantación de los Servicios Complementarios, especialmente los relacionados con
el Control de voltaje y Potencia reactiva, no ha podido desarrollarse adecuadamente;
debido a que el MEM se encuentra en una etapa de transición y en el momento en el
166
que se den las condiciones necesarias, podrían implementarse estos Servicios
Complementarios.
A continuación se presenta un análisis de los principales aspectos relacionados con
los Servicios Complementarios en Mercados Eléctricos Competitivos, para lo cual se
tomó como referencia el paper "Ancillary Services" de la Universidad Católica de
Chile.
"Los Servicios Complementarios son aquellos Servicios Eléctricos necesarios para
proveer el servicio básico de transmisión a los consumidores. Estos servicios
comprenden acciones que afectan a la transacción (programación y despacho de
servicios) y los servicios que son necesarios para mantener la integridad del sistema
durante una transacción (seguimiento de carga y soporte de energía reactiva).
Existen otros servicios complementarios que son requeridos para corregir los efectos
asociados con el compromiso de la transacción (por ejemplo, servicio de carga
desbalanceada)".1
A continuación se presenta a los principales Agentes del Mercado que proveen o
requieren de Servicios Complementarios:
1. Compañías locales de distribución ó entidades que abastecen la carga.
2. Grandes consumidores.
3. Gestores comerciales de energía.
4. Productores independientes de potencia.
1 Definición tomada de la Federal Energy Regulatory Comisión, FERC, U.S.A.
167
5. Brokers o corredores de energía.
6. Revendedores.
7. Transmisor.
8. Operadores del Área de Control.
9. Bolsa de potencia.
10. Juntas regionales.
11. Coordinadores.
Es importante señalar que, cada Agente del Mercado Eléctrico ha asumido un rol con
respecto a las actividades de suministrar ó requerir Servicios Complementarios. Por
esta razón, se podría clasificar a los Agentes del Mercado en dos categorías:
a. Proveedor de Servicios Complementarios.
b. Usuario de Servicios Complementarios.
En los últimos años se ha desarrollado una gran cantidad de Servicios
Complementarios en Mercados Eléctricos Competitivos. Se han cuantificado
alrededor de 32 servicios individuales que cumplen la función de Servicios
Complementarios, entre los que se puede señalar: Desprendimiento automático de
carga, Planificación de Reservas, Regulación de frecuencia, Regulación de carga,
Seguimiento de carga, Calidad de servicio, Medición de servicios, Soporte dinámico
de voltaje, Suministro local de reactivos, etc.
En la presente tesis, se realizará un análisis únicamente de los Servicios
Complementarios relacionados con el Suministro de potencia reactiva y Control de
voltaje en Mercados Eléctricos. A continuación se presenta una definición de los
Servicios Complementarios antes mencionados:
168
Soporte dinámico de voltaje, Dynamsc voltage support: Este servicio
incluye la provisión de servicios de regulación de voltaje para ajustar
dinámicamente las variables de salida de consumo, con el propósito de
mantener un perfil de voltaje adecuado.
Suministro local de reactivos, Local reactive support: Este servicio
incluye la provisión de fuentes locales de potencia reactiva para ios puntos de
carga de transmisión, con el propósito de asegurar un nivel de voltaje
apropiado.
Este servicio incluye el suministro de potencia reactiva desde las fuentes de
generación, para facilitar la operación del sistema de transmisión, incluyendo
la capacidad de ajustar en forma continua el voltaje del sistema de
transmisión, en respuesta a ios cambios del sistema,
System reactive support: Este servicio incluye la provisión de fuentes de
reactivos para apoyar la operación del sistema de transmisión, incluyendo la
habilidad para ajustar en forma continua el voltaje del sistema de transmisión,
en respuesta a los cambios del sistema.
En esta sección se presenta algunos de las principales características de los
Servicios Complementarios relacionados con el Suministro de potencia reactiva y
Control de voltaje en Mercados Eléctricos. Se ha realizado una distinción enicategorías, entre cada uno de estos servicios individuales de acuerdo a las
cualidades o atributos de estos Servicios Eléctricos.
169
Se enumera las principales razones que hacen imprescindible la utilización de los
Servicios Complementarios en los Sistemas de Potencia:
1. Seguridad operacional de los SEP.
2. Confiabilidad y adecuación de los SEP.
3. Eficiencia operacional de los SEP.
4. Eficiencia de los SEP a lo largo del tiempo,
5. Establecimiento de cuentas,
6. Calidad de servicio.
Servicios Complementarios
1 Soporte dinámico de voltaje
2Suministro local de reactivos
3Servicio de suministro de reactivos
y control de voltaje de fuentes de generación
4Soporte de reactivos del sistema
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Tabla 5.1 Necesidad de los Servicios Complementarios de Potencia Reactiva yControl de Voltaje.
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170
Los Agentes del Mercado Eléctrico que pueden proveer un servicio auxiliar
específico son:1, Todos los generadores (los que se encuentran dentro y fuera del área de
control),
2, Los generadores del área de control.
3, El proveedor del servicio de transmisión.
4, El operador del área de control.
5, Carga de los consumidores.
6, Las compañías locales de distribución.
Algunos de estos servicios complementarios pueden ser provistos por más de una
entidad ó Agente del Mercado. También algunos servicios complementarios pueden
ser provistos por una combinación de dos o más proveedores.
Servicios Complementarios
1 Soporte dinámico de voltaje
2Sumin¡stro local de reactivos
SServicio de suministro de reactivos
y control de voltaje de fuentes de generación
4Soporte de reactivos del sistema
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Tabla 5.2 Proveedores de los Servicios Complementarios de Potencia reactiva yControl de voltaje.
171
A continuación se identifica la estructura de tiempo con los cuales un servicio
complementario necesita estar disponible. Para ello se ha identificado las
siguientes estructuras de tiempo:
1. De períodos inmediatos (segundos).
2. De períodos muy cortos (minutos).
3. De períodos cortos (unas pocas horas).
4. De períodos medios (uno o dos días).
5. De largos períodos (semanas a años).
Servicios Complementarios
1 Soporte dinámico de voltaje
2Suministro local de reactivos
SServicio de suministro de reactivos
Y control de voltaje de fuentes de generación
4Soporte de reactivos del sistema
Período
inmediato
X
X
Período
muy corto
Período
corto
Período
medio
Período
largo
X
X
X
Tabla 5.3 Estructura de tiempo de los Servicios Complementarios de Potencia
Reactiva y Control de Voltaje.
172
Se han identificado tres amplias categorías de costos:
1. Cosíos Altos: Principalmente se refieren a los servicios que requieren un alto
costo de capital o un alto costo de operación. Generalmente cubren todos los
servicios que requieren capacidad de generación y de transmisión.
2. Costos Medios: Son los servicios que generalmente no requieren la
provisión de capacidad. Estos servicios involucran un mecanismo de control
que requieren en forma extensa la telemetría y equipamiento de control.
3. Costos Bajos: Estos servicios principalmente involucran la provisión de un
mecanismo de control junto don un número limitado equipamiento de
telemetría y control.
Servicios Complementarios
1 Soporte dinámico de voltaje
2 Suministro local de reactivos
SServicio de suministro de reactivos
y control de voltaje de fuentes de generación
4Soporte de reactivos del sistema
w0 W*J o<fí -M
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X
X
Cos
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med
io
X
X
1 8i *
Costos relativos de los Servicios Complementarios de Potencia reactiva yControl de voltaje.
os
173
A continuación se identifican los costos de telemetría y administración individuales de
los servicios complementarios, Estos requerimientos de telemetría difieren para
varios servicios complementarios y pueden clasificarse como:
Servicios Complementarios
Bajos costos de
medición usandotecnología existente
Altos costos de
medición usando
tecnología existente
1 Soporte dinámico de voltaje X
2SuminÍstro local de reactivos X
SServicio de suministro de reactivos
y control de voltaje de fuentes de generación
X
4Soporte de reactivos del sistema X
Tabla 5.5 Requerimientos Telemétricos de los Servicios Complementarios de
Potencia reactiva y Control de voltaje.
174
En muchas ocasiones la provisión de un Servicio Eléctrico posibilita el suministro de
otros Servicios Eléctricos sin incurrir en un costo significativo. Como se muestra en
la siguiente tabla, se han identificado los servicios complementarios que llegan a
estar disponibles una vez que oíros servicios primarios son suministrados.
Servicios Complementarios
1 Soporte dinámico de voltaje
2Suministro local de reactivos
SServicio de suministro de reactivos
y control de voltaje de fuentes de generación
4Soporte de reactivos del sistema
Soporte
dinámico
de voltaje
X
X
X
Tabla 5.6 Correlación entre los Servicios Complementarios de Potencia Reactiva y
Control de Voltaje.
A continuación se realiza un análisis acerca del establecimiento de la Potencia
reactiva y el Control de voltaje como Servicios Complementarios en el Mercado
Eléctrico Mayorista Ecuatoriano MEM, mediante un análisis de las condiciones
actuales en las cuales se desenvuelven las transacciones de Potencia reactiva.
Además se exponen aquellas condiciones o características que deberían darse en el
para la instauración de Mercados de Potencia Reactiva.
175
En el nuevo modelo de funcionamiento de Mercados Eléctricos Competitivos, se
incluye también el Mercado de Potencia Reactiva y los Servicios Complementarios
relacionados con el mismo. En el presente numeral, se pretende realizar un análisis
acerca del posible establecimiento de un Mercado de Potencia Reactiva en el MEM
ecuatoriano. Para ello será imprescindible tomar como referencia el punto 5.3 "Un
Nuevo Mercado de Potencia Reactiva", en el cual se explora las principales
características de funcionamiento y proceso evolutivo del Mercado de Potencia
Reactiva de Inglaterra y Gales, considerado como uno de los más competitivos dei
mundo. Entonces, esta sección tiene como objetivo proponer los lineamientos y
pautas necesarias, que deberían adoptar los diferentes entes y Agentes del MEM
para llegar a implementar un Mercado de Potencia Reactiva en condiciones de
competitividad y procurando ofrecer la provisión de esta potencia al mínimo costo de
producción al usuario final en condiciones operativas de seguridad y calidad dei
servicio.
Como ya se señaló anteriormente, la Regulación que establece las
responsabilidades de los Agentes del MEM y las transacciones de potencia reactiva,
es la Regulación No.CONELEC - 005/00 "Transacciones de potencia reactiva en el
MEM". A continuación se indican algunos comentarios acerca del tratamiento que
actualmente recibe la potencia reactiva de acuerdo a la Regulación mencionada:
176
Los Agentes del MEM, Generadores, Transmisor y Distribuidores; son
responsables por el control de flujo de potencia reactiva en sus puntos de
intercambio con el MEM. Esto quiere decir que el suministro de potencia
reactiva constituye una obligación de los Agentes con el objeto de mantener
las condiciones de seguridad y calidad de servicio eléctrico,
Se menciona además que el CENACE determinará la magnitud del
incumplimiento de los Agentes, en el control de voltaje y suministro de
potencia reactiva, observando lo establecido en el numeral 2 de la Regulación
005/00. Las penalizaciones por compensación reactiva, se deberá imputar: al
Transmisor por no cumplir con las bandas de voltaje; a los Generadores por
no aportar con los reactivos de acuerdo con su curva de capabilidad; y, a los
Distribuidores y/o Grandes Consumidores por incumplimiento del factor de
potencia en cada uno de los puntos de entrega.
En los Precios Referenciales de Generación obtenidos de la programación
anual, están incluidos los costos fijos y variables por potencia reactiva, por lo
tanto, serán los usuarios a través de la tarifa quienes estarán pagando por
este concepto, por lo que los Distribuidores, se constituirían en agentes de
retención de estos valores, los mismos que deberán ser entregados al
CENACE para ser transferidos a los Agentes propietarios de los equipos de
producción de reactivos (compensadores estáticos y sincrónicos), Con
este mecanismo se aseguran los fondos para cubrir los costos fijos, los
mismos que representan alrededor del 90% del costo total de la generación
de potencia reactiva.
177
Con el objeto de establecer un Mercado de Potencia Reactiva, es importante que el
nuevo modelo del Mercado Eléctrico se encuentre plenamente implementado. Es
por esta razón que en la actualidad no existe la posibilidad de establecer un Mercado
de Potencia Reactiva. Entre los principales motivos que impiden el normal
funcionamiento del nuevo modelo Mercado Eléctrico, se encuentran:
® Utilización de tarifas no reales,
• Aun no se ha logrado desincorporar la mayor parte de los activos estatales dei
Sector Eléctrico, que actualmente se encuentra en poder del Fondo de
Solidaridad, a favor de capitales privados; permitiendo una mayor participación
del capital extranjero.
© Los costos fijos y variables de producción de potencia reactiva forman parte
del Precio Referencial de Generación a partir de la programación de operación
anual calculada por el CENACE. Además en la Regulación No.CONELEC -
005/00, se señala que el control de voltaje y el suministro de potencia reactiva
es una obligación de los Agentes del MEM.
A continuación se proponen los cambios que deberían implementarse en el MEM y
las características que debería presentar el MEM para el establecimiento de un
Mercado de Potencia Reactiva:
1, Se debe llegar a implementar tarifas reales, que cubran los costos reales de
producción tanto de potencia activa y reactiva.
178
2. Se debe llegar ha desincorporar la mayor parte de los activos estatales del
Sector Eléctrico, a favor de capitales privados permitiendo una mayor
participación del capital extranjero. Así se podría tener un mayor grado de
competencia, en especial en generación.
3. Se podría causar interés en la inversión privada, si es que se reforma la
Regulación 005/00 y se libera o desregula las transacciones de potencia
reactiva. Esta liberación de las transacciones de potencia reactiva, se podría
dar por medio del establecimiento de una remuneración o pago por suministro
de potencia reactiva a las unidades de generación. Esta remuneración podría
contemplarse como una remuneración de potencia reactiva por Capabilidad o
por Utilización..
4. Paralelamente se debería suprimir el rubro correspondiente a potencia
reactiva (costos fijos y variables), del Precio Referencia! de Generación, para
que sean los Generadores y Compensadores Sincrónicos quienes negocien
su energía reactiva en una rueda de contratos que se podrían ofrecer
semestralmente y con una duración mínima de un año.
5. Se propone mantener las responsabilidades de los Distribuidores (en cuanto al
factor de potencia) y del Transmisor (porcentajes de tolerancia en las barras
del SNT), ya que éstos valores son fundamentales para mantener un
adecuado perfil de voltaje y garantizar que la transferencia de reactivos, a
través del SNI, se realiza en condiciones de seguridad y calidad de servicio.
Las condiciones presentadas en esta última parte posibilitarían la ¡mplementación de
un Mercado de Potencia Reactiva en el
179
En cuanto a la oferta de energía, resulta de vital importancia determinar las
cuotas de energía de las centrales hidroeléctricas de pasada y embalse. En el
caso de las centrales hidroeléctricas de embalse estacional se debe realizar el
manejo del embalse correspondiente, que permita el consumo del embalse en la
época seca y de esta forma aprovechar el valor del agua.
En cuanto al análisis realizado para establecer las Responsabilidades de los
Agentes del MEM en el flujo de potencia reactiva, se debe mencionar que el SNI
presenta un mayor requerimiento de potencia reactiva en el período lluvioso,
debido a que la generación de potencia activa se encuentra concentrada en las
centrales hidroeléctricas de pasada y de embalse, en especial de Paute. Por
esta razón se hace indispensable la operación de las fuentes de potencia
reactiva del SNI, tales como los capacitores e inductores del SNT y los
compensadores sincrónicos de Santa. Rosa, Ecuapower Sto. Domingo y Santa
Elena.
Con ei estudio de flujos de potencia realizado en el capítulo IV, se ha podido
proponer las Responsabilidades de los Agentes del MEM en el flujo de potencia
reactiva. Esto quiere decir que el presente estudio ha logrado sugerir los
valores de tolerancias de voltajes para el Transmisor y los valores de factores
de potencia de los Distribuidores, puntos que todavía no se encuentran
completamente definidos en los numerales 2.2 y 2.3 del la Regulación
No.CONELEC - 005/00 "Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM". En
resumen, las responsabilidades del Transmisor, se exponen en valores de
tolerancias de voltaje de:
179
180
- ± 7% para niveles de voltaje de 230 y 138 kV.
- ± 3% para niveles de voltaje de 69 kV, 46 kV y 34,5 kV.
En lo referente a las responsabilidades de los Distribuidores y Grandes
Consumidores con relación al factor de potencia se exponen los siguientes
valores:
- Factor de potencia igual a 1 o menor Inductivo para demanda base.
- Factor de potencia igual a 0,96 o superior Inductivo para demanda
Factor de potencia igual a 0.98 o superior inductivo para demanda
En cuanto a las responsabilidades de los Generadores se concluye que estos
Agentes deben seguir cumpliendo con lo señalado en el punto 2.1 de la
Regulación No,CONELEC-005 "Transacciones de Potencia Reactiva en el
MEM".
En cuanto a los costos de producción de reactivos, se concluye que la
remuneración vigente, basada en los costos fijos y variables de producción de
potencia reactiva, es la más adecuada y se propone únicamente una reforma en
ei valor del Costo de energía eléctrica consumida CEEC, debido a que estos
valores son tributados por diferentes Agentes del MEM. Esta reforma se
propone en razón que los valores de Rendimiento del equipo y el Precio medio
de la energía eléctrica PEE, corresponden a valores que se obtienen para cada
una de las bandas horarias de demanda de energía del SNl.
180
181
Se debe señalar que el Mercado de Potencia Reactiva, no se encuentra
totalmente implementado en ningún Mercado Eléctrico del mundo, razón por la
cual todavía existe la expectativa de establecer el marco regulatorio necesario,
que permita la adecuada administración del mismo. Además dentro de los
Mercados de Potencia Reactiva, se desenvuelven los Servicios
Complementarios relacionados con el Control de Voltaje y Potencia Reactiva, los
cuales son vitales para garantizar la seguridad operacional del Sistema de
Potencia y además para lograr un mayor nivel de eficiencia en los precios de la
energía para el usuario final.
En el Mercado de Potencia Reactiva, las unidades de generación y demás
fuentes de generación de potencia reactiva que proveen potencia reactiva, son
remunerados de acuerdo a un Mecanismo de pago; constituyendo este servicio,
en un Servicio Complementario. El Mecanismo de pago, contempla dos
elementos, la Potencia Reactiva por Capacidad y por Utilización. Se han
establecido porcentajes para cada uno de ellos, tendientes a implementar con el
tiempo únicamente una remuneración de potencia por Utilización, basada en la
cantidad de reactivos que se entregan al Sistema de Potencia.
En Mercados Eléctricos, tales como el de Inglaterra y Gales, se ha logrado
implementar un grado de competencia tal, que ha sido posible el
establecimiento de un Mercado de Potencia Reactiva y los Servicios
Complementarios relacionados con ellos él. Además los proveedores de estos
Servicios Complementarios, pueden realizar contratos de potencia reactiva,
generalmente entre Generadores y el Transmisor. De esta manera los Agentes
del Mercado Eléctrico están en capacidad de escoger la oferta más conveniente.
181
182
La posibilidad de implementar un Mercado de Servicios Complementarios en el
MEM ecuatoriano, y en especial un Mercado de Potencia Reactiva es aun
prematura. Esto se debe, a que en la actualidad el MEM se encuentra en una
etapa de transición, caracterizada por la desincorporación de los activos del
sector estatal a favor del sector privado. Una vez completado el proceso de
privatización del Sector Eléctrico y siempre que se den las señales económicas
adecuadas (tales como tarifas con precios reales), será posible la inversión en
nuevas plantas de generación y entonces deberá plantearse la posibilidad de
establecer un Mercado de Potencia Reactiva, ya que es indispensable que exista
un alto grado de oferta de estos Servicios Eléctricos, para obtener precios y
ofertas competitivas.
Se recomienda que se adopten como responsabilidades de los Agentes del
MEM, los resultados obtenidos mediante la simulación de flujos de potencia con
relación a los valores de tolerancias de voltaje y factor de potencia, para el
Transmisor y los Distribuidores respectivamente, en los valores que se indican a
continuación:
Transmisor.-
- ± 7% para niveles de voltaje de 230 y 138 kV.
- ± 3% para niveles de voltaje de 69 kV, 46 kV y 34.5 kV,
Distribuidores y Grandes Consumidores.-
- fp = 1 o menor Inductivo para demanda base.
- fp = 0.96 o superior inductivo para demanda media.
- fp = 0.98 o superior inductivo para demanda punta.
182
183
Los Agentes Distribuidores del MEM, deben emprender la instalación de la
compensación reactiva necesaria en sus Sistemas de Distribución, con el fin de
corregir los actuales factores de potencia de su carga, en puntos de entrega.
Este hecho se reflejaría en mejoramiento de la Calidad de servicio y en un
descenso del transporte de reactivos a través del Sistema de Transmisión,
disminuyendo de esta forma las pérdidas del SN1.
Se debe mantener disponibles todos los equipos de compensación estática y
compensadores sincrónicos del SNI, en especial en el período lluvioso, en el
cual la central Paute se encuentra operando a potencia máxima, produciéndose
de esta forma los mayores requerimientos de reactivos del SNI en esta época.
De las simulaciones de flujos de potencia realizados para determinar las
Responsabilidades de los Agentes del MEM en el flujo de potencia reactiva, se
ha podido observar que aún existen zonas del SNI, que presentan problemas de
voltaje, tales como la zona de Manabí (barra 148). En esta zona el Transmisor
no podrá cumplir con los rangos de calidad propuestos, razón por la cual se
recomienda que la tolerancia de voltaje en esta zona sea mayor a los valores
propuestos para las otras del SNI, es decir ± 5% de 69 kV. Esta medida se la
debe tomar en forma temporal, hasta que los Agentes causantes de las
restricciones en esta zona emprendan la instalación del equipamiento de
compensación de reactivos, que levante esta restricción.
Se debe hacer un seguimiento de la evolución y funcionamiento de Mercados
de Servicios Complementarios, y en especial Mercados de Potencia Reactiva de
aquellos países que se encuentran más avanzados en esta temática y adaptar
los aspectos positivos de los mismos a la realidad del MEM ecuatoriano, cuando
las condiciones de competitividad en el MEM sean las adecuadas para instaurar
un Mercado de Potencia Reactiva.
183
184
Se recomienda fomentar un escenario que provea las señales económicas
adecuadas, que permita la inversión privada en nuevas centrales de generación,
que permitan una mayor competencia en este sector del MEM, Solo teniendo un
alto grado de competencia en este sector se puede plantear la posibilidad de
establecer un Mercado de Potencia Reactiva.
184
1. Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia. Ing. Gabriel Arguello.
Capítulo 3. "Control de Potencia Reactiva y Voltaje (Q-V) en Sistemas
Eléctricos. Escuela Politécnica Nacional. 1988.
2. Incorporación de las Restricciones de Potencia Reactiva impuestas por los
generadores en Programas de Flujos de Potencia. Ph.D. Jesús Játiva Ibarra -
Ing. Luis Carrera Nieto. Jornadas de Ingeniería Eléctrica y Electrónica.
Escuela Politécnica Nacional. 1995.
3. Control de Voltaje y Frecuencia en Sistemas Eléctricos de Potencia. Ph.D.
Florencio Aboytes García. Seminario IEEE 2000.
4. Curso de Sistemas Eléctricos de Potencia. Ph.D. Jesús Játiva Ibarra. 8vo.
Semestre. Escuela Politécnica Nacional. 2000.
5. Regulación No.CQNELEC 005/00 "Transacciones de potencia reactiva".
6. A Simulation Based Approach to Prícing Reactive Power. James Weber,
Thomas Overbye, Peter Sauer, Christopher De Marco, Universiity of Illinois al
Urbana-Champaign, USA.
7. Precio Referencia! de Generación para Usuario Final, Ing. Carlos Gallardo,
Tesis de Grado previa a la obtención del título de Ingeniero Eléctrico, Escuela
Politécnica Nacional,
8. Flujo Óptimo de Potencia, Vinueza F.J., tesis de grado previa a la obtención
del título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional.
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Birmingham, UK.
12.Ancillarv Services. Hugh Rudnick, Pontificia Universidad Católica de Chile,
Seminario de Sistemas de Potencia, Departamento de Ingeniería Eléctrica.
13. La Potencia Reactiva en Mercados Eléctricos Competitivos, Ing. Pablo
Cisneros CENACE, Ing. Mario Gonzáles TRANSELECTRIC.
14. La Modernización en el Sector Energético en América Latina v El Caribe.
OLADE.
UNirJLñR BEL SISTEMA HACIQNfiL DCAKD SOP1
SUBESTACIÓN
N_BCOS DE
CAPACITORES
NJ3COS DE
REACTORES
CAPACIDAD
CADA BCO
[¡Vivar]
TOTAL
[ftflvar]
EXISTENTES
MolinoPascuales
Quevedo
Riobamba
Santo Domingo
Santa RosaTotoras
MilagroPoliceníro
Máchala
Ibarra
1
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12
12
PROYECTADOS PARA EL 2001
Sta. ElenaPortoviejo
Loja
Esmeraldas
1
1
1
1
12
12
12
12
12
12
12
12
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18
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112.
82
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35
.40
10.5
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27.2
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1 8.
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24.2
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29.0
3 8.
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.64
18.39
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.11
16.38
38
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15.8
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16.98
41
.87
17.60
41
.02
19.12
45
.79
18.8
6 45
.04
15.27
43
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16.6
8 44
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2 47
.37
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0 48
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25.5
6 54
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32.0
0 73
.32
31.09
71
.74
29.9
5 70
.70
26.71
63
.20
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6 54
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6 42
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18.6
5 44
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5 46
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6 46
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21.08
45
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20.9
3 44
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23.4
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5 42
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21.1
6 46
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23.5
5 54
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4 70
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30.6 5.5
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26.2
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14.1
7.3
16.8
22.7
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2.8
38.9 5.8
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11.
532
.72.
313
.2 7 8.7
6.6
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11.9
7.9
10.2
0.9
22.9
4.9
3.9
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2.1
23.7
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611
.713
.413
.7 10 16.3
1.5
27.5
5.2
2.6
1.2
10.1
5.8
2.7
6.5
5.1
3.4
28 7.1
-8.6
54.8
6.3
Resulta de suma importancia determinar la oferta de energía, cuando se va a
realizar un estudio en el que se desee optimizar los costos variables de las
centrales de generación en un Sistema de Potencia, es decir mediante un
despacho económico. Por otro lado, se debe escoger un escenario hidrológico
que permita establecer las cuotas de energía de las centrales hidroeléctricas con
embalses de regulación estacional, permite determinar la cantidad de energía con
la que pueden participar las centrales hidroeléctricas, debido a sus bajos costos
operacionales comparados con las centrales termoeléctricas.
En cuanto a las estaciones que se pueden apreciar en un año de estudio, se
puede apreciar que existen dos estaciones bien marcadas, las mismas que son
estación hidrológica seca y lluviosa. El manejo de embalses consiste en realizar
un consumo adecuado del embalse de una central hidroeléctrica con regulación
estacional. Este consumo adecuado del embalse, consiste básicamente en
repartir equitativamente entre ios meses de estiaje o período seco, la cantidad de
agua que se encuentra almacenada al final del período lluvioso, ya que se supone
que ai final del mismo se tendrá lleno el embalse de la central hidroeléctrica de
regulación estacional.
A continuación se muestra en forma resumida los pasos que deben adoptarse
para realizar un adecuado manejo de embalses.
Como paso previo deben realizarse los siguientes pasos:
® Registro histórico de los Caudales medios afluentes medios mensuales del
embalse.
© Luego se debe establecer una probabilidad de ocurrencia de cada uno de
estos caudales, para lo cual se debe ordenar de mayor a menor los
caudales afluentes mediante la fórmula:
Pr obabilidad =2/2-1
2m(4.1)
Con e! objeto de determinar una probabilidad de ocurrencia de cada uno de
los caudales afluentes obtenidos como datos. Este ordenamiento
probabílístico corresponde a un escenario hidrológico.
Una vez escogido el escenario hidrológico, es decir la probabilidad de
ocurrencia; se procede a realizar el manejo de embalses de la central
hidroeléctrica.
Luego de haber procesado los datos iniciales, se procede a realizar el manejo del
embalse, tratando de consumir el embalse de la central, en la época seca; lo más
equitativamente posible entre los meses de ésta época. A continuación se
muestran algunas precisiones relacionadas con este tema:
La cantidad de energía con la que puede aportar la central en un mes
determinado se calcula de la siguiente forma:
E = Q * Número de días del mes * Fp * 86.4 (4.2)
De donde:
E = energía en MWh/mes
Q = caudal(m3/s)
Fp = Factor de productividad de la central (kWh/m3), que es un valor
obtenido para cada central hidroeléctrica,
Es necesario señalar que la cuota de energía real que se puede obtener de
la central, corresponderá a aquel valor que calculado mediante la fórmula
1V.2, utilice el valor promedio de los factores de productividad del nivel
inicial y final del embalse; ya que se supone que el embalse se está
consumiendo durante ese mes.
Como se señaló anteriormente, en la época lluviosa se operará a la central
a su máxima capacidad, mientras que en época seca se consumirá el
embalse lleno que se obtuvo al final de la época lluviosa,
En cuanto al manejo del embalse en la época seca, es necesario señalar
que existen meses secos con caudales inferiores a otros, es decir que
algunos meses son más secos que otros. De ahí la necesidad de embalsar
agua en aquellos meses secos con un caudal superior a los otros y
consumir el embalse de la época lluviosa y del mes seco, en aquellos
meses secos con menor caudal.
Un ejemplo del manejo del embalse Amaluza de la Central Hidroeléctrica
Paute, se muestra en las siguientes tablas, para una probabilidad del 10%
de ocurrencia ó un escenario hidrológico del 10%.
Además se muestran algunos resultados gráficos del manejo de embalses
de la Central Pisayambo y Paute, para escenarios hidrológicos del 10%,
50% y 90% de ocurrencia.
P A U T E
PROGRAMA DE OPERACIÓN DEL MEM OCTUBRE/2001 -SEPTIEMBRE/2002 PROBABILIDAD ANUAL
CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - EMBALSE AMALUZA
AÑO
1964
1985
1966
1967
1968
1969
jgTO
TO71
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
A1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
MEDIA
WAXIMCMÍNIMO
STD
ENE
81.0
48.0
118.7
88.8
80.1
36.9
108.7
84.5
117.698.6
49.8
105.274.0
51.2
49.1
33.8
45.0
34.1
43.9
103.347.6
41.2
46.8
61.6
54.9
109.5
82.8
46.8
34.1
56.8
71.3
62.9
54.8
35.8
71.5
67.0
66.0
118.733.3
25.9
FEB
66.2
45.9
83.3
72.3
30.6
73.3
190.7
102.595.5
128.3
128.3
92.4
61.8
105.2
71.2
26.3
62.1
58.0
40.9
120.6158.445.4
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CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - EMBALSE PISAYAMBO
PROBABILIDAD ANUAL
AÑO1962
196319641965
1966
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CARACTERÍSTICAS DEL EMBALSE PISA YAMBOcuadro 1
COTA(msnm)
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No es agente
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No es agente
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Falta CombustibleFalta CombustibleF/L
19000,0 ENE RGIA DISPONIBLE900.0 ENE RGIA DISPONIBLE439.5 ENE RGIA DISPONIBLE
EMBALSE PAUTEEMBALSE PUCARÁEMBALSE DAULEPERIPA
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NO HAY CONTRATO
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En este Apéndice se muestra una opción de remuneración de Potencia reactiva,mediante la aplicación de flujos óptimos de potencia, en el cual se optimizatambién el precio de Potencia Reactiva en el Mercado Spot, para lo cual se creauna Teoría de dependencia de la carga; cuyas restricciones de desigualdad se
introducen en la formulación clásica del problema del flujo óptimo de potencia. Lainformación se ha tomado del paper "A Simulation Based Approach to Pricing
Reactive Power", IEEE Proceedings of the Hawai International Conference On
System Sciences, cuyos autores son James D. Weber, Thomas J. Overbye, PeterW, Sauer y Christopher L. De Marco.
A continuación se presenta la metodología utilizada.
• Todos los vectores y matrices variables se encuentran en negrilla.
© Todos los vectores son vectores columna.
® Los subíndices p y q indican una relación con respecto a potencia activa y
reactiva, respectivamente.
x = variables de estado y otras de control (por ejemplo: rango de los taps).
s = |s** sr I = vector de oferta.P q
= d' d = vector de demanda.P q
vector de oferta aumentado incluyendo ceros donde no existe
generación.
= vector de demanda aumentado incluyendo ceros donde no existe
carga.
p, p,oferto _ total
demanda total
= c(sp,sj = ^C¿(sp,sJ= costos de generación.
,dj= beneficio de los consumidores.
= ecuaciones de igualdad.
= ecuaciones de flujo de potencia activa.
)-s+
A A A
= f ( x ) - s ) + d
f?(x,s9,dff) = fí/(x)-s^ + d¡/ = ecuaciones de flujo de potencia reactiva.
g(x,s,d) =
s-í= condiciones de desigualdad.
,prf) = ecuación adicional para la demanda de consumidores.
L,Z,I = funciones de Lagrange.
/I = [í£ X /l[f = vector de multiplicadores de Lagrange.
A7 = [ÁTJ. 2Tj]= [ÁTfp Xfq ATj.¡ = vector de multiplicadores de Lagrange para las
ecuaciones de potencia activa.
I7" Ar^gsmáx gdmln - vector de multiplicadores de Lagrange
para las condiciones de desigualdad.
%j* = fe %íql - vector reducido de multiplicadores de Lagrange incluyendo
solamente valores de ecuaciones de flujo de potencia, las
cuales incluyen generación de potencia activa o reactiva.
p = [37^ ff j = vector reducido de multiplicadores de Lagrange incluyendo
solamente valores de ecuaciones de flujo de potencia, las
cuales incluyen demandas de potencia activa o reactiva.
= \fip flq\ vector de multiplicadores de Lagrange para la ecuación adicional
de demanda de consumidores.
K P¿í = k PÜ P¿P P¿J = vecíor de Precios Para variables de
generación y consumo (incluyendo
precios de potencia activa
reactiva).*}
(*) = es la inversa funcional de . En el punto de solución, ésta es ladd
función de demanda de consumo.
9C(*)S(*) = es la inversa funcional de . . En el punto de solución, ésta es ladd
función de oferta de generación.
La teoría de dependencia de precios de la carga, consiste en establecer una
relación entre los precios de potencia en el Mercado Spot con la demanda del
Sistema de Potencia, El análisis mostrado a continuación utiliza el algoritmo
standard de solución de flujos óptimos de potencia con la adición de la teoría de
dependencia de los precios de la carga. Se implementará entonces un flujo óptimo
de potencia que minimización de la función de costos de generación ó lo que es lo
mismo, un flujo óptimo de potencia que maximice el beneficio del sistema. A
continuación se presenta una sinopsis de los resultados obtenidos para lograr tal
efecto.
El flujo óptimo de potencia resuelve el sistema de ecuaciones no lineales
expresado en 8.1.
máx- C(s)
f(x,s,d) =A A A
e) - s+1
g(x,s,d) = mln
g(x)
(8-1)
Después de crear una función de Lagrange y obtener las condiciones de Kuhn-
Tucker para éste caso de optimización, las condiciones necesarias de solución del
flujo óptimo están dadas en las ecuaciones 8.2.
3rÁf
,r
T _1 +J =*3 ns gsmín gsmáx
A g > 0 (8.2)
La solución del flujo de potencia óptimo con la condición de maximizar el beneficio
del sistema, está dada por las ecuaciones 8.3.
\,s,d
f íx s á] -i \AjQjUJ —f(x)~s+d
g(x,s,d) =
S
más
mln (8.3)
Las condiciones necesarias para la solución de éste problema se expresan en las
ecuaciones 8.4,
+ ^gfafa " ¿'gama* )) , -7-
, _~ "
f (x,s,D(-I/£/ -Ap^ + A^)) =
> (8.4)
Es importante señalar que las ecuaciones 8.4 tienen las mismas características
que la ecuación 8.2. solo que se ha reemplazado el valor de la ecuación 8.5 en el
vector de demanda d.
-Z -A (8.5)
•y es llamada la funciónEn donde la función D(*) es la inversa funcional deaa
de demanda de consumidores. Además, se puede implementar una función de
demanda de consumidores para potencia reactiva en función del precio spot de
potencia activa, introducido en el flujo óptimo de potencia.
Con el objeto de tomar un algoritmo de flujo óptimo de potencia, que minimice los
costos de generación, solo se necesita añadir las ecuaciones 8.5 a las condiciones
necesarias.
Como se mencionó en la sección anterior, el modelo de dependencia de precios
de la carga, se basa en la existencia de una función de beneficio de
consumidores, B(d), donde d incluye la demanda de potencia activa y reactiva:
d = ]áp d ] . Por otro lado, la función de demanda de consumidores, puede ser
aproximada a una función lineal del precio spot de potencia activa; como se
aprecia en la figura 8.1.
Precio de consumidores = P_m p
Figura 8,1 Función de demanda de potencia activa.
La ecuación 8.6, muestra la matriz de representación del sistema de potencia
dado en la figura 8.1:
D,(PP) = (<W +M/wc/j)p/lteM)-MJMWtop/, (8.6)
Esta función de demanda corresponde a una función de beneficio de
consumidores cuadrática, que es una función dependiente del precio spot de
potencia activa, como se muestra en la ecuación 8.7.
Bp(<y = dí (M^dpte« +PP6«)-^dpW[^ctedp (8.7)¿
En éste desarrollo, la demanda de los consumidores se asume que posee un
factor de potencia constante. Esto quiere decir que la demanda de potencia
reactiva es siempre igual para un determinado valor de demanda de potencia
activa, manteniendo así constante el factor de potencia de la carga.
Esencialmente, ésta premisa, corresponderá a una función de beneficio de
potencia reactiva, la misma que permanecerá constante cuando opera a factor de
potencia constante. Además, ésta función corresponderá a menos infinito cuando
no opera a factor de potencia constante.
Con el propósito de implemeníar una simulación de un mercado de potencia
reactiva, por medio de la dependencia de precios de cargas reactivas, en primer
lugar se debe determinar una función de beneficios que relacione los beneficios
obtenidos por el consumo de potencia reactiva. Esta función de beneficios para
potencia reactiva no debería poseer la misma estructura de la función de
beneficios de potencia activa, ya que la potencia reactiva constituye un servicio
que hace posible el consumo de potencia activa de las barras de carga. Es decir
que la potencia reactiva permite la transmisión de la potencia activa, desde las
barras de generación, hacia las barras de carga; a través de la red transmisión.
Desde éste punto de vista, la función de consumo de potencia reactiva propuesta,
dependerá o será función del nivel de consumo de potencia activa de las barras de
carga, así: dq_proputista =f(dp). Esta demanda de reactivos propuesta, será la
demanda que naturalmente requiere la carga para satisfacer sus requerimientos
de reactivos. Además se asume que los requerimientos de reactivos se
incrementan con el incremento de potencia activa de la carga.
Ahora, si se considera una función, k(x), la cual tiene su valor máximo de cero en
cero, como se muestra en la figura 8.2.
Figura 8.2 Función cóncava k(x).
Entonces, usando la función de demanda de reactivos propuesta
dq_propuesta=f(dp)J con la función k(x); se puede llegar a construir la función de
beneficio de potencia reactiva para una carga individual, como se indica en la
ecuación 8.8.
Bq(dp^dq}^Eqok(dirí(dp)} (8.8)
Si se observa la función k(x), éstos beneficios tienen un valor máximo de cero, el
cual se logra cuando la demanda de potencia reactiva es igual a la demanda de
reactivos propuesta, f(dp). El beneficio decrece a los dos sentidos de éste valor
máximo, interpretándose esto como que la barra de carga debe proveer los
reactivos necesarios mediante el uso de equipos de compensación de potencia
reactiva y soporte de voltaje. En la figura 8.3 se muestra que en cualquier nodo de
carga del Sistema de Potencia, se puede llegar a utilizar equipamientos de
suministro de potencia reactiva, con el objeto de mantener un valor determinado
de factor de potencia1.
1 Ver Capítulo n "Elementos de Control de Voltaje en Sistemas de Potencia".
Caiga vista por el SEP
Compensador de potencia reactiva;compensador estático (inductores,
capacitores), compensadoressincrónicos (generadores^motores).
Figura 8.4 Nodo de carga del Sistema de Potencia con compensación de
potencia reactiva.
Si se incorpora la ecuación 8.8 en una función de beneficio de consumidores total,
que contenga la demanda de potencia activa y reactiva, se tiene que:
(8.9)demanda _íotal
La función de demanda de ios consumidores, puede ser calculada entonces,
encontrando la inversa funcional de la ecuación 8.9, es decir, derivando la función
de beneficio de los consumidores.
Como un ejemplo, se considera una función de beneficio de consumidores
cuadrática, para cada consumidor, de la forma Bp(dp) = adp-bdp. La función de
beneficios anterior tiene la misma estructura de la propuesta en la ecuación 8.7.
Para la función de beneficio de potencia reactiva, corresponde a
d SÍa = f(dp) = ydp V k(x)=-x2. En donde ei valor y se encuentra relacionadoq-i
con el factor de potencia de la carga, por medio de la expresión y =fp
además el costo de compensación de potencia reactiva del consumidor crece en
forma cuadrática de acuerdo a la relación dq=f(dp). Por eso, la función de
beneficio de los consumidores está dada por la ecuación 8.10:
B(dp ,dq)~adp + (-b - Eqof}d} - *X + 2B^Ydpdq (8. 1 0)
Se debe señalar que la función de la ecuación 8.10 corresponde a una función
cóncava, ya que es la suma de dos funciones cóncavas.
Ahora si se determina la función de demanda de consumidores, la cual resulta de
calcular la inversa funcional, derivando la función antes mencionada. La demanda
con respecto a la demanda de potencia activa, se muestra en la ecuación 8.1 1 :
Analizando la ecuación 8.1 1 , normalmente se puede esperar que la derivada de la
función de demanda con respecto a la potencia activa, sea un valor positivo
porque el beneficio se incrementa con el consumo. Pero, existe también la
dB (d )posibilidad que — — ?- sea negativa. La función cuadrática es una función
ddp
cóncava, que empezará a decrecer una vez que el punto máximo haya sido
alcanzado. Por eso es importante indicar que la demanda de potencia activa de la
carga de los consumidores sea limitada tal que la función a~2bdp sea siempre
positiva.
La otra posibilidad es que p1 q sea positivo y empieza a dominar el primerddp
término. Esto significa que un incremento adicional en la potencia activa resultaría
en un incremento del consumo de potencia reactiva y por eso se reduciría el
beneficio de los consumidores.
Por otro lado, se considera tomar la derivada con respecto a la potencia reactiva:
dd. qo ' (8.12)
La ecuación 8.12 muestra que, para incrementar ios beneficios, la demanda de
potencia reactiva se encuentra siempre alrededor del valor ydp. Con el objeto de
determinar la función de demanda de consumidores, se igualan las ecuaciones
(8.11) y (8.12) de las demandas de potencias activa y reactiva respectivamente y
se tiene:
-2b-2Bv2 2BqoY'qo
~2B.qo
'*,d.. P,
(8.13)
Entonces la solución para las demandas activas y reactivas en términos de los
precios, determinando la inversa funcional, es:
2b
a
?ff 26a \
2B.
en donde:
(8.14)
•P*
Se puede rescribir ésta ecuación en una manera más significativa:
w pbase pP pbase
d , + wi D ,^"qbase pJr pbase
-
'mp
( d \2m + qbas<i
k " 2B"") y (8,15)
con las siguientes definiciones:
12b Y d pbase d
U
y en un punto de demanda de d = dpba!1<! y dq - dqbaKI,; con los precios spot
Se debe notar que cuando Bqo —^ °°, ésta función de demanda de consumidores,
conducirá a una función de demanda de consumidores muy similar a la obtenida
en la ecuación 8.6 con d = yd p , que cuando Bqo -» °<= se convierte enqo
dq = ydp. Existirá entonces una pequeña diferencia porque el consumo de
potencia activa estará ahora basada en los precios de potencia reactiva y el precio
spot de potencia activa, como se muestra en las ecuaciones 8.16:j (j \ \ = \a . + m p ,. ]—m (p + w I
P \ pír pbasii I p\ir p iír q}
dq=ydp (8.16)
Sin embargo, ésta diferencia será pequeña, ya que los precios de potencia
reactiva son relativamente pequeños, como es normalmente.
Planteando las ecuaciones para cada nodo de demanda especificando los valores
de mp , Ppbase 5 B^ , dpbase y dqbase \ substituyendo en las condiciones necesarias
para el flujo óptimo, se tiene la ecuación 8.17:
nodo_k
A.,., "f- A, . . — Á, ,Jdp gdqmm gapmax
A,t. *í*Ai i • —Á,Jdq gaqntm "gqpmax
"péflie * mpPpbaxe
rX+-fop gtiqmi
Jdq ^íylqmi
gtipmáx
(8.17)
Este resultado maximizará la función de beneficio social para el modelo de carga
económica que ha sido descrito.
En éste numeral se estudiará solamente el efecto producido en el cálculo del flujo
óptimo de potencia (calculado por medio del método de Newton), cuando se
incluye la función de demanda de consumidores, obtenida en la ecuación 8.15. Se
volverá ha escribir la ecuación 8.4, para analizar como afecta la inclusión de una
función de demanda de consumidores en la solución de las ecuaciones que a
continuación se indican:
Arffd y
'7s ^gsmfn ^ gsir,
c,s,D(-IJS/ -Ágdmín +Agdmáx)) = O
.^)) = 0
A g > 0 (8.18)
En primer lugar se debe notar que, después de tomar las derivadas de los
vectores f y gcon respecto a x no hay dependencia con las variables s o d,
debido a que s y dson variables que se han asumido y por lo tanto no son función
de x. La influencia de las variables s y d, se presenta en la tercera y cuarta
ecuaciones. La función de demanda de consumidores ha cambiado únicamente la
función de demanda en una constante que depende de los multiplicadores de
Lagrange Z , Agdm¡n y Ágdmáx. Pero éste cambio, no impedirá la solución del
algoritmo de flujo óptimo y requerirá únicamente la evaluación de una función
simple. Usando el método de Newton para resolver el sistema nolineal, las
derivadas de las ecuaciones deben ser encontradas para obtener la matriz
Hessiana. Para evaluar como la función de demanda de consumidores afectará
éstas ecuaciones, se toman las derivadas de la tercera y cuarta ecuaciones con
respecto a £ , ÁS(Jm y Ágdmáx, así:
8f(x,s,D)PQ POprecio
ai.'gdmin ai. •=+ LPQprecio.'gdmín
|— "M.PQprecio\
3g(x,s,D) _
S Smáx
min
máx
Í(x) 3D
3g(x,s,D) lT^ 1- m^POprecio \)
donde las variables son definidas como:
ÍPQ = matriz con elementos diagonales correspondientes a las variables de
demanda deconsumo d,
lpo = matriz con elementos diagonales correspondientes a las variables de
demanda de
consumo la cual están en un límite,
'•popado ~ 2... . «íí«« = matriz diagonal 2X2 con elementos~mp
ymp2 ^qbase
\° J-
correspondiente
~mp ymp
V2m ."?*««f mp ^ 2~ñ~
qo I\i
a las variables d.
= matriz diagonal 2X2 con elementos
correspondiente
a las variables Ágdmín relacionado con d.
'Opreao
m
= matriz diagonal 2X2 con elementos
correspondiente
a las variables Ágdmáx relacionado con d.
Lo importante reconocer que la matriz Hessiana, está limitada por un bloque de
elementos diagonales 2X2, Esta matriz, para una formulación acoplada de flujos
óptimos presenta la estructura mostrada en la ecuación (8.24):
(8.20)
Los elementos del bloque diagonal son añadidos a la matriz Hessiana con la
dependencia de precios de la carga, la cual será cero en la porción inferior
derecha.