Para adaptarse a los modelos de uso cambiantes y mejorar la confiabilidad, las empresas de servicios públicos necesitan monitores de líneas eléctricas inteligentes para rastrear las condiciones operativas dinámicas de sus redes de distribución. Miremos más de cerca.
prólogo
Los cambios drásticos en el uso de energía a lo largo de los años se han convertido en un problema importante en las redes eléctricas actuales. Arraigado en los diversos electrodomésticos y dispositivos nuevos que se inventan y se ofrecen en el mercado de vez en cuando, el consumo de energía ha aumentado significativamente. Este es un problema global y un problema para los proveedores de electricidad en cada país.
Hay cuatro tendencias principales que están cambiando las condiciones operativas de la red eléctrica y aumentando la tensión en la infraestructura de distribución eléctrica.
1. Las preferencias de uso de la energía se están desplazando hacia la electricidad, lo que hace que el uso de la electricidad crezca al doble de la tasa de otras fuentes de energía.
2. Los equipos de distribución de energía obsoletos son, en promedio, más antiguos que la vida útil recomendada por el fabricante.
3. A medida que aumente el uso de cargas electrónicas, el factor de potencia de las cargas disminuirá y la red se volverá menos eficiente.
4. La red de distribución ya no es un sistema de suministro de energía unidireccional estático, sino un enlace bidireccional dinámico que conecta los recursos de generación distribuida a las cargas.
Para adaptarse a los modelos de uso cambiantes y mejorar la confiabilidad, las empresas de servicios públicos necesitan monitores de líneas eléctricas inteligentes para rastrear las condiciones operativas dinámicas de sus redes de distribución. Miremos más de cerca.
desafíos de la red
Estructuralmente, la red eléctrica ha cambiado poco durante el último siglo. Fueron desarrollados para distancias moderadas y cargas lineales relativamente modestas. Hasta hace unas décadas, ese modelo era una caracterización realista de las condiciones de funcionamiento de una red eléctrica.
Sin embargo, el uso de la electricidad ha cambiado en las últimas décadas. Según estimaciones de la IEC® (Agencia Internacional de la Energía), la demanda mundial de electricidad aumentó de 5,1 PWh a 17,9 PWh (1015 Wh) entre 1973 y 2010. tasa (CAGR). También es más del doble de la CAGR de 1,69 % para el uso general de energía y 1,54 % para la población mundial.
Al mismo tiempo, la mayoría de los despliegues de tecnología de monitoreo se realizaron en las instalaciones de generación y transmisión de energía, mientras que el monitoreo en la red de distribución se limitó a las cabeceras de las subestaciones. Los modelos de uso histórico han permitido que las empresas de servicios públicos supongan correctamente que las mediciones en las subestaciones reflejan las condiciones operativas en toda la red de distribución. Sin embargo, esta suposición no es muy válida en la práctica, ya que el uso real de las redes se ha vuelto más complejo.
Actualizar su infraestructura de entrega es costoso. Según un estudio encargado por EEI (Edison Electric Institute), el costo de las líneas aéreas de distribución recién construidas oscila entre $86 700 y $1 000 000 (dólares estadounidenses) por milla, según la región y la densidad de población.3 Más de tres veces el costo de las líneas aéreas recién construidas. líneas de distribución subterráneas que las líneas aéreas. Por lo tanto, las empresas de servicios públicos están ansiosas por exprimir la mayor utilización posible de la red existente.
Además del aumento de tres veces en el uso de energía en términos absolutos, la naturaleza de la carga de energía cambió durante el mismo período, afectando la capacidad de la red. La generación y uso de electricidad se mide y factura en unidades de energía (kWh). Sin embargo, las empresas de servicios públicos califican la capacidad de distribución en términos de corriente.
Los clientes pagan por la potencia activa, que es el producto instantáneo de las formas de onda de voltaje y corriente. Una carga no resistiva exhibe una forma de onda de corriente que no está estrictamente en fase con la forma de onda de voltaje. En tales casos, la forma de onda de corriente se puede separar en un componente real o en fase y un componente reactivo o en cuadratura. Una carga extrae trabajo útil del componente real de la forma de onda actual, pero una utilidad debe proporcionar la corriente total.
El factor de potencia es una medida de la potencia activa como porcentaje de la suma de la potencia activa y reactiva. Incluso un factor de potencia tan alto como 0,9 representa una utilización excesiva de la red de hasta un 11 %, más allá de lo que las empresas de servicios públicos pueden cobrar a los clientes residenciales y comerciales (Figura 1).
alto costo de fracaso
Según las estimaciones del caso base del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley, el impacto económico anual de los eventos de confiabilidad de energía (como apagones) en los clientes de servicios públicos de EE. UU. es de aproximadamente $ 79 mil millones. Aproximadamente dos tercios de este volumen se deben a interrupciones temporales del servicio que duran menos de cinco minutos. El período de descanso puede extenderse desde unos pocos minutos hasta varios días. Las pérdidas no incluyen inversiones en equipos de mitigación de interrupciones, como generadores de respaldo, baterías o equipos de acondicionamiento de energía propiedad del cliente para mitigar eventos de calidad de energía.
Además de sus propias motivaciones financieras, las empresas de servicios públicos están bajo la presión de los clientes, grupos industriales y organismos reguladores para minimizar los problemas de confiabilidad. Los monitores de líneas eléctricas en toda la red de distribución funcionan en conjunto con el interruptor automático para identificar rápidamente condiciones de operación anormales, evitar las áreas afectadas y acelerar la resolución de problemas.
Más allá de la gestión de activos, el monitoreo de los componentes críticos de la infraestructura, como los dispositivos de reconexión de sucursales y los transformadores secundarios, es esencial para las medidas de protección de acción rápida. El monitoreo también puede proporcionar datos valiosos desde el borde de la red. El despliegue del monitoreo de líneas eléctricas a nivel del transformador secundario se encuentra en sus primeras etapas, pero se prevé que supere el mercado de transformadores de potencia tradicionales para 2015 (Figura 2). Este desarrollo es posible en parte gracias a la disponibilidad de componentes IC analógicos y de señal mixta que simplifican enormemente la tarea.
monitoreo inteligente
Los monitores Powerline colocados en la red de distribución son topológicamente similares a los que se encuentran en las subestaciones y en otras partes del sistema de distribución de energía. Un transformador de voltaje proporciona una representación a escala del voltaje para cada una de las tres fases de potencia y el neutro. De manera similar, un transformador de corriente proporciona una representación de voltaje de la corriente que pasa a través de cada una de las tres fases de potencia y el neutro. La electrónica del front-end analógico (AFE) del monitor amortigua las ocho señales resultantes y las filtra para evitar que la energía fuera de banda (OOB) se convierta en alias de banda base durante el proceso de digitalización (Figura 3).
En un sistema de distribución en estrella típico, los servicios públicos impulsan tres fases con un desplazamiento de 120° entre pares. El voltaje se mide en relación con el cuarto cable neutro. En condiciones de carga equilibrada, el 100 % de la corriente fluye a través de las conexiones de fase. La corriente a través del neutro significa desequilibrio. Tal desbalance podría indicar, por ejemplo, un nuevo defecto en el sistema de aislamiento del transformador secundario, dando así una advertencia previa a la compañía eléctrica para que reemplace el transformador a tiempo para que sea posible. Tal recopilación de información de borde ahorra a las empresas de servicios públicos el costo de la respuesta de emergencia y a los clientes el costo y la inconveniencia de fallas de campo imprevistas.