compensaciÓn reactiva controlable en redes de distribuciÓn de media tensiÓn a 13,8 kv en c.a....
TRANSCRIPT
COMPENSACIÓN REACTIVA CONTROLABLE EN REDES DE
DISTRIBUCIÓN DE MEDIA TENSIÓN A 13,8 kV EN C.A. ELECTRICIDAD DE VALENCIA
C.A. Electricidad de Valencia
Agustín Larez Félix Guevara Luis Pereyra
Contenido
1. Objetivo.2. Situación Actual.3. ¿Por que Compensación Reactiva Controlable?.4. Metodología.
FlujogramaRegistros de variables EléctricasAnálisis en Regimen Permanente (Flujos de carga y niveles de Cortocircuito)Análisis de Sensibilidades en clientes asociados al alimentador en estudio.Análisis de Frecuencia (Armónicos, Resonancia, Modelo Circuital).
5. Unidades Capacitivas Controlables.Descripción General del componenteControl automático de la Unidad
6. Beneficios Económicos. 7. Recomendaciones8. Conclusiones.
Mostrar los resultados y experiencias obtenidas de la Compensación Reactiva del tipo controlable y sus efectos en el sistema de distribución de media tensión a 13,8 kV. de C.A. Electricidad de Valencia.
1. Objetivo.
Área Servida240 km2 Capacidad
Instalada888 MVA
Puntos de Transformación
5633
Demanda257.74 MW
Longitud de líneasRed de
Distribución927 km
# de Alimentadores que sirven la zona
46 (13.8 kV)26 (2.4 kV)
# S/E que sirven la zona17
2. Situación Actual Clasificación de alimentadores a 13.8 kV según su tipo de carga y
Niveles de Compensación Reactiva Fija
Mixto 13%
Residencal 37%
Comercial 20%
Industrial 30%
No Compensados 0%
Compensados
100%
No Compensados
11%
Compensados 89%
No Compensados
64%
Compensados 36%
Compensados 76%
No Compensados
24%
Tipo Industrial Tipo Mixto
Tipo Residencial Tipo Comercial
Alimentadores según su tipo de carga
3. ¿Por que Compensación Reactiva Controlable?.
Carga reactiva no cubierta por compensación reactiva fija. Por el comportamiento de la carga, factor de carga bajo. Reactivos a carga punta del sistema de distribución, que no lo cubre la compensación fija Los valores de reactivos mínimos que presentan los alimentadores de tipo industrial, son menores a 600 kVAR (capacidad estándar). Es por ello, imposible utilizar la metodología y tecnología de compensación fija
-1700
-1500
-1300
-1100
-900
-700
-500
-300
-100
12:
00:0
0
01:
10:0
0
02:
20:0
0
03:
30:0
1
04:
40:0
0
05:
50:0
0
07:
00:0
0
08:
10:0
0
09:
20:0
0
10:
30:0
0
11:
40:0
0
12:
50:0
0
14:
00:0
0
15:
10:0
0
16:
20:0
0
17:
30:0
0
18:
40:0
1
19:
50:0
0
21:
00:0
0
22:
10:0
1
23:
20:0
0HORA
kVA
R
1000 kVAR
200 kVAR
4. Metodología de Compensación Reactiva Controlable.Medición de Variables Eléctricas
en SS/EE
Procesamiento de la Data de Registro
Simulación R. Permanente
Corridas Flujo de Carga Cálculo Niveles Cortocircuito
Verificación Preliminar de Bancos Condensadores existentes
Análisis de Sensibilidad (Efectos sobre Clientes)
Análisis de Frecuencia (Armónicos)
Verificación de Nivel de Armónicos Individuales (Espectro)
Cálculo del Orden de Armónicos de “Resonancia” en aquellos puntos de ubicación de Condensadores en forma Preliminar
Mostrar Ecuación de Cálculo
Modelo Circuital utilizado para la simulación
Existe efecto Resonancia
Fin Se instala Banco
Se realiza reubicación de Banco de Condensadores.
Mostrar Tablas y Gráficos. Ejemplo práctico de Cálculo: THDV-V3 KVAR Voltaje
Si
No
-1700
-1500
-1300
-1100
-900
-700
-500
-300
-100
12:
00:0
0 AM
01:
10:0
0 AM
0
2:20
:00
AM
03:
30:0
1 AM
0
4:40
:00
AM
05:
50:0
0 AM
0
7:00
:00
AM
08:
10:0
0 AM
0
9:20
:00
AM
10:
30:0
0 AM
1
1:40
:00
AM
12:
50:0
0 PM
0
2:00
:00
PM
03:
10:0
0 PM
0
4:20
:00
PM
05:
30:0
0 PM
0
6:40
:01
PM
07:
50:0
0 PM
0
9:00
:00
PM
10:
10:0
1 PM
1
1:20
:00
PM
HORA
kVAR
0
1
2
3
4
5
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17Orden de Armonico
A
2,3 %
1,8 %
0,8 %
fundamental = 188,4 A (100 %)
4. Registros de Variables Eléctricas y Procesamiento de Data.
4. Modelo Circuital
Zs(n) Zf(n)Ih(n)
Ih(n) = Corriente de la armónica de orden n.Zs(n) = Impedancia de Thevenin del sistema de orden n.Zf(n) = Impedancia de banco de condensadores de orden n.
MVAR
MVAccn
MVAcc = Niveles de Corto Circuito (MVA)MVAR = Capacidad de bancos de condensadores (MVAR)
4. Simulación de Resonancia
0123456789
101112131415
100
300
500
700
900
1100
1300
1500
1700
1900
2100
2300
2500
2700
2900
3100
3300
3500
kVAR a Compensar
TH
DV
12900
13200
13500
13800
14100
14400
14700
15000
15300
15600
THDV
VOLTAJE
n =7V
OLTA
JE
5. Unidades Capacitivas Controlables.
Unidades capacitivas, cuyas capacidades son de 200 kVAR y 300 kVAR, según capacidades normalizadas por ELEVAL.
Control de Capacitores, está constituido por los interruptores, transformador de potencial y transformador de corriente.
Software de control lógico, determina la energización/desenergización de los bancos de condensadores a la red de distribución, de acuerdo a un algoritmo de switching que incluye parámetros del tipo eléctrico (Voltaje, Corriente, Potencia Activa, Potencia Reactiva, Factor de Potencia y Voltaje con Corrección), atmosférica (Temperatura) y de tiempo (Día de Semana y Fecha).
5.1. Unidades Capacitivas Controlables.
Software de Control Lógico
Control de Capacitores Transformador de Corriente
Unidades Capacitivas Controlables
6. Beneficio Económico:
Reducción en la facturación, por compra de energía eléctrica, (cargo por demanda (kVA) y cargo por energía (kWH)), esta reducción es del orden 2% respecto al valor total de la facturación del mes.
La inversión por materiales y mano de obra por la instalación del banco de condensadores, representa un 25 %, respecto al valor total de la facturación del mes, es decir, que dicha inversión se recupera aproximadamente en 14 meses
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
12:0
0:00
AM
01:2
5:00
AM
02:5
0:00
AM
04:1
5:01
AM
05:4
0:00
AM
07:0
5:00
AM
08:3
0:00
AM
10:2
0:00
AM
11:4
5:00
AM
01:1
0:00
PM
02:3
5:01
PM
04:0
0:00
PM
05:2
5:00
PM
06:5
0:00
PM
08:1
5:00
PM
09:4
0:00
PM
11:0
5:00
PM
HORA
kVA
Sin CompensarCompensado
Disminución en Potencia Aparente
(kVA)Var max. 6 %
-1600
-1400
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
12
:00
:00
AM
01
:10
:00
AM
02
:20
:00
AM
03
:30
:01
AM
04
:40
:00
AM
05
:50
:01
AM
07
:00
:01
AM
08
:10
:00
AM
09
:45
:01
AM
10
:55
:00
AM
12
:05
:00
PM
01
:15
:00
PM
02
:25
:00
PM
03
:35
:00
PM
04
:45
:00
PM
05
:55
:01
PM
07
:05
:00
PM
08
:15
:00
PM
09
:25
:01
PM
10
:35
:01
PM
11
:45
:00
PM
HORA
kV
AR
Sin CompensarCompensado
Disminución en Potencia Reactiva (kVAR)Var max. 93 %
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
12:0
0:0
0 A
M
01:1
0:0
0 A
M
02:2
0:0
0 A
M
03:3
0:0
1 A
M
04:4
0:0
0 A
M
05:5
0:0
1 A
M
07:0
0:0
1 A
M
08:1
0:0
0 A
M
09:4
5:0
1 A
M
10:5
5:0
0 A
M
12:0
5:0
0 P
M
01:1
5:0
0 P
M
02:2
5:0
0 P
M
03:3
5:0
0 P
M
04:4
5:0
0 P
M
05:5
5:0
1 P
M
07:0
5:0
0 P
M
08:1
5:0
0 P
M
09:2
5:0
1 P
M
10:3
5:0
1 P
M
11:4
5:0
0 P
M
HORA
A
Sin CompensarCompensado
Disminución en Corriente (A) en 13,8 kV
Var max. 5%
7. Recomendaciones.
ELEVAL con la incorporación de compensación reactiva controlable aplica uno de los fundamentos más importante de la planificación de distribución, el de optimizar los elementos que conforman la red (transformadores de potencia, conductores, cables, etc.), por tal motivo se recomienda la incorporación de este tipo de planes de compensación reactiva fija y controlable, dentro de su planificación de distribución.
8. Conclusiones. (1)
Es necesario la selección optima de la capacidad de los condensadores, según la configuración y tipo de sistema de distribución asociado.
Una vez instalados los bancos de condensadores, realizar un análisis de frecuencia cada vez que se incorporen a la red de distribución cargas no lineales y elementos que cambien los niveles de corto circuito del sistema.
8. Conclusiones. (2)
Las ventajas que ofrece la compensación reactiva son variadas. Pero sin un estudio de frecuencia adecuado pueden surgir fallas al sistema eléctrico de distribución, que ocasionaría, entre otras cosas el daño del equipo.
Las características de apertura de los interruptores de energización/desenergización de los bancos de condensadores a la red de distribución, deben ser de cruce por cero, a objeto de eliminar los transientes producidos al energizar las unidades capacitivas.