lunes, 2 de junio de 2025 · 0 min read
Identificación de fases en redes de distribución eléctrica mediante sincrofasores
Introducción
A medida que aumenta la demanda de energía y las redes de distribución eléctrica se vuelven más complejas, la conciencia sobre la información de fase se ha vuelto crucial para una gestión efectiva de la red, las operaciones de mantenimiento y la calidad de la energía. La identificación precisa de fases es fundamental por varias razones:
Análisis precisos y cálculos de flujo de potencia: Con el avance de la digitalización en las redes de distribución eléctrica, las funciones analíticas avanzadas dependen de modelos trifásicos precisos. Estos modelos ofrecen beneficios significativos, como cálculos exactos del flujo de potencia y análisis confiables, especialmente en redes de baja tensión. Esto garantiza una comprensión clara de las condiciones de la red y una gestión eficaz de la misma.
Mantenimiento de información de fase correcta: Dado que la red del sistema eléctrico evoluciona constantemente, es esencial contar con información de fase actualizada en todos los sistemas informáticos (TI). Los cambios realizados en campo deben ser registrados adecuadamente para asegurar que la base de datos refleje con precisión el estado actual de la red.
Mejora en los procedimientos de servicio y mantenimiento: Contar con información de fase precisa en los sistemas backend permite una ejecución eficiente de los procedimientos de servicio y mantenimiento. Por ejemplo, solo deben ser notificados aquellos usuarios conectados a las fases específicas afectadas por cortes programados. Además, la información exacta de fase facilita la evaluación de los clientes impactados por fallas monofásicas o fusibles disparados, mejorando los tiempos de respuesta y la calidad del servicio.
Mayor eficiencia operativa: Con una identificación correcta de fases, las empresas de servicios pueden optimizar el balance de cargas, reducir el riesgo de sobrecargas por fase y mejorar la estabilidad general de la red. Esto se traduce en menos interrupciones y una mejor gestión de recursos.
La identificación precisa de fases mediante herramientas digitales modernas en redes de distribución eléctrica no solo es beneficiosa, sino también necesaria para el funcionamiento correcto y eficiente de estos sistemas. La adopción de la tecnología de sincrofasores hace posible esto.
Tecnología subyacente
Breve historia de los sincrofasores
Las mediciones fasoriales sincronizadas, también conocidas como sincrofasores, permiten medir señales de voltaje y corriente de manera sincrónica en distintos puntos de las redes eléctricas. El concepto y desarrollo de los sincrofasores se atribuye al Dr. Arun G. Phadke y al Dr. James S. Thorp, de la Universidad Tecnológica de Virginia (Virginia Tech). Estos investigadores fueron pioneros en el uso de la tecnología GPS para sincronizar mediciones fasoriales en amplias zonas de la red eléctrica durante la década de 1980 (véase la Figura 1 con un esquema básico de una configuración PMU).
A lo largo de las décadas, la tecnología de sincrofasores ha evolucionado de forma significativa y se ha aplicado en numerosas funciones dentro de las redes eléctricas, que van desde la observación hasta el control.
Adopción de los sincrofasores mediante Unidades de Medición Fasorial (PMU)
Una Unidad de Medición Fasorial (Phasor Measurement Unit, PMU) mide señales eléctricas en una red de energía. Los datos generados por una PMU incluyen la magnitud de voltaje y corriente, ángulos de fase, frecuencia y la Tasa de Cambio de la Frecuencia (Rate of Change of Frequency, ROCOF). Estas mediciones se marcan con sello de tiempo GPS, lo que permite contar con datos en tiempo real esenciales para monitorear y gestionar la estabilidad y eficiencia de las redes eléctricas.
Las PMU utilizan ampliamente la tecnología de sincrofasores. Las primeras unidades fueron desarrolladas a finales de la década de 1980, principalmente con fines de investigación. Para finales de los años 90 e inicios de los 2000, la tecnología había madurado, y los operadores de sistemas de transmisión comenzaron a reconocer los beneficios de usar PMUs para el monitoreo y control en tiempo real de la red eléctrica.
El apagón de 2003 en América del Norte evidenció la necesidad de mejorar el monitoreo y control de las redes, lo que impulsó un mayor interés e inversión en la tecnología PMU. En respuesta, se estableció en 2006 la Iniciativa Norteamericana de Sincrofasores (NASPI, por sus siglas en inglés). NASPI es un esfuerzo colaborativo entre el Departamento de Energía de EE. UU., el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), empresas eléctricas, proveedores y otros actores clave, enfocado en el desarrollo y despliegue de la tecnología de sincrofasores.
NASPI promovió la adopción generalizada de PMUs mediante la creación de una plataforma para el intercambio de conocimientos, mejores prácticas y desarrollo de estándares. El Departamento de Energía de EE. UU. y otras organizaciones financiaron el despliegue de PMUs en toda la red eléctrica. Para la década de 2010, esta tecnología se convirtió en una herramienta estándar para la gestión moderna de redes eléctricas, y las PMUs se desplegaron de forma generalizada.
Además de las PMUs tradicionales, el desarrollo de micro-PMUs (o unidades de medición fasorial en formato micro, µPMUs) ha representado un avance significativo en la tecnología de sincrofasores. Las micro-PMUs son versiones de alta precisión y escala reducida de las PMUs tradicionales, que proporcionan datos aún más detallados sobre el comportamiento de la red eléctrica.
Fueron desarrolladas para satisfacer las necesidades de las redes de distribución, las cuales requieren mayor precisión que las redes de transmisión debido a los flujos de potencia más pequeños y a las relaciones menores de reactancia a resistencia (X/R) de los conductores. Las primeras micro-PMUs surgieron a inicios de la década de 2010 gracias a colaboraciones entre universidades, centros de investigación y socios de la industria. Estos dispositivos permiten una mayor visibilidad en la red de distribución, apoyando aplicaciones como la detección de fallas, el monitoreo de carga y la integración de recursos distribuidos.
Aplicación de los sincrofasores para la identificación de fases
La tecnología de sincrofasores es altamente eficaz para la identificación de fases en conductores energizados entre ubicaciones geográficas distintas. Este proceso de identificación consiste en comparar mediciones sincronizadas en el tiempo tomadas por dos dispositivos. Uno de ellos actúa como punto de referencia, mientras que el segundo mide la fase desconocida. Al comparar el ángulo de fase medido en la segunda ubicación con el de referencia, es posible identificar con precisión la fase desconocida, como se muestra en la Figura 2.
Desfase del ángulo de fase de voltaje debido a la conexión del transformador
Este tipo de identificación de fases se realiza, por lo general, en el mismo nivel de voltaje. Sin embargo, cuando las mediciones abarcan diferentes niveles de voltaje, se introducen complicaciones adicionales. En particular, un transformador entre esos niveles puede generar un desfase de ángulo de fase entre su lado primario y secundario, debido a la naturaleza misma de su diseño.
Este desfase es un parámetro de diseño conocido, especificado por el grupo vectorial del transformador. La Figura 3 muestra un transformador de distribución típico y sus devanados.
El grupo vectorial indica la diferencia de fase entre los devanados primario y secundario, determinada por el diseño del transformador. Considérese, por ejemplo, el transformador de distribución con conexión Dy5 representado en la Figura 4.
En esta configuración, el flujo magnético en el devanado primario, excitado por el devanado conectado al voltaje entre líneas de las fases L1 y L2, se acopla con el devanado secundario ubicado en la misma columna del núcleo. El voltaje inducido en el devanado secundario estará en fase con el flujo en dicha columna y, por tanto, en fase con el voltaje entre líneas L1–L2.
Sin embargo, cambiar la secuencia de fases en el devanado primario altera la relación de fase. Si la secuencia de fases del devanado primario se invierte de 1-2-3 a 1-3-2, la fase del voltaje en dicho devanado será de 210°, lo cual equivale al grupo vectorial 7.
En consecuencia, la fase del voltaje en el devanado secundario de la primera columna será también de 210°, correspondiente al grupo vectorial 7. En lugar de la rotación típica de 150° para el grupo vectorial 5, esto da lugar a una rotación de –150° (o 210°), como se muestra en la Figura 5. Por lo tanto, la rotación de campo en el devanado primario de los transformadores conectados en D (delta) también es un parámetro crucial para determinar correctamente la fase.
La tecnología de sincrofasores puede aplicarse a la identificación precisa de fases entre distintos niveles de voltaje, siempre que se comprendan y compensen correctamente estos desfases de ángulo de fase.
Desfase del ángulo de fase de voltaje debido al flujo de corriente en líneas eléctricas
Antes de integrar todos los conceptos, es fundamental comprender otro fenómeno eléctrico: el desfase del ángulo de fase del voltaje causado por el flujo de corriente en las líneas eléctricas. Estas líneas suelen estar conformadas por conductores de aluminio con un núcleo de acero para refuerzo. Dichos conductores presentan propiedades específicas, determinadas por su material y geometría, que influyen en el comportamiento de la corriente eléctrica y del voltaje a lo largo de la línea.
Las líneas eléctricas se modelan comúnmente mediante un modelo pi, como se muestra en la Figura 6, el cual incluye tres parámetros relevantes: resistencia serie, reactancia serie y susceptancia en derivación (shunt). Cuando la corriente fluye a través de la línea, el ángulo de fase del voltaje se ve afectado según la relación entre la reactancia serie y la resistencia serie.
En las redes eléctricas, las propiedades de los conductores provocan desfases en el ángulo de fase del voltaje debido al flujo de corriente. Estos desfases también deben considerarse para lograr una identificación de fases precisa.
La solución Dewesoft Gridphase
Dewesoft Gridphase es la primera solución que integra la tecnología de medición con sincrofasores con información completa de la red, incluyendo transformadores y sus grupos vectoriales. Esta integración simplifica la identificación de fases, convirtiéndola en un proceso tan sencillo como medir el voltaje.
Funciona colocando un dispositivo de referencia en el punto donde se define la fase de referencia, típicamente en el punto de acoplamiento con la red de transmisión. La Figura 7 muestra una subestación con líneas de alta tensión entrantes y sus fases etiquetadas en los portales.
El modelo de fondo incorpora información sobre los transformadores y sus conexiones, incluyendo la ubicación de los dispositivos de referencia. Esto permite al sistema compensar con precisión los desfases de fase introducidos por los transformadores en cualquier punto de la red. El esquema en la Figura 8 ilustra estas condiciones.
Las rotaciones de campo en los devanados primarios de los transformadores de distribución suelen ser desconocidas. Sin embargo, es posible inferir información sobre los grupos vectoriales a partir de las mediciones.
Dewesoft Gridphase también indicará la rotación de campo en los devanados primarios del transformador cuando la medición se realice en el lado secundario, como se muestra en la Figura 9.
Los desfases de fase provocados por el flujo de corriente en los conductores no se compensan directamente. En su lugar, Dewesoft introduce el concepto de zonas angulares (angle zones, véase la Figura 10). La red eléctrica se divide en áreas geográficas, dentro de las cuales se espera que la desviación del ángulo de fase del voltaje respecto al punto de referencia no supere los ±20°. Estas áreas se denominan zonas angulares.
Dado que las fases de voltaje están separadas por 120°, un margen de ±20° en cualquiera de las fases es tolerable y sigue permitiendo una identificación de fases precisa.
La aplicación backend asigna cada dispositivo portátil a la zona angular correspondiente según su ubicación, y selecciona el dispositivo de referencia adecuado dentro de dicha zona. Con base en el modelo de red, la aplicación compensa los desfases de fase causados por los grupos vectoriales, y el usuario selecciona el transformador de distribución sugerido por la aplicación móvil.
Esto se muestra en el video a continuación.
Aplicación de Dewesoft Gridphase en redes de distribución
La agrupación por fases de los puntos de medición, como los medidores inteligentes en las redes de distribución, se realiza comúnmente mediante análisis de datos o, cuando está disponible, a través de comunicación PLC (Power Line Communication). Todas las versiones de protocolos PLC ofrecen identificación de fases integrada para los medidores ubicados aguas abajo del concentrador de datos.
Esta información suele integrarse en los sistemas de TI y TO, como los sistemas GIS (Sistema de Información Geográfica), SCADA (Control de Supervisión y Adquisición de Datos) o ADMS (Sistema Avanzado de Gestión de la Distribución), que agrupan y visualizan mediciones y datos en tiempo real provenientes de sensores como PMUs y PLCs, brindando a los operadores visibilidad sobre el rendimiento y la estabilidad de la red.
Es importante señalar que, independientemente de la tecnología utilizada, los resultados no están referenciados a un marco real de fases eléctricas, sino que se agrupan por fases que no están alineadas a un sistema de referencia eléctrico real. Como resultado, la fase designada como L1 en el transformador de distribución A puede no corresponder a la L1 en el transformador B. Esta discrepancia impide la comparación directa entre fases de diferentes transformadores de distribución, incluso si se encuentran en el mismo alimentador de media tensión, y especialmente si están en alimentadores distintos.
Mantener una alineación con las fases eléctricas reales en toda la red es crucial para la precisión de cálculos y simulaciones, como el análisis de flujo de potencia en redes de distribución. Sin un marco de referencia unificado, dichos análisis no arrojarán resultados confiables.
Desde una perspectiva de escalabilidad, el uso de analítica de datos y tecnología PLC es una estrategia práctica que permite a los operadores de red ubicar rápidamente los medidores disponibles en toda la red. Sin embargo, es necesario un paso adicional para alinear los grupos identificados con un marco real de fases eléctricas. Esto puede lograrse de forma eficiente con una sola medición en una carga o subestación utilizando Dewesoft Gridphase. De esta manera, las compañías eléctricas pueden comparar fases en toda la red, con varias ventajas: los cálculos de flujo de potencia trifásico serán precisos y el impacto de fallas monofásicas podrá evaluarse correctamente hasta el último usuario en la red de baja tensión.
Mantener un marco de fases unificado cobra aún mayor importancia desde la perspectiva del mantenimiento. Por ejemplo, durante la restauración del servicio tras una falla, es crucial restablecer la secuencia absoluta de fases para asegurar que la información en los sistemas backend siga siendo correcta. Además, al conectar nuevos activos a la red, como transformadores de distribución, transformadores de potencial, interruptores, cables o líneas, se pueden mantener conexiones de fase correctas, lo que garantiza la integridad y precisión de la información de fases de la red, mejora la seguridad del trabajo en campo y permite una ejecución más eficiente de las tareas.
Dewesoft Gridphase garantiza así un marco de referencia de fases coherente y unificado, lo que mejora la confiabilidad y la precisión en la gestión de la distribución eléctrica.
Conclusión
Dewesoft Gridphase representa un avance significativo en la identificación de fases para redes de distribución eléctrica. Al aprovechar la tecnología de sincrofasores, responde a la necesidad crítica de contar con una identificación de fases precisa y confiable en redes eléctricas complejas y en constante evolución. Su capacidad para identificar fases con precisión sin necesidad de instalaciones complejas simplifica el proceso, haciéndolo accesible y eficiente para los técnicos en campo.
La implementación de Dewesoft Gridphase permite a las redes de distribución mantener un marco unificado de fases, fundamental para obtener análisis precisos, realizar mantenimientos efectivos y lograr una operación eficiente. Con funciones como la compensación de desfases por transformadores y el innovador concepto de zonas angulares, Dewesoft supera los retos tradicionales asociados a la identificación de fases.
En aplicaciones prácticas, Dewesoft Gridphase mejora la precisión de los cálculos de flujo de potencia, optimiza la respuesta ante fallas y asegura una información de fase coherente entre distintos niveles de voltaje. Esto permite una mejor gestión de recursos y una reducción de costos operativos. A medida que las redes eléctricas continúan expandiéndose y digitalizándose, herramientas como Dewesoft Gridphase son esenciales para su correcto mantenimiento y operación.