REGULADORES DE VOLTAJE
Brayan Rocker
brayan.erazo9@utc.edu
RESUMEN
El presente trabajo habla de los
reguladores de voltaje, generación térmica, ciclos térmicos
y de las turbinas de gas dándose
los conceptos básicos y sus diferentes
aplicaciones con su respectivo funcionamiento que cada una de esta
nos permiten realizar con relación
a la energía siendo las hidráulicas de mayor aplicación existente en nuestro país
INTRODUCCIÓN
Al hablar de los reguladores de voltaje se entiende a una protección de los aparatos eléctrico
del hogar pero esto
en el ámbito de subestación es de mucha más importancia puesto que existen diferentes aparatos y máquinas para la generación de energía con ellos se ve la importancia de la sobre protección que debe existir
en una central puesto que en ámbito laboral se los encuentra como
transformadores que se los utiliza para las líneas de distribución en donde existen diferentes tipos con sus respectivas aplicaciones.
Para la regulación del voltaje antes de ver este tema nos hace importante de cómo estas se generan
pues en el ámbito local se utiliza lo que son más las hidroeléctricas siendo estas la principal son centrales de grandes costos económicos pero su aplicación es verdaderamente beneficioso tanto para el país como la sociedad habiendo unas puertas de empleo.
Con el pasar de los años existen
diferentes formas de generar electricidad haciendo énfasis en la protección del ambiente se ve la aportación
de los gas que estos pueden presentar para el beneficio
social por ello en la actualidad se cuenta con turbinas de gas que
mediante el gas estas
acciona a una turbina realizando un trabajo estas turbinas son aplicada en el ámbito industrial ya asi contribuyendo a la protección del medio ambiente.
En la actualidad se están
construyendo numerosas centrales
termoeléctricas de las denominadas de ciclo combinado, que son un tipo de
central que utiliza gas natural, gasóleo o incluso carbón preparado como combustible para alimentar una turbina de
gas.
Luego los gases de escape de la turbina de gas todavía tienen una elevada temperatura, se utilizan para producir vapor que mueve una segunda turbina, esta vez de vapor. Cada una de estas turbinas está acoplada a su correspondiente alternador para generar energía eléctrica.
I.
DEFINICIÓN DE REGULADOR
DE TENSIÓN.
Un regulador de voltaje es
un autotransformador regulable automáticamente, que posee dos bobinado,
y de acuerdo con la tensión deseada excitará
un control electrónico,
el mismo que regula el nivel de voltaje a través del segundo
bobinado.
Los reguladores de voltaje se hallan en la subestación como transformadores con cambiador de tomas bajo carga (LTC) y en casos especiales como reguladores tipo estación, o en unidades
trifásicas o monofásicas en cualquier parte de la red
Los reguladores de voltaje en cada primario no corrigen la excesiva caída de voltaje
sobre el mismo. Únicamente mantienen
el voltaje requerido en la fuente del primario para tener un voltaje constante en el centro de carga del primario
para todas las condiciones de la misma
o para tener una variación de
voltaje específica en el primer transformador de distribución
Los reguladores deben utilizarse donde las variaciones de tensión de la línea sea amplia o esté sujeta a ruido eléctrico. Al utilizar un regulador debe asegurarse que la línea de tierra venga directamente de la subestación eléctrica o del tablero principal de la edificación. A diferencia de los acondicionadores,
los reguladores de
tensión no poseen un transformador puro de aislamiento, su uso principal está
en estabilizar las variaciones de la tensión
de la red eléctrica.
I.I CAÍDAS DE VOLTAJE.
Existen caídas de voltaje dadas las características del equipamiento relacionadas a cada uno de sus elementos
constitutivos, desde la salida del
transformador en la subestación de distribución
hasta el punto en donde se conectan
los equipos eléctricos en redes secundarias.
Se permite caídas de voltaje de alrededor
del 3%(R1) en primarios de sistemas urbanos y suburbanos,
durante la presencia de la carga pico (máxima).
En los alimentadores rurales,
debido a que las líneas son más largas y la densidad de carga es menor este porcentaje puede aumentar, pero a menudo se ve compensado debido a que
la presencia de
circuitos secundarios es casi nula.
Para comprender de una forma más adecuada el efecto de las pérdidas en un sistema eléctrico de potencia se realizará
primero una clasificación de las pérdidas
en cada parte del sistema.
·
Pérdidas por causas
físicas.- En donde se contabiliza las pérdidas por efecto Joule en los conductores,
las pérdidas en los núcleos de los
transformadores y acoplamientos entre.
·
Consumos propios de la Empresa
Eléctrica.
·
Pérdidas comerciales.- Energía consumida pero que no ha sido facturada
o a sido subfacturada.
I.II
REGULACIÓN DE
VOLTAJE
En una red de distribución deben tomarse en cuenta las variaciones de voltaje existentes a través del mismo. Es conveniente que estas variaciones estén dentro de los valores admisibles determinados
con el fin de asegurar un funcionamiento adecuado
del equipo instalado en la red y dar un servicio de calidad
al cliente.
Una buena regulación de voltaje se puede obtener
mediante !a aplicación de equipos de control en sitios
adecuados de la red que permitan un mejor y fácil monitoreo de! comportamiento de! sistema en sus diferentes estados de carga.
Debido a las caídas de voltaje existentes en cada elemento del sistema y a la influencia desfavorable de otros factores
como: variaciones de carga, efectos
de cargas reactivas, calentamiento de conductores, pérdidas en transformadores, influencia de armónicos etc, es económicamente imposible proveer a todos y cada uno de los consumidores conectados al sistema con un voltaje de utilización constante que sea igual al voltaje nominal de
placa de los aparatos empleados.
En una red de
distribución la regulación de voltaje puede ¡levarse a cabo por los siguientes métodos:
·
Aplicación de equipo de regulación en las subestaciones
·
Balancear la carga
sobre e! alimentador primario
·
Aumentar el calibre
del conductor
·
Cambiar secciones del alimentador
de monofásicas a bifásicas o trifásicas
·
Instalación de subestaciones
y alimentadores primarios nuevos
·
Cambiar (aumentar) el nivel de voltaje primario
La selección de cualquiera de estos métodos depende
del problema particular existente en la red. Para obtener
el método más adecuado deben analizarse
factores tales como: Tamaño del
sistema, tipo de carga, situación del equipo existente, área servida, expansión
futura del sistema y cantidad o magnitud
de voltaje a corregirse.
Para controlar la excitación de máquinas
sincrónicas se emplean
los siguientes tipos de reguladores de voltaje: Reostático de acción directa,
excitador reostátíco de acción indirecta, tipo impedancia o estático reostático de acción indirecta, tipo impedancia o estático y electrónico.
I.III
APLICACIÓN
La aplicación de reguladores de voltaje en una subestación permite un aumento en la caída de voltaje
del alimentador y una mayor
capacidad de transporte de carga.
Aplicados sobre un alimentador,
reducen la excesiva caída de voltaje
y la variación de voltaje en la entrada de servicio del alimentador.
Existen dos tipos de reguladores de voltaje: los de Inducción y los de Paso. En cuanto a los capacitores en derivación o en serie, su función
principal! es elevar el
voltaje, reducir la caída de
tensión y controlar los Kilo volt amperios reactivos.
En el
presente trabajo para la regulación
de voltaje se analizarán, los reguladores
de voltaje, y los capacitores en general.
I.IV
TIPOS DE REGULADORES DE VOLTAJE
Existen dos tipos de reguladores de voltaje; Reguladores electromecánicos, Reguladores electrónicos y. Debido al bajo costo y Reguladores ferrosonantes mayor confiabilidad de los reguladores tipo paso, y al incremento del nivel de voltaje
y capacidad del alimentador, el empleo
de los reguladores de inducción es
limitado. Además estos requieren de un mayor mantenimiento.
I.IV.I
Reguladores electromecánicos
Basan su principio de funcionamiento en un auto transformador
de columna, sobre la cual se dispone
un cursor accionado por un servomotor,
que en su recorrido suma o resta
espiras. Este movimiento de auto ajuste es controlado por un comando
electrónico, que se activa
cada vez que la tensión de salida se desvía de su valor de calibración, ajustándose automáticamente y con ello mantiene permanentemente la tensión de salida estable.
Las ventajas que ofrece este principio son que
cuenta con una alta precisión (1,5%) y eficiencia del 99%, teniendo
capacidad de sobrecarga de hasta 500% sin
generación de contenido armónico; sin embargo, aunque no genera ruido armónico
tampoco lo elimina,
es decir si la línea eléctrica comercial
viene con armónicos
el regulador también
sacara a su salida dichos armónicos, otro punto a considerar es que son enfriados por aceite
lo cual los hace más pesados y con el
riesgo latente de fugas. Su vida útil estimada
es mayor a 25 años
en funcionamiento continuo a
plena carga por su diseño,
tecnología y robustez; sin embargo, también está el riesgo latente de que la parte electrónica o servomotor se dañen con el tiempo lo cual se
traduce en servicios de mantenimiento preventivo y/o correctivo.
Los reguladores de tensión han sido diseñados para funcionar en servicio continuo
las 24 hrs. del día, todo el año. Por otro lado soportan ambientes con una temperatura máxima de 40ºC y hasta 3200 m. sobre el nivel del mar. No son aptos para trabajar a la intemperie y pueden sufrir daños expuestos
a fenómenos meteorológicos o debidos a situaciones anormales.
I.IV.II
REGULADORES ELECTRÓNICOS
Los reguladores electrónicos basan su regulación en un control electrónico, pueden llevar microprocesador para regular o simplemente un circuito de control que detecta las variaciones de la tensión y hace la corrección a través de relevadores para regular la tensión. Su tiempo de respuesta y velocidad de regulación son muy rápidos además de ser económicos en comparación a los otros tipos. Los rangos de tensión de entrada son reducidos y la precisión de la tensión de salida es de +/- 3% a +/- 5%.
I.IV.II Reguladores ferrosonantes
La ferroresonancia es la propiedad
del diseño de un transformador en el cual el transformador contiene dos patrones
magnéticos separados con acoplamiento
limitado entre ellos. La salida contiene un circuito resonante paralelo que toma su potencia del primario para reemplazar la potencia entregada
a la carga. Hay que notar que la resonancia en la ferroresonancia es similar a aquella en los circuitos
lineales con capacitores o inductores en serie o paralelo,
en donde la impedancia tiene un pico
a una frecuencia en particular. En un
circuito no lineal, como el que se usa en los transformadores ferroresonantes, la resonancia se usa para reducir los cambios
en la tensión de alimentación para suministrar una tensión más consistente en la carga.
Las ventajas son claras, regulación de entrada extrema, incluso puede
operar a tensiones tan bajas como 55 VCA y proporcionar 120 VCA a la salida con regulación de ±1% siempre que la carga no rebase el
60% de la capacidad nominal
del regulador, trabajando a plena carga admite variaciones de entrada de hasta 85 VCA.
Libre de mantenimiento y vida media de 30 años, esto debido a su gran robustez mecánica ya que no contiene elementos móviles en su interior como servomotores, motores, relevadores, circuitos de control
etc
I.V
REGULACION DE VOLTAJE EN LA S/E
I.V.I
REGULACION DE VOLTAJE DE BARRA
Es el control
de voltaje simulado
de dos o más alimentadores servidos desde la misma barra de la subestación, el voltaje en la barra se
lleva a cabo dentro de los limites fijos predeterminados.
Los reguladores de voltaje independiente, no LTC, aplicados para la
regulación de barra son predominante trifásicos.
Los reguladores monofásicos son aplicados en un banco trifásico donde se utiliza
solamente cuando el desbalance en la barra de fase tenga excesivos
voltajes; también cuando se deba
incluir un regulador de repuesto en las subestación para propósitos de mantenimiento y emergencia para conservar los requerimientos de la demanda. La utilización de uno u otros equipamientos dependerá de la situación particular.
Para una regulación de barra buena con reguladores trifásicos la carga en cada fase debe la barra, así como también a lo largo del alimentador debe ser balanceada. Simultáneamente para obtener un adecuado control
de voltaje de dos o más alimentadores, ciertos requerimientos
y características son necesarios: magnitud de KVA del alimentador, ciclos de coincidencia de carga, la equidistancia del primer usuario,
equidistancia al centro de la carga en el alimentador.
I.VI
MANTENIMIENTO DE UN EQUIPO LTC.
Es necesario
llevar al transformador fuera de servisio,
y a menos de que se cuente con otro
transformado en la subestación o la transferencia de carga total o parcial, el corte de servicio
es necesario.
I.VII
ESCALA DE REGULACION.
La escala de regulación de un regular de voltaje y equipamiento LTC usados
para regulación de barra en mas o menos
10% en algunos casos la escala menor es adecuada. Esta debe basarse en la variación
máxima probable del voltaje de alimentación y el costo beneficio necesario
para mantener los limites
predeterminados de la bara de voltaje.
I.VIII
MÉTODOS PARA LA REGULACIÓN DE VOLTAJE
Los clientes que se conectan al alimentador de una red de distribución en forma de taps en derivación, producen, debido a la demanda de corriente en cada sección, una caída de voltaje que aumenta en la medida que se aleja de la subestación.
Se debe observar
que si el voltaje en la
subestación se ajusta a un valor
nominal, los clientes al extremo de la
línea o alimentador pueden tener un voltaje bajo en
condiciones de cargas elevadas, y por otro lado, si se ajusta el voltaje para que los clientes al final del alimentador tengan un valor nominal, entonces
los clientes conectados cerca de la subestación tendrían
un valor elevado
bajo condiciones de carga elevada. Esto quiere decir que se debe hacer
un compromiso para que se tenga un
valor aceptable de voltaje para todos los
clientes, en forma independiente del valor de la carga y la caída de voltaje,
debe tener un valor aceptable para cualquier carga.
Como un compromiso favorable de caída de voltaje no siempre es posible para todas las condiciones de carga, esto hace necesario que se consideren otros medios para la regulación de voltaje, como son el uso de transformadores con cambiador de derivaciones (Taps), o bien la aplicación de capacitores para la regulación de voltaje.
I.IX
CARACTERÍSTICAS DE LOS REGULADORES:
Relevador de protección de salida: Desconecta la carga automáticamente para protegerla cuando la alimentación comercial sube o baja a niveles peligrosos.
Tablero de diagnóstico: Monitorea tanto tensiones
de entrada como de salida,
contando con tres memorias indicadoras de última falla. Indicadores lumínicos
en el tablero
frontal que indica el estado de operación en el cual se encuentra
al regulador.
Supresor de picos y ruidos eléctricos. No en todos los casos aplica
I.X
NECESIDAD DE REGULAR LA TENSIÓN
Cualquier dispositivo eléctrico es diseñado para funcionar con una determinada tensión aplicada llamada
nominal, pero pueden soportar una variación con respecto a esta tensión
dentro de los límites definidos sin que
sus características de funcionamiento varíen apreciablemente ni se pongan en peligro la seguridad del mismo. Por otra parte los sistemas de distribución deben estar diseñados y operados de manera que el valor de la tensión suministrada este dentro de límites aceptables y permisibles. Ya que como lo dice el “Reglamento de la ley del servicio
público de energía
eléctrica” en el artículo 18. El suministrador deberá ofrecer y
mantener el servicio en forma de
corriente alterna en una, dos o tres fases, a las tensiones altas, media o baja,
I.XI. APLICACIONES PARA USAR UN REGULADOR DE TENSIÓN
Todo aquel
equipo electrónico que es parte
fundamental de un proceso de
investigación, de control de calidad, de producción, de seguridad etc. es considerado por el usuario final
como una inversión económicamente importante, no solo por el valor mismo del equipo sino por las pérdidas económicas que presentan el hecho de tenerlo
fuera de operación por una causa de una falla en el suministro eléctrico. Recordemos que un daño físico en un equipo implica
generalmente un costo de
reparación superior al precio de un regulador de tensión.
Algunos de los equipos cuya protección es indispensable por el tipo de servicio que
prestan al usuario son los siguientes.
·
Equipo de telefonía
·
Equipo de audio y video
·
Equipo fotográfico
·
Equipo de cómputo
·
Equipo médico de precisión
· Controladores lógicos
II. GENERACION TERMINCA
II.I
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La energía eléctrica
es generada, principalmente,
por medio de plantas hidroeléctricas, terminas y geotérmicas, esto debido a que las demás fuentes
de energía eléctrica
requieren mayor cantidad de
inversión económica.
II.II
PLANTAS TÉRMICAS
En este grupo caben todas las plantas
generadoras que utilizan como fuente
primaria el calor proveniente de los
combustibles, el calor del mar o del sol. De esta forma pueden ser de combustión o de no combustión. Las plantas
Solares térmicas (las que usan el calor del sol) también
están consideradas dentro de este tipo de plantas generadoras de energía eléctrica.
El principio de funcionamiento de una central térmica se basa en el intercambio de energía calórica
en energía mecánica
y luego en energía eléctrica. Es el aprovechar la energía química de los combustibles derivados del petróleo como el bunker, diesel, gas natural,
otros como carbón mineral, residuos
vegetales, etc. para producir electricidad.
Los 3 elementos esenciales de una central térmica son:
•
La caldera, elemento
que produce vapor a partir de la energía química
obtenida al efectuarse la combustión o
quemado de combustible • La turbina,
elemento que produce
la energía mecánica
• El Alternador
(Generador), elemento
que produce la energía eléctrica
Funcionamiento de una central
térmica
El funcionamiento de todas las centrales
térmicas o termoeléctricas es semejante. El combustible se almacena en depósitos
adyacentes, desde donde se suministra a la central, pasando por la caldera.
Una vez en la caldera,
los quemadores provocan la combustión del carbón,
fueloil, gas, bunker entre otros, generando energía
calorífica. Esta convierte
a su vez, en vapor a alta temperatura; el agua circula
por una extensa red formada por miles de tubos que tapizan las paredes de la caldera; este vapor entra a
gran presión en la turbina
central, la cual produce la energía
mecánica que es utilizada por el generador para producir la electricidad.
II.III
IMPACTO
AMBIENTAL DE LAS CENTRALES TÉRMICAS
II.III.I
CONTAMINACIÓN ACÚSTICA
Existen requisitos de limitación sonora
que están incluidos
en las prescripciones para la puesta en marcha de las centrales
térmicas, sin embargo se han realizado mejoras específicas de la contaminación acústica actuando, por ejemplo,
sobre el nivel sonoro causado por la
marcha de los ventiladores de tiro forzado o por componentes pasivos como las
válvulas de purga o válvulas aliviadoras del combustible.
II.III.II
VERTIDOS QUÍMICOS
Los efluentes líquidos, una vez utilizados pasan al condensador para su refrigeración llegando al sistema central donde se evacúan
como aguas residuales contaminadas con materiales diversos.
II.IV
CONSIDERACIONES PARA SALIDA DE GENERACIÓN Y CARGA
EN ECUADOR
Para la salida de generación térmica
se considera un periodo en estiaje a demanda mínima (03H00), mientras que para la salida de generación hidroeléctrica se considera un periodo lluvioso a demanda máxima (19H00).
Para la salida de generación hidroeléctrica importante: Paute, Agoyan,
San Francisco funcionando a plena carga, se considera una unidad fuera de servicio en periodo lluvioso a demanda
máxima (19H00).
Para la salida de la interconexión con Colombia, se considera un periodo seco a
demanda mínima (03H00), con el aporte
de 250 MW desde Colombia hacia Ecuador
En la figura 3.1 muestra el análisis dinámico de la frecuencia ante la salida de la Interconexión Ecuador- Colombia con 250 MW en condiciones de importación hacia Ecuador
Para analizar la salida de carga importante se considera la salida de la interconexión Ecuador Colombia (100 MW) en condiciones de exportación de Ecuador a Colombia. En la figura 3.2 muestra el análisis dinámico del análisis.
III. TURBINAS DE GAS (TURBOGAS)
La generación de energía eléctrica en las unidades turbo gas se logra a provechando directamente, en los álabes de la turbina, la energía cinética que resulta de la expansión de aire y gases de combustión comprimidos La aire y gases de combustión, comprimidos. La turbina
está acoplada al rotor del generador dando lugar a la producción de energía eléctrica. Los gases de la combustión después Los gases de la combustión, después
de trabajar en la turbina,
se descargan directamente a la atmósfera.
·
Emplean como combustible gas natural o diesel.
·
Desde el punto de vista de la operación, el breve tiempo de arranque y la versatilidad para
seguir las variaciones de arranque y la versatilidad para seguir las variaciones de la demanda,
hacen a las turbinas de gas ventajosas para satisfacer cargas de horas pico y proporcionar capacidad de respaldo al sistema eléctrico.
Para potencias inferiores a los 10 MW se ha de descartar por razones económicas la central de vapor, siendo las dos soluciones restantes
equivalentes. En las zonas donde hay
escasez de agua y existen
próximos yacimientos de gas natural se suelen utilizar centrales
con turbinas de gas como centrales de base
III.I
LAS TURBINAS
DE GAS FUNCIONAN
SIGUIENDO UN CICLO DE BRAYTON
La diferencia esencial del ciclo Brayton con el Rankine es que en el primero el fluido de trabajo es un gas, mientras que en el segundo es un vapor que se condensa y evapora en el ciclo. Además, la compresión en el ciclo Brayton absorbe mayor trabajo que en el ciclo Rankine por realizarse en la fase gaseosa y fase líquida respectivamente.
·
Una etapa de compresión, efectuada por uana maquina térmica
denominada compresos, con la mayor
eficiencia isntropica que sea posible.
·
Una etapa de
aportación de calor, que idealmente se realiza a presión constante, mediante la combustión del gas. Tecnológicamente la aportación de calor que puede efectuarse, bien mediante un proceso de combustión de la turbina
de gas o aportando gas caliente y a presión con un proceso externo.
·
Una etapa de expansión, realizada en una maquina
térmica denominada turbina
que al igual que el
compresor deberá tener la mayor eficiencia isentropica que sea posible.
III.II. LOS ELEMENTOS BÁSICOS DE LA TURBINA SON:
·
el compresor
·
la cámara de combustión
·
la turbina de gas
En los ciclos con regeneración con varias etapas de compresión se puede llegar a
rendimientos del 34 al 35% y la potencia unitaria
límite del orden de los 30 MW. A base de un solo compresor (4,5 bar) y una sola turbina con un cambiador de calor se alcanzan rendimientos del 24% y la potencia
límite es del orden de los 10 MW.
Los ciclos de las turbinas de
gas se clasifican en ciclos abiertos y cerrados,
según los gases de la turbina sean evacuados
directamente a la atmósfera o se recirculen haciéndolos pasar al compresor a través de un intercambiador de calor.
La presión a la salida de la turbina
es del orden de los 5 bar y el calentamiento del aire se efectúa a 25 bar para centrales de hasta 10 MW de potencia,
pudiendo llegar hasta los 50 bar para potencias superiores. Los rendimientos de los ciclos cerrados pueden llegar al 32% y 34 % con potencias
límites unitarias de unos 10 MW (para presiones
de 30 bar) o 20 MW (para presiones del orden de los 60 bar).
Finalmente hay que señalar que la turbina de gas es mecánicamente más sencilla que la turbina de vapor. Exige un motor eléctrico o un motor de combustión interna para el arranque. No exige apenas agua de refrigeración.
III.III.CICLOS TERMICOS:
III.III.I. EL CICLO DE CARNOT Y SU VALOR.EN
INGENIERÍA
El ciclo de
Carnot se compone de cuatro
procesos totalmente
reversibles: adición de
calor isotérmica, expansión
isentrópica, rechazo de calor isotérmico y compresión isentrópica.
Los diagramas P-v y T-s
de un ciclo de Carnot.
El ciclo de Carnot puede ser ejecutado en un sistema cerrado (un dispositivo de cilindro-émbolo) o en un sistema de flujo estacionario (usando dos turbinas y dos compresores, como se muestra en la figura 10), y puede emplearse gas o vapor como el fluido de trabajo. El ciclo de Carnot es el ciclo más eficiente que puede ejecutarse.
III.III. II CICLO OTTO
Es el ciclo ideal para las máquinas
reciprocantes de encendido por chispa. Recibe ese nombre en honor a Nikolaus
A. Otto, quien en 1876, en Alemania, construyó una exitosa máquina de cuatro tiempos
utilizando el ciclo propuesto por el francés Beau de Rochas en 1862. En la mayoría de las máquinas de encendido
por chispa el émbolo ejecuta
cuatro tiempos completos
(dos ciclos mecánicos) dentro del cilindro,
y el cigüeñal completa dos revoluciones por cada ciclo termodinámico.
Estas máquinas son llamadas máquinas de combustión interna de cuatro tiempos. Un diagrama esquemático de cada tiempo, así como para una máquina real de encendido por chispa de cuatro tiempos.
El ciclo de
Otto se ejecuta en un
sistema cerrado, y sin tomar en cuenta
los cambios en las energías
cinética y potencial, el balance de energía para cualquiera
de los procesos se expresa, por unidad de masa, como:
(qentrada – qsalida) _ (wentrada –
wsalida) = D u (kJ/kg)
III.III. III CICLO DIESEL
El ciclo Diesel es el ciclo ideal para las máquinas reciprocantes ECOM. El motor ECOM,
por primera vez propuesto por Rudolph Diesel en la década de 1890, es
muy similar al motor ECH estudiado en
la última sección;
la diferencia principal está en el método de inicio de la combustión.
En los motores
de encendido por chispa (conocidos también como motores
de gasolina), la mezcla de aire y combustible se comprime hasta una temperatura inferior a la temperatura de autoencendido del combustible y el proceso de combustión se inicia al encender una bujía.
En los motores ECOM (también conocidos como motores diesel) el aire se comprime hasta una temperatura que es superior a la temperatura de autoencendido del combustible, y la combustión inicia al contacto, cuando el combustible se inyecta dentro de este aire caliente. Por lo tanto, en los motores diesel la bujía y el carburador son sustituidos por un inyector de combustible
III.III. VI CICLO BRAYTON:
El ciclo Brayton fue propuesto por George Brayton por vez primera para usarlo en el motor reciprocante que quemaba aceite desarrollado por él alrededor de 1870. Actualmente se utiliza en
turbinas de gas donde los procesos tanto de
compresión como de expans ión suceden en maquinaria rotatoria.
Las turbinas de gas generalmente operan en un ciclo abierto,
como se observa en la figura 12. Se introduce
aire fresco en condiciones ambiente
dentro del compresor, donde su temperatura y presión se elevan.
El aire de alta presión sigue hacia la cámara de combustión,
donde el combustible se quema a
presión constante. Los gases de alta
temperatura que resultan entran a
la turbina, donde se expanden hasta la presión
atmosférica, produciendo potencia. Los gases de escape que salen de la turbina se expulsan
hacia fuera (no se recirculan), causando
que el ciclo se clasifique como un ciclo abierto.
Ejemplo: Una central eléctrica de turbina de gas que opera en un
ciclo Brayton ideal tiene una relación de presión de 8. La temperatura del gas es de 300 K en la entrada del compresor y de 1 300 K en la entrada
de la turbina. Utilice las suposiciones de aire estándar
y determine
a)
la temperatura del gas a la salida del compresor
y de la turbina, b) la relación del trabajo
de retroceso.
Solución:
a) Las temperaturas del aire en la salida del compresor y la turbina se determinan de las relaciones isentrópica: Proceso 1-2 (compresión isentrópica de un gas ideal):
III.III. V. CICLO RANKINE
Es posible eliminar muchos de los aspectos imprácticos asociados con el ciclo de Carnot si el vapor es sobrecalentado en la caldera y condensado por completo en el condensador,
como se muestra de manera esquemática en un diagrama T-s en la figura 13.
Lo que resulta
es el ciclo Rankine, el cual
es el ciclo ideal para las centrales eléctricas de vapor. El ciclo Rankine
ideal no incluye
ninguna irreversibilidad
interna y está compuesto de los siguientes
cuatro procesos:
·
1-2 Compresión isentrópica en una bomba
·
2-3 Adición de calor a presión constante en una caldera
·
3-4 Expansión isentrópica en una turbina
· 4-1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador
Ejemplo: Considere una central eléctrica de vapor que opera en el ciclo Rankine ideal simple. El vapor de agua entra a
la turbina a 3 MPa y 350 °C y es condensado en el condensador a una presión de 75 kPa. Determine la eficiencia térmica
de este ciclo.
Primero se determinan las entalpías en varios puntos del ciclo, utilizando los datos de las tablas de vapor
III.III. VI. CENTRAL TÉRMICA
CONVENCIONAL
En las centrales
térmicas de vapor se utilizan como máquinas motrices las máquinas de vapor, o las turbinas de vapor o, en algunos casos, ambos tipos de máquinas;
además de accionar
los generadores eléctricos principales, en las centrales
térmicas de vapor, también se utilizan
las máquinas anteriormente citadas, para el accionamiento de equipos auxiliares, tales como bombas,
hogares mecánicos, ventiladores, excitatrices, etc.
El vapor necesario
para el funcionamiento de las
máquinas motrices, se produce
en calderas, quemando
combustible en los hogares que
forman parte integrante de las propias
calderas; desde éstas,
el vapor se conduce por medio de canalizaciones hasta las máquinas o las turbinas
de vapor.
Las centrales térmicas de vapor comprenden tres partes constructivas esenciales: 1. Sala de calderas 2. Sala de máquinas 3. Sala de distribución Y además, los intercambios de energía se realizan utilizando tres clases de circuitos principales y varios auxiliares:
III.III. VII. CENTRAL DE CICLO
COMBINADO
El término ciclo combinado se reserva
de forma casi universal a la conjunción en una única central de dos ciclos termodinámicos, Brayton y Rankine, que trabajan con fluidos diferentes: gas y agua-vapor.
El ciclo que trabaja con aire- gases
de combustión (Brayton)
opera a mayor temperatura que el ciclo cuyo fluido es agua-vapor (Rankine)
y ambos están acoplados por el
intercambiador de calor gases/agua-vapor, que es la caldera de recuperación de calor.
La unión termodinámica de estos ciclos conduce generalmente a la obtención
de un rendimiento global superior a los rendimientos de los
ciclos termodinámicos individuales que lo componen.
La justificación de los ciclos combinados
reside en que, desde un punto de vista tecnológico, resulta
difícil conseguir un único ciclo
termodinámico que trabaje
entre las temperaturas medias de los focos caliente
y frío usuales.
Es por ello que, como solución se acude al acoplamiento de dos ciclos: uno especializado en la producción de trabajo con alta eficiencia en rangos altos de temperaturas de trabajo (Brayton) y otro para temperaturas medias bajas (Rankine)
Las ventajas de estas centrales frente a las térmicas convencionales pueden resumirse en:
·
Menores emisiones de CO2 por kWh producido
·
Reducción muy significativa de las emisiones de NOx
·
Menores consumos de agua de refrigeración
·
Elevado rendimiento
·
Menor superficie
ocupada
·
Corto plazo de construcción
·
Alta disponibilidad de estas centrales
· Alto grado de automatización
CONCLUSIONES
·
Los reguladores de voltaje no son más que transformadores que nos permiten la regulación de voltaje (elevación y baja) los que permiten estas
a las líneas de distribución con cada una de las características, tipo que cada una de estas tiene su aplicación.
·
La generación térmicas están mas enfocadas a las plantas solares que pueden ser de combustión y no combustión siendo unas de las formas aparte de la hidarulicas, de generar
electricidad estas almacenadas en una baterías para después su respectiva distribución
·
Las de turbo gas so lo realiza
gracias directamente, en los álabes de la turbina,
la energía cinética que resulta de la expansión de aire
y gases de combustión comprimidos en su interior esta un rotor dando lugar a la producción de energía eléctrica.
· Los ciclos térmicos o termodinámicos son muy importantes en el área tanto térmica, como en el área de centrales eléctricas o termoeléctricas ya que en estas tipos de centrales eléctricas aplicamos estos tipos de ciclos térmicos, la más usada es el ciclo combinado en la cual se une el ciclo Rankine y el ciclo Brayton es este tipo de ciclos térmicos son los más usados en centrales eléctricas.
Bibliografía
[ B. Estuardo, «ESCUELA
POLITECNICA
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EQUIPOS ASOCIADOS A LAS PROTECCIONES
Fuentes de alimentación auxiliar
Equipos de señalización
Equipos de automatismo
Equipos de comunicación asociados a las protecciones
1.
Introdución
En el empleo de la enrgias electrica, ya sea para fines industrilaes, comerciales o de uso recidencial, interviene euna gran cantidad de maquinas y equipo electrico. Un conjunto de equipo electrico utilizado para un fin determinado se le conoce con el nombre de SUBESTACION ÈLECTRICA. Para esto hay que tomar en cuenta los diferentes equipos y seguridades existentes en las mismas como tambien los dispositivos inmersos en todo el circuito de generacion distribucion transformacion transporte y consumo, que es de importacia general para si efectividad y calidad, por lo que describiremos a continuacion los diferentes temas en estudios dentro de las subestaciones.
2.
Desarrollo
2.1.
Equipos asociados a las protecciones.
Se consideran como tales aquellos
que suministran la información o realizan las operaciones necesarias para que las protecciones puedan llevar a cabo su cometido.
Regulador de Voltaje
Es un equipo eléctrico que nos permite recibir amplias variaciones de voltaje -generalmente con una ventana de regulación del +/-15% del voltaje nominal de operación- y su función es controlar estas mismas y someterlas para que a la salida nos entregue un nivel "aceptable" de regulación para la operación de las cargas de los equipos conectados a él.
Así mismo su función se limita a regular, por lo que su principal desventaja radica en NO ofrecer protección adicional como filtrado de línea, supresión de picos eléctricos, entre otros.
El Acondicionador Electrónico es un equipo más robusto o más completo a nivel de protección- que un Regulador de Voltaje, ya que soporta disturbios eléctricos de entrada para que, a su salida, nos proporcione CALIDAD de LÍNEA o alimentación de corriente regulada y filtrada, para un óptimo funcionamiento y durabilidad de los equipos conectados.
Supresor de Picos de Voltaje
Ante eventos
de descargas eléctricas (rayos) este
dispositivo de protección limita sus efectos
dañinos -tensiones transitorias- mediante la desviación de sobre-corrientes, también
evita el flujo continuo de la corriente
resultante.
Después de cada operación
el dispositivo mantiene
la capacidad de repetir sus funciones.
Estos
equipos permiten "cambiar o ajustar" el voltaje de alimentación normalmente de alta tensión
(13,000 volts) a tensiones comunes de uso residencial o comercial a 220/120 volts.
Los Transformadores de Voltaje ofrecen la función de elevar ó bajar la tensión de acuerdo a las necesidades específicas del usuario. Inclusive primeramente pueden ofrecer la función de "bajar" para luego -mediante la instalación de otro- "subir" la corriente recibida (sobre todo en el área comercial e industrial).
Equipo No Break
Es un equipo cuya función principal
es evitar que una
interrupción de voltaje en la carga, "apague las funciones" y por lo tanto permita
seguir trabajando a los
equipos conectados, mediante baterías recargables que almacenan energía
eléctrica.
La capacidad
de estas baterías
determina la duración - o respaldo- de suministro de
energía que el equipo brinda.
Su principal desventaja es ofrecer exclusivamente el tiempo de respaldo (normalmente muy corto) sin ninguna protección adicional. También considerar que su capacidad de protección abarca hasta los 3 kVA.
UPS: Sistema de Alimentación In- interrumpida
Un
equipo UPS supera al máximo las funciones de
protección de un No-Break (que nos permite el continuar
trabajando al presentarse un corte de energía
en procesos como salvar información ó continuar
con las actividades propias del equipo respaldado)
El UPS es un equipo mucho más sofisticado, completo, que ofrece un sistema de alimentación in-interrumpida con VALORES ADICIONALES de Regulación de Voltaje, Supresión de Picos Eléctricos, brindando una Onda Senoidal Pura, tanto en baterías como en suministro, y lo más IMPORTANTE es que la senoide NUNCA presenta Interrupción (mientras la batería de respaldo tenga carga)
Otra ventaja ante los equipos No Break es que presentan capacidades hasta
500 kVas ó más
Sistema de Tierra Física
La función
de una Instalación o Sistema
de Tierra Física es la de drenar a "tierra, o
al suelo" las corrientes de
falla de cualquier naturaleza. Por corrientes de falla
nos referimos a descargas eléctricas
que surgen de eventos imprevistos, ya sea fenómenos
artificiales o naturales, por ejemplo: descargas electrostáticas, atmosféricas, interferencia electromagnética o errores
humanos.
La tierra física es una conexión
de seguridad que brinda
protección "extra" para evitar daños a los equipos eléctricos y electrónicos de descargas transitorias.
Se conoce también
como "hilo de tierra", "conexión a tierra", puesta a tierra".
Pararrayos
Un pararrayos tiene como objetivo conducir en forma efectiva la descarga eléctrica
(rayo) y minimizar
su efecto de inducción o daño.
Una
descarga atmosférica buscará siempre la trayectoria
de menor resistencia (impedancia) a tierra. En instalaciones convencionales, los sistemas de pararrayos buscan tener uno o varios cables de bajada para poder
controlar y disipar las descargas
atmosféricas.
Es
importante considerar que la disipación de la
energía de un rayo, una centella ó cualquier descarga atmosférica incluye no solo la descarga
eléctrica en sí, sino también la perturbación magnética que produce y la inducción eléctrica generada por esta última.
Filtro de Armónicos
Son equipos que se desarrollan a partir de un estudio previo que determina que
"numérico de armónica" tenemos
presente en nuestra
instalación.
Una vez detectado se desarrolla el filtro que contrarreste dicha distorsión.
Capacitores
Son elementos que nos ayudarán a aprovechar de una manera
más eficiente la energía eléctrica.
Se diseñan en base a un análisis previo de la posible problemática en el factor de potencia. Cuando el recibo de la luz llega con penalidad por "bajo factor de potencia" (mala utilización de la energía aprovechable)
Plantas de Emergencia
La función de una planta de emergencia es proveer una fuente de energía eléctrica ante un evento de corte de la misma (como un apagón).
La planta genera Corriente Alterna
en los términos de potencia
de su motor y su generador (watts y
volts-ampers, respectivamente).
Pueden ser fijas o portátiles (móviles).
De acuerdo al motor que utilizan se pueden clasificar con respecto a su alimentación de combustible en:
•
Gasolina
•
Diesel
•
Gas natural y gas LP
2.2. Transformadores De Medida
Definiciones
Transformador de medida está destinado a alimentar
instrumentos de medida (indicadores, registradores, integradores) relés o aparatos análogos. Transformadores de corriente en
los cuales en condiciones de empleo
definidas se tiene una corriente
secundaria proporcional a la corriente primaria
y desfasada (con sentido apropiado
de las conexiones) de un ángulo próximo
a cero. Transformadores de tensión,
corresponde una definición análoga, la tensión secundaria es
proporcional a la primaria. Relación de transformación se da como
relación entre las magnitudes primarias
y secundarias (según
corresponda corrientes o tensiones). Varias características de los
transformadores de medida son
comunes a otros tipos de aparatos, tensión máxima de referencia de la aislación, tensiones de ensayo, frecuencia nominal,
aptitud para uso interior o intemperie, etc.
El
operador de la red, debe conocer el estado de
carga de los componentes, para decidir operaciones o controlar
su estado. Los dispositivos automáticos deben disponer de magnitudes representativas del estado de la carga a fin de que produzcan
sus acciones automáticas. Para el control y protección
de los sistemas eléctricos es necesario disponer
de información de su estado,
es decir, conocer el valor de la tensión
y de la intensidad. No es posible manipular directamente las
magnitudes presentes en la red, en
general, las magnitudes que se deben
controlar o medir son tensiones y corrientes elevadas.
Los inconvenientes de utilizar directamente éstas son evidentes.
Por
ello, cuando se inició el uso de corriente
alterna se utilizaron transformadores de medida (1899) para obtener
la separación galvánica
de los circuitos, aparatos
de medida y protecciones
respecto a la alta tensión, y reducir los
valores de la intensidad y la tensión a niveles más manejables, y esto se hace para la corriente
y la tensión con transformadores de medida que en sus secundarios entregan magnitudes proporcionales a las primarias. En función
de su utilización se clasifican en:
Transformadores de intensidad (TC – TI)
Un
transformador de corriente es un instrumento
que reduce la corriente eléctrica de una red a valores manejables no peligrosos para la utilización de equipos de medida, puede ser instalado
a la intemperie o en interiores. Su función
principal es alimentar equipos de medida,
protección y control
como contadores, voltímetros y amperímetros.
El devanado
primario del transformador de corriente
se conecta en serie con el circuito
al que se desea hacer la medición
y el devanado secundario a
los equipos de
medida. Los transformadores de corriente se pueden clasificar de acuerdo a su construcción y
a su conexión eléctrica.
Transformadores de Tensión
(TP – TT)
Son
transformadores de medida en los cuales la
tensión secundaria es, en condiciones normales de uso, prácticamente proporcional a la intensidad
primaria, desfasada con relación a la misma
en un ángulo próximo a cero, para unas conexiones
apropiadas.
Estos transformadores a diferencia de los de intensidad,
están conectados en paralelo en los puntos que se quiere medir la diferencia de tensión.
Los transformadores de tensión se dividen en dos grandes
grupos:
·
Transformadores electromagnéticos
·
Transformadores capacitivos
2.3.
. Interruptores
La característica más saliente del interruptor, también
llamado disyuntor, es poder operar estableciendo e interrumpiendo cualquier valor de corriente hasta la que corresponde a su poder de interrupción (corriente de cortocircuito).
Lógicamente después
de efectuar algunas
veces esta operación
el desgaste de los contactos
puede ser muy elevado y las prestaciones del aparato quedan disminuidas.
Los
poderes de interrupción de los interruptores
van desde 1 kA hasta algunas decenas, como dicho son del orden de 100 veces la corriente nominal
de los aparatos.
Cuando
se presenta un cortocircuito la elevada corriente
debe ser interrumpida después de un breve
tiempo, tanto para proteger el interruptor mismo,
como para el resto de los elementos de la
red.
El interruptor está asociado a relés que censan la corriente, y según sea su valor comandan la actuación, un relé térmico,
(basado en un bimetal,
por ejemplo) produce el disparo en un tiempo
inversamente proporcional al valor de la corriente
(mejor digamos al cuadrado
del valor de la corriente, ya que mide
la acumulación de calor
en el elemento).
Un
relé magnético (basado en una bobina, por ejemplo) produce
el disparo prácticamente instantáneo, en este caso la duración de la falla será mínima, sumándose al tiempo del relé
la breve duración del arco (del orden de un semiciclo o
menos para un
interruptor de calidad de hasta algún centenar
de A de corriente nominal).
Cuando los interruptores logran actuar e interrumpir
en tiempos menores a un semiciclo, se los llama
limitadores.
La energía
necesaria para que el interruptor abra debe
encontrarse acumulada, de manera que el relé la libere cuando
corresponda, en algunos modelos de interruptores se
aprovecha también la fuerza
electromagnética de repulsión para lograr
la mejor interrupción.
La energía esta acumulada generalmente en un resorte
que al momento del cierre se carga.
La característica de actuación del aparato, curva que relaciona corriente y tiempo, se
utiliza para controlar que la
protección que ofrecen los relés (eventualmente ajustados a determinados
valores) es la que corresponde a los elementos
protegidos.
4.1. Tipos de interruptores
·
Interruptor de Aire
El
interruptor de aire como su nombre lo indica
emplea una fuerte corriente de aire para apagar el arco eléctrico producido en el momento de la separación de sus contactos, dicho aire se encuentra comprimido en una cámara de extinción, lo que representa una
desventaja para este tipo de
interruptores debido a la inversión y necesidad
de mantenimiento de esta cámara ya que es necesario contar con aire limpio y adecuado para la
extinción.
Los interruptores de aire son utilizados en circuitos que manejan tensiones
entre 150 y 400kV.
·
Interruptor de Aceite:
En el interruptor de aceite la cámara de extinción está ocupada por aceite, existen
interruptores de gran volumen
de aceite que se emplean
en tensiones menores a 115 kV
e interruptores de pequeño volumen
de aceite los cuales son utilizados en tensiones inferiores a 1000kV.
·
Interruptor de Gas SF6:
El
interruptor de gas emplea el hexafluoruro de
azufre en estado gaseoso para la extinción del arco eléctrico, en la actualidad es el más utilizado en circuitos que manejan tensiones entre
230 y 1100kV, por su tamaño, peso
liviano, extinción rápida del arco eléctrico, requieren de poco mantenimiento, además
de no producir corrosión en las partes que se encuentran en
contacto con él, aunque entre los diferentes tipos de interruptores este es el más costoso.
El
interruptor de potencia presenta básicamente
tres mecanismos de operación:
Neumático: Emplea el aire a presión para separar
sus contactos en caso de falla, una de las
desventajas de este tipo de mecanismo es la
necesidad de un mantenimiento frecuente.
Resorte: Como su nombre lo indica los resortes
son utilizados en el interruptor para separar los contactos.
Hidráulico: En este mecanismo se aprovecha la presión del aceite para accionar el interruptor.
FUENTES DE
ALIMENTACIÓN DE LOS CIRCUITOS
DE SERVICIOS AUXILIARES
Los equipos de servicios auxiliares accionados eléctricamente utilizan, de una manera casi general, motores
de corriente alterna
en lugar de corriente
continua, la disposición de las barras, interruptores y especialmente los equipos de alimentación
de los servicios auxiliares de una central
tienen que ser estudiados con miras a la seguridad, simplicidad y bajo costo. Merecen especial consideración, al proyectar un
sistema de esta clase., los siguientes factores:
potencia y naturaleza de la central y su régimen de
trabajo, las fuentes de energía
eléctrica disponibles y la importancia
de los equipos dobles o de reserva que se prevén para los servicios
auxiliares esenciales y no esenciales.
Las principales fuentes de suministra de energía que se emplean
para la alimentación de los servicios
auxiliares en las eléctricas de patencia son:
En
corriente alterna:
·
Barras principales de la central.
·
Utilización de terciarios de los transformadores principales de la central.
·
Utilización de líneas
de distribución.
·
Utilización de grupos de emergencia (grupos diésel).
En
corriente continua:
·
Utilización de baterías
de corriente continua.
·
Utilización de rectificadores de corriente alterna
2.5. Equipos
De Señalización
La
finalidad de estos equipos es suministrar la
información básica que permite analizar
el comportamiento de las
protecciones y aparatos de interrupción y maniobra.
Lo más usual en instalaciones poco complejas es el
clásico equipo de señalización por medio de lámparas. En caso de incidente, suena una alarma
acústica y se iluminan las lámparas
correspondientes a los relés e interruptores que han actuado. El operador toma nota de las lámparas encendidas y, acto seguido, pulsa
el botón de borrado.
Conforme las instalaciones crecen en complejidad, se hace necesario no sólo
instalar protecciones más sofisticadas, sino también equipos
de señalización acordes
con las circunstancias. Para estos casos son útiles los registradores cronológicos.
El
registrador cronológico sustituye los equipos
de señalización de lámparas, con la particularidad de que el operador ya no
debe tomar nota de las señales aparecidas en caso de incidente.
Su gran ventaja es que las señales se registran
sobre el papel de forma cronológica, con
tal precisión que permite analizar con todo pormenor el incidente.
Un
equipo oscilográfico permite, con la ayuda de
su memoria mecánica o electrónica, visualizar las magnitudes de tensiones e intensidades
antes, durante y después del
incidente. Otras líneas de registro
permiten controlar el estado (abierto o cerrado)
de interruptores y la actuación de relés de protección.
2.4. Equipos De Automatismo
Son aquellos equipos que desempeñan una labor de automatización con influencia sobre las protecciones, o en otros casos,
condicionada a éstas.
Un ejemplo
de la primera posibilidad podría
ser la modificación automática de la relación
de transformación de un transformador. Como ejemplo de la segunda
posibilidad podría hablarse de un equipo de reposición
automática que en caso de incidente
desconecte o conecte interruptores en una secuencia
programada y atendiendo a las condiciones particulares de cada elemento.
Uno
de los equipos de automatismo más común en las estaciones es el denominado genéricamente “de sincronismo”. Previamente a la conexión de todo interruptor que tenga la posibilidad de acoplar dos sistemas, es necesario comprobar que existen condiciones de sincronismo entre
ellos, es decir, que el módulo, argumento
y frecuencia de las tensiones
a ambos lados del interruptor son iguales. La
conexión de sistemas fuera de sincronismo equivale a un cortocircuito trifásico
cuyas proporciones dependerán de las diferencias entre
las tensiones en el momento de la conexión, así como
de las potencias de cortocircuito de
los dos sistemas independientes.
Otro automatismo de utilización generalizada es el reconectador automático, también denominado “equipo de reenganche”. Este
2.5. Equipos De Comunicación Asociados A Las Protecciones
El progresivo aumento de las cargas en las redes eléctricas y los efectos
de los cortocircuitos sobre los grandes grupos de generación van imponiendo unos
tiempos de eliminación de las faltas
imposibles de obtener sin la utilización de protecciones de tipo “cerrado”, esto es, con intercambio
de información entre los extremos del elemento protegido.
Cuando
estos elementos tienen los interruptores próximos,
como en el caso de transformadores, este
intercambio se puede realizar fácilmente, pero en casos, por ejemplo,
de líneas, en que sus extremos
están a grandes distancias necesario establecer enlaces
de telecomunicación, en cuyo caso el sistema
de protección puede considerarse compuesto
por las siguientes partes:
·
Equipo de protección.
·
Equipo de teleprotección.
·
Equipo de telecomunicación.
En función
del tipo de información que deba transmitirse, los sistemas de
teleprotección se clasifican en analógicos y lógicos.
Los sistemas
analógicos son aquellos
en los que se transmite una
información analógica entre los dos extremos
para ser comparada
con la información local (comparación de fases, diferencial, etc.)
En los sistemas
lógicos se utiliza
la señal transmitida como información auxiliar para
las protecciones.
A su vez, las teleprotecciones se clasifican en:
·
Bloqueo. Cuando la señal que se transmite sirve para impedir el disparo de la protección.
·
Permiso. La señal transmitida sirve para permitir
la actuación de un relé cuyo disparo
está eventualmente bloqueado.
·
Orden. La
señal transmitida sirve para la realización de un cambio en los ajustes de la
protección.
Una
aplicación especial de las comunicaciones es
el teledisparo, en el cual la orden recibida
actúa directamente sobre el interruptor sin estar
condicionada a la actuación de las protecciones locales.
Los sistemas
de telecomunicación pueden clasificarse en exclusivos, cuando se utilizan
sólo para protección, y compartidos, cuando se utilizan para otros cometidos y conmutan
toda la potencia para la teleprotección cuando es necesario.
Las vías empleadas son:
·
Hilos piloto.
Fue el primer medio de transmisión para el intercambio de información entre dos instalaciones, pero en la actualidad, su
uso está limitado a zonas urbanas o
distancias limitadas. Su principal
ventaja es la simplicidad de los elementos de telecomunicación, que puede
ser un simple contacto en el caso de transmitir señales de c.c. o c.a. a la frecuencia del sistema, o moduladores de señales de audiofrecuencia de 1 o 2 kHz, y en el caso de transmisión de señales analógicas, la utilización de la propia
intensidad o tensión
de los secundarios de los transformadores
de medida.
·
Ondas portadoras superpuestas a las líneas de A.T.
Es un sistema de telecomunicación que utiliza
las líneas de potencia como medio de transmisión.
Debido a los ruidos producidos en las líneas
(descargas, efecto corona,
etc.), la relación
señal/ruido que se tiene en los equipos
de transmisión es más débil a medida que las longitudes de las líneas crecen, por ello, es recomendable no utilizar este sistema para longitudes superiores a 200 km.
·
Enlace por radio.
Este
sistema es independiente de los efectos de
cortocircuito, pero se ve afectado
por los fenómenos de polución, atmosféricos, etc. Tiene limitaciones por la orografía del
terreno, lo cual obliga a instalar
repetidores, con el consiguiente aumento
de los tiempos de transmisión, coste y disminución de la fiabilidad.
·
Enlace por fibra óptica
Una transmisión de este tipo está formada básicamente por un sistema transmisor óptico, una fibra óptica como medio de transmisión y un receptor óptico que recibe y de modula la señal. Los emisores son de diodos LED o semiconductores láser. Las principales ventajas de este tipo de enlace son su total inmunidad a interferencias electromagnéticas, total aislamiento galvánico, gran ancho de banda y velocidad de transmisión, y su bajo nivel de errores. En cuanto a sus desventajas, necesidad
|
de repetidores para distancias superiores a 30 km y su
elevado coste.
En
un principio, el usuario de los sistemas de teleprotección
desea un tiempo de transmisión muy
corto, baja probabilidad de señales falsas, alta probabilidad de captura de la señal,
potencia de transmisión
mínima y ancho de banda lo más pequeño posible.
Es evidente
que no se pueden dar estos requerimientos conjuntamente y lo lógico es establecer
las relaciones equilibradas entre los diferentes
parámetros.
Un
tiempo de transmisión muy corto implica que el
canal de teleprotección debe ser ancho (esto
es debido a que el receptor puede ser influenciado por mucho ruido) y que el
tiempo de proceso (o de decisión) de la señal recibida debe ser
corto. Esto implica empeorar la fiabilidad y la seguridad.
Permitir
tiempos más largos implica permitir un menor ancho de banda para la transmisión, mejorando la relación señal-ruido. Al
disponerse de un mayor tiempo de
decisión se reduce el número de
errores y, por tanto, se mejoran las características del sistema.
3. Conclusiones
Una subestación eléctrica está compuesta por dispositivos capaces de modificar los parámetros de la potencia
eléctrica y son un medio de interconexión y despacho entre las diferentes líneas de un sistema eléctrico que a su vez es imprescindible instalar aparatos de
protección y medición para el correcto
funcionamiento.
Por lo general, para un correcto
funcionamiento y vida útil de una central
eléctrica y una subestación es muy importante conocer
cada una de los equipos existentes en la
instalación y por ende con su protección con su señalización correspondiente.
Al implementar cada uno de los aparatos
de protección tenemos
que tomar en cuenta su funcionamiento y corte de activación en el circuito
ya sea este corriente, tensión
o potencia.
El costo del suministro dependerá mucho de los tipos de protecciones que se van a instalar y el grado de seguridad que tendrá la instalación, sin evitar reducir las protecciones.
4.
Bibliografia
 |
Subestaciones
Objetivos
Objetivo General
Conocer las
características principales de las
subestaciones, sus configuraciones eléctricas, de barras y en
tensiones de servicio por medio de la indagación
en libros y documentos relacionados a
los temas para tener un criterio amplio
y de confiabilidad.
Objetivos Específicos
·
Indagar que
son las subestaciones eléctricas y las características operacionales que abarca, al igual que sus esquemas
y diferentes conexiones.
·
Analizar cada una de las configuraciones establecidas en las subestaciones para así comprender de mejor manera
los temas investigados.
·
Saber reconocer los diferentes esquemas y conexiones para poder aplicarlos a futuro en diferentes áreas de trabajo.
Introducción
Para que la energía eléctrica pueda ser
transportada y distribuida, antes debe pasar por una subestación, donde su nivel de tensión será, entre otras cosas, ajustado.
Una subestación corresponde a un nodo del sistema eléctrico
formado por un conjunto de equipos
utilizados para dirigir el flujo de energía en un sistema de potencia
y garantizar la seguridad de este por medio de dispositivos automáticos de control y protecciones.
En los sistemas
eléctricos las subestaciones son fundamentales para la operación y seguridad de suministro,
encontrándose diferentes tipos según las necesidades topológicas del sistema. Es así como se pueden encontrar subestaciones de generación, de
transformación elevadora o reductora, y de maniobra,
en las que se conectan varios circuitos para orientar o distribuir el flujo de potencia a diferentes áreas del
sistema. En cuanto a los equipos que forman
una subestación se pueden encontrar principalmente transformadores de poder, interruptores, seccionadores, pararrayos y equipos de medida
Desarrollo
Subestaciones Eléctricas
Una subestación eléctrica
es una instalación, o conjunto
de dispositivos eléctricos, que forma parte de un sistema
eléctrico de potencia. Su principal función
es la producción, conversión, transformación, regulación, repartición y distribución
de la energía eléctrica. La
subestación debe modifi car y establecer los niveles de tensión
de una infraestructura eléctrica, para que la energía
eléctrica pueda ser transportada y distribuida. El
transformador es el equipo principal de una subestación.
Las subestaciones eléctricas pueden ser estaciones de transformación, con uno o varios transformadores que elevan o
reducen la tensión; o subestaciones de
maniobra, que más que transformar la tensión lo que hacen es conectar dos o más circuitos. Suelen hallarse cerca de
las centrales generadoras y también en
la periferia de las ciudades.
Pueden estar al aire libre si se hallan fuera de las zonas urbanas, o dentro de un edificio, si
están en zona urbana.
Según las regulaciones del CONELEC, es responsabilidad del transmisor mantener los voltajes nominales en las barras de entrega, con variaciones no mayores de 5% para 230 y 138 kV; y, de 3% para 69, 46 y 34,5 kV.
Configuración eléctrica
de las subestaciones
Las subestaciones eléctricas se clasifican de diferentes
maneras, incluyendo: por la función
que desempeñan, por su
nivel de tensión, por su forma de instalación y por su tipo de aislamiento.
Configuración de las subestaciones de acuerdo con su función:
Respecto a la función
que desempeñan, las subestaciones se clasifican en:
·
Subestaciones elevadoras. Este tipo
de subestaciones normalmente son utilizadas
en centrales de generación. Su función principal es elevar las tensiones de salida de las unidades
generadoras, de un nivel de media tensión, a un nivel
de alta o extra alta tensión para transmitir la carga que es generada.
·
Subestaciones reductoras. Al
contrario de las subestaciones elevadoras, las subestaciones reductoras reducen las tensiones de transmisión a una menor tensión para su distribución.
·
Subestaciones de maniobra
(switcheo). Las subestaciones tipo maniobra
o de switcheo, son utilizadas sólo para realizar operaciones de conexión y desconexión, es decir, distribuyen el
flujo de energía hacia otros nodos de
la red mediante maniobras, según los requerimientos y condiciones del sistema.
Configuración de las subestaciones de acuerdo con su nivel
de tensión
Respecto a su nivel de tensión, las subestaciones se
clasifican de la siguiente manera:
·
Subestaciones de distribución. Las
subestaciones de distribución son las encargadas
de reducir una tensión de transmisión o subtransmisión a uno de media tensión. Generalmente, las subestaciones de distribución
manejan una tensión primaria de 115 kV y una tensión
secundaria que varía entre 13.8 y 34.5 kV.
·
Subestaciones de transmisión. Este tipo de subestaciones son las
encargadas de reducir
una tensión de transmisión a uno de subtransmisión.
En general, las subestaciones de transmisión manejan tensiones primarias de 400 ó 230 kV, mientras que la tensión
secundaria es de 115 kV.
Configuración de las subestaciones de acuerdo con su tipo de aislamiento
Respecto a su tipo de aislamiento, las subestaciones se clasifican de la siguiente
manera:
· Subestaciones aisladas en aire. Son subestaciones en las cuales su aislamiento está dado por el aire del medio ambiente en que se encuentran. Este tipo de subestaciones son afectadas por las características atmosféricas del sitio donde se ubican, incluyendo: presión, temperatura y altitud, principalmente.
· Subestaciones aisladas en gas SF6. Los elementos que conforman este tipo de subestaciones se encuentran dentro de módulos herméticamente cerrados, que contienen gas SF6 (hexafluoruro de azufre) a presión. Este tipo de subestaciones tienen la ventaja de no ser afectadas por condiciones atmosféricas, además de permitir su uso en espacios reducidos por su gran compactación
Configuración de las subestaciones de acuerdo con su forma de instalación
Respecto a su forma de instalación, las subestaciones se
pueden clasificar como:
·
Subestaciones tipo intemperie. Son
subestaciones instaladas en áreas exteriores,
diseñadas específicamente para operar al aire libre bajo las condiciones ambientales del sitio de
instalación. Estas características son:
precipitación pluvial, contaminación, humedad, viento, nieve, entre otros.
· Subestación tipo interior. Son subestaciones instaladas en áreas interiores, como edificaciones. Este tipo de instalación brinda mayor protección contra condiciones atmosféricas, además de brindar la ventaja de ocupar menor espacio. Las subestaciones de tableros metálicos blindados (Metal-Clad) y las subestaciones aisladas en gas SF6, son las principales subestaciones de este tipo.
Conexiones de las barras
principales
Existen diversas configuraciones de barras, por una parte, la tendencia
americana en donde los circuitos se conectan a las barras o entre ellas
por medio de interruptores, hallándose configuraciones de anillo,
interruptor y medio, y doble interruptor con doble
barra. Por otro lado, la tendencia europea en
que cada circuito tiene un interruptor con la posibilidad de conectarse
a una o más barras por medio de
seccionadores, de esta forma se pueden encontrar disposiciones como barra de trasferencia y doble barra.
·
Barra Sencilla
Ventajas: Económica,
fácil de proteger, ocupa poco espacio y no presenta muchas posibilidades de operación incorrecta.
Desventaja: Falta
de confiabilidad, seguridad y flexibilidad teniendo así que suspender el servicio en forma total
cuando se requiera hacer una revisión ó reparación
en la barra colectora, o del circuito cuando la revisión o reparación es en el interruptor.
Se gana alguna confiabilidad y flexibilidad agregando un seccionamiento longitudinal.
·
Barra Principal
y Barra de
Transferencia
Con esta configuración cada campo de conexión se puede
conmutar por medio del interruptor de transferencia a la
barra de igual nombre, conservando en esta forma
el servicio del campo respectivo durante el mantenimiento del interruptor o fallas del mismo, lo que demuestra la
buena confiabilidad de la subestación bajo estas circunstancias.
·
Doble Barra
Esta subestación se puede operar, no simultáneamente, como
doble barra o como barra principal
más transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de flexibilidad y confiabilidad. Esta
configuración es la que requiere un
mayor número de equipos por campo, presentándose así mismo más elevada posibilidad de operación incorrecta durante maniobras.
·
Doble Barra
más Seccionador
de Transferencia
Esta configuración
es una variante de la anterior, utilizando un seccionador menos. Tiene las mismas características de
la doble barra con seccionador de “by-pass”
aun cuando se pierde la flexibilidad de poder realizar la transferencia a través de cualquiera de las dos barras.
En este caso solamente la barra 2 puede utilizarse como transferencia.
·
Doble Barra más Barra de Transferencia
Es una combinación de la barra principal y de transferencia y
la doble barra, dando como resultado
un arreglo que brinda simultáneamente confiabilidad y flexibilidad. Normalmente se usan dos interruptores para las funciones
de acople y transferencia, respectivamente, pudiéndose así
efectuar en forma simultánea ambas
operaciones. En algunos casos se utiliza un sólo interruptor (con el debido arreglo de seccionadores) perdiéndose así la función
fundamental de las tres barras, con lo cual se asimila esta
configuración a las dos anteriores.
·
Anillo
La barra colectora es un anillo conformado por interruptores. Para aislar un circuito se requiere la apertura de los dos interruptores. Para aislar un circuito por un período largo, se debe abrir el seccionador de la línea para cerrar los interruptores asociados a dicho circuito y así dar continuidad al anillo. Es económica, segura y confiable si todos sus interruptores están cerrados. En caso de falla en un circuito, mientras se hace mantenimiento en otro, el anillo puede quedar dividido y presentar falta de servicio para alguna de las partes, o perderse la seguridad en el sistema. Desde el punto de vista de la flexibilidad la subestación es similar a una barra sencilla. Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo se deben distribuir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con las cargas.
Interruptor y Medio
Se tienen tres interruptores (diámetro) por cada dos salidas.
Se puede hacer mantenimiento a cualquier interruptor o barraje sin suspender el
servicio y sin alterar el sistema de protección. Una falla en
un barraje no interrumpe el servicio
a ningún circuito.
Es segura y confiable tanto por falla en los interruptores
como en los circuitos y en las barras. No es flexibe porque se opera con ambas barras energizadas y todos
los interruptores cerrados. El hecho
de tener dos barras no significa que los circuitos puedan ser conectados independientemente a cualquiera de ellas,
como en el caso de la doble barra. La
protección y el recierre se complican por el hecho de que el interruptor intermedio (entre dos circuitos) debe
trabajar con uno u otro de los circuitos asociados.
Doble
Barra con
Doble Interruptor
En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de cada circuito. Presenta la mayor seguridad tanto por falla en barras como en interruptores. Da gran libertad para la operación, para trabajos de revisión y mantenimiento. Para lograr la mayor seguridad cada circuito se debe conectar a ambas barras o sea todos los interruptores cerrados y las dos barras energizadas. Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto de vista del suministro, por lo cual su adopci ón en un caso particular requiere una justificación cuidadosa.
Configuraciones eléctricas en función de las tensiones
de servicio
De acuerdo con el
criterio de cargabilidad aplicado para cargas homogéneas, el primer seccionamiento (Reconectador)
ubicado con 2/3 tercios de la carga total del
circuito (66%) se efectuará con un equipo de operación bajo carga con protección y control el cual dispondrá
de comunicación con el Centro de Control. El segundo seccionamiento ubicado
con 1/3 tercio de la carga total del circuito (33%) aplicara el mismo concepto
indicado anteriormente.
La configuración de los circuitos de Nivel
de Tensión II es de tipo radial en anillo abierto.
La configuración de los circuitos de Nivel de Tensión
III, estará dirigida a atender
clientes industriales y subestaciones MT/MT, y su esquema podrá ser de anillo abierto
o cerrado.
·
ESQUEMA ANILLO ABIERTO
La configuración en anillo comprende la operación no simultánea de dos circuitos en eventos de contingencia sobre cualquiera de ellos. El principio de funcionamiento para aislar la zona de falla o de intervención se efectúa mediante la operación automática de los equipos de maniobra (Interruptor, reconectador y/o seccionalizador), de manera que la zona afectada sea máxima una tercera parte de la carga total del circuito.
Esta configuración utiliza
equipos de operación
bajo carga entre circuitos normalmente
abiertos que permite el restablecimiento del servicio y aislamiento de la zona de falla en forma automática
con supervisión y control desde el Centro
de Control. En la Figura 1 se presenta un esquema de la configuración para circuitos en anillo abierto
aéreo.
·
ESQUEMA ANILLO CERRADO
Este esquema se plantea para circuitos que atienden zonas con alto impacto10 por interrupción del servicio de energía y donde las condiciones técnicas los permitan.
La operación de los equipos de maniobra se realiza de manera bi-direccional con el fin de aislar selectivamente la zona de falla en eventos de contingencia garantizando la continuidad del servicio. El esquema de anillo cerrado es utilizado para soporte de cargas sensibles como subestaciones MT/MT, clientes industriales, hospitales, etc, para asegurar que el suministro de tensión desde una red alternativa en el caso de una falla en la red principal. En la Figura 2 se presenta un esquema de la configuración para circuitos en anillo cerrado.
Conclusiones
Las subestaciones eléctricas constan de varios elementos
necesarios para la producción
de energía de calidad es por ello que se debe conocer todas las características necesarias al momento de
realizar un diseño o instalación de una subestación.
Cada clasificación o configuración que tienen las diferentes subestaciones son muy importantes puesto que con ello se cumple los niveles de tensión requeridos en cada ciudad o sector.
Se debe tener en cuenta las protecciones eléctricas
necesarias y normalizadas para proteger las subestaciones y así también
a los usuarios.
Bibliografía
·
http://www.xm.com.co/MemoriasCapacitacionEMSA/Subestaciones_Maniobras/03_C onfiguracion%20de%20subestaciones%20electricas.pdf
·
http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/3549/
Tesis.pdf?sequence=1
·
http://tesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/11561/1/24.pdf
RESUMEN.-El presente trabajo se ha realizado una investigación de diferentes fuentes
indicadoras tanto físicas como virtuales mismas que contienen información sobre los sistemas
de protección que podemos encontrar
en transformadores, líneas de
transmisión, barras, protecciones de
baterías de condensadores y en si las protecciones generales, tenemos que recalcar
que existen las mismas protecciones para algunos componentes del sep la diferencia de estos es en la forma cuando se activaran.
PALABRAS CLAVES:
Líneas de transmisión, protecciones, transformadores,
the present
work has carried out an investigation of
different physical and virtual indicator sources that contain information about the protection systems that can be found in transformers, transmission lines, bars, capacitor bank protections
and in general protections, we have that to emphasize that there are the same protections
for some components of the sep the difference
of these is in the form when they were activated.
KEYWORDS.
Transmission lines, protections, transformers,
Un
sistema de suministro y transporte de Energía Eléctrica
debe cumplir con varios requisitos indispensables para prestar
un servicio con niveles
altos de calidad y seguridad. Esto
en parte se cumple mediante la aplicación de normas y procedimientos muy precisos durante
las etapas de planeamiento, diseño,
construcción y operación
de los Sistemas de Potencia. Dichos sistemas quedarán expuestos a fallas cuyas causas son múltiples, que
además
de provocar daños severos son muchas veces impredecibles, por lo que es necesario
proporcionarle a dichos sistemas los esquemas de protección debidamente calibrados con el fin de minimizar los efectos de las fallas,
los tiempos de interrupción y
mejorar la continuidad del servicio
a los consumidores asi como disminuir el número de usuarios
afectados.
2.
PROTECCIONES PROPIAS DE TRANSFORMADOR
Las causas que durante el funcionamiento de transformador pueden dar lugar a averías
son:
·
De origen interno.
Contactos entre
arrollamientos o entre estos y masa, descenso del nivel de aceite en la cuba, etc.
·
De origen externo: sobrecargas, cortocircuitos y sobretensiones.
2.1. Protección contra defectos internos.
2.1.1 Relé bucholz
Las descargas eléctricas en el aceite aislante
producen un desprendimiento de gases. El relé
reacciona ante acumulaciones de gas o aire en el interior
de la cuba o también al bajar excesivamente el nivel
de aceite, poniendo en marcha una
señal de alarma, o en caso de que la avería fuera grave, desconectando el transformador. Se coloca entre la cuba y el depósito
de expansión.
2.1.2. Bloque de protección
En los transformadores con cuba de llenado total (sin depósito de expansión) los defectos internos son detectados por un bloque de protección que permite observar el descenso de nivel con un flotador y que en valores importantes produce una señal eléctrica que avisa o desconecta el transformador. El bloque de protección puede llevar además presostato y termostato para detección de exceso de presión o temperatura.
2.1.3. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos.
Las sobrecargas o sobreintensidades pueden ser de valor grande o de valor poco elevado;
pero sostenible a lo largo del tiempo. El mayor
valor de sobrecarga se produce cuando se produce
un cortocircuito en la salida del secundario del transformador. Para la
protección contra sobrecargas se utilizan varios dispositivos.
·
Termómetros y termostatos.
·
Cartuchos fusibles.
·
Interruptores automáticos.
·
Seccionadores. Combinados con los interruptores automáticos o con
los fusibles se utilizan
2.2 PROTECCIÓN CONTRA LAS SOBRETENSIONES.
2.2.1. Protección interna del transformador contra sobretensiones.
Protección de cuba: controla las corrientes de fuga a tierra originadas por una
sobretensión. Consiste en aislar la
cuba del transformador de tierra,
conectándola luego a una toma de tierra mediante
un conductor que pasa por un anillo toroidal
de material magnético. Sobre el anillo toroidal
está arrollada una bobina que conecta con un relé, el cual acciona
el interruptor de conexión del transformador.
2.2.3 Protección externa del transformador contra sobretensiones.
Cuando la tensión
es la nominal la autoválvula es un circuito
abierto; pero cuando
la tensión es más elevada se hace conductora, permitiendo el paso de corriente
a través de ella
a tierra e impidiendo asi la llegada
de la sobretensión al c.t. se colocan
lo más cerca posible de la
entrada de la línea aérea
al c.t.
2.2.4. Indicador de nivel de aceite.
Es un instrumento que se coloca directamente sobre el tanque para indicar
el nivel de aceite. El flotador que se encuentra
dentro del tanque le manda la señal al indicador de carátula.
 |
2.2.5 ventila de explosión.
Este instrumento nos sirve para dar protección en caso de una presión muy alta en el tanque derivada de una falla interna. El tubo de este dispositivo cuenta con dos diafragmas, uno a la altura del tanque y otro en el extremo de la ventila. Si se presenta una presión excesiva, los dos diafragmas se romperán dejando libre el paso para que el aceite pase a través de la ventila.
2.3 Protecciones eléctricas
2.3.1 Relés de sobrecorriente
Disparo controlado por el tiempo límite
de fusibles conectados a través de
los bobinados secundarios en transformadores de corriente integrados) o por relés conectados a transformadores
de corriente situado en el lado primario del transformador.
La mejora de la protección con el relé
de sobrecorriente se obtiene de dos
maneras: 1) se evitan los excesivos
retrasos de los fusibles apr para las corrientes de falla
más bajas y a la función de
protección por sobrecorriente, se le agrega
un elemento de protección por fallas a tierra.
2) la característica de temporización debe
elegirse para coordinar la protección con la del circuito el lado secundario.
2.3.2.- Protección de falla a tierra
restringida o protección de tierra restringida.
La protección convencional de falla a
tierra utilizando elementos de
sobrecorriente no pro- porciona una adecuada protección a los bobinados del transformador en todos los
casos. Este es particularmente el
caso de bobinados conectados en
estrella con neutro a tierra me- diante una impedancia. Se mejora mucho el grado de protección aplicando la
protección de tierra restringida.
2.3.3 Protección diferencial
Los esquemas
de tierra restringida descritos anteriormente dependen completamente del principio de kirchhoff: “la sumatoria
vectorial de las corrientes que fluyen en
un circuito con- ductor es cero”. Un sistema
diferencial se puede conectar para cubrir el transformador
completo; esto es posible debido a la alta eficiencia de operación del transformador,
y el cierre de equivalencia entre amper-vueltas desarrollado en los devanados
primario y secundario
2. PROTECCIÓN EN LINEAS Y CABLES
3.1.
Protección con relés de sobrecorriente
Se usa para líneas más importantes si se logra
justificar el costo
extra impuesto por los transformadores de corriente, relés e
interruptores. Tiene la cualidad de poderse utilizar
después de operar y de facilitar la coordinación.
3.2. Relé de impedancia
Como indica su nombre este tipo de relé será sensible a los valores de impedancia, es importante
mencionar que este tipo de relé no tiene
característica direccional por lo cual será empleado siempre
con un relé direccional (67)
en forma adicional.
3.3 Relé de admitancia
El relé de admitancia es también
conocido como mho, este relé obtiene
su característica a partir de un
comparador de fase que compone dos señales, denominadas
señal de operación y señal de polarización respectivamente.
Se puede apreciar
que por las propias características del relé es direccional lo
cual es una gran ventaja en el empleo de este relé por lo que no se usara un relé direccional adicional.
El inconveniente que presenta este tipo
de relé es una vulnerabilidad a la
resistencia del arco, en especial en su aplicación en líneas cortas donde dicho efecto tiene mayor importancia, por lo que se debe tener en
cuenta el subalcance que implica.
3.4. Relé de reactancia
Este relé esta comprendido dentro de los relés de distancia y actúa por
sensibilidad de reactancia del sistema.
Cuyo lugar geométrico estará definido como una recta por encima de la cual el
relé no entrar en operación y por debajo de la recta cualquier valor será visto por
el relé.
3.5 Protección de sobrecorriente instantáneo (50)
Este relevador opera en forma Casi instantánea para un valor de corriente
excesivo, indicando una falla en el Aparato
o circuito protegido. Su tiempo de operación es del
orden de 0.05 Segundos (3
ciclos). 15
3.6
Protección de sobrecorriente con retraso
de tiempo (51):
Este es un relevador Con una característica de tiempo definida e
inversa, que opera cuando la
Corriente en el circuito excede un valor determinado, por lo general,
a mayor
3.7 Protección de distancia (21)
Los relevadores de distancia son dispositivos Empleados
para la protección de líneas de transmisión de mediano y alto
Voltaje. Los relevadores de distancia
tipo admitancia o similar de tres
zonas, Son para fallas entre fases (21l) y los relevadores de distancia tipo reactancia
3.8.
Protección de sobrecorriente direccional (67n)
Cuando
la coordinación de las Protecciones de sobrecorrientes se hace complicada y en ocasiones imposible En
líneas de transmisión con fuente de
alimentación en ambos extremos,
se, Pueden emplear
relevadores de sobrecorriente supervisadas por una unidad Direccional.
3.9.
Protección diferencial de línea
(87l)
Se utiliza para protección, control y Supervisión de líneas y cables aéreos en todo tipo de redes, la 87l se puede Utilizar hasta los niveles de tensión más altos. Es adecuado para protección de Líneas con carga elevada y líneas con varias terminales en las que los Requisitos de disparo sean de uno, dos y/o tres polos, la 87l también es Adecuado para protección de alimentación por cable de bloques generador transformador.
3.
PROTECCIÓN DE BARRAS
4.1. Protección diferencial de barras
El relé es el sistema de protección más utilizado
en las instalaciones nuevas, ya que detecta
tanto las fallas de fase como las de tierra.
Hay muchas variedades de protección diferencial, cada una de ellas tiene sus
propias características, las cuales deben ser examinadas cuidadosamente antes de seleccionar.
4.2.
Protección diferencial de alta impedancia
4.3 Protección diferencial porcentual
los relés diferenciales porcentuales
tienen circuitos de restricción y
circuitos de operación. La corriente
requerida para la operación del relé depende de las corrientes de restricción. La máxima seguridad
para fallas externas
se obtiene cuando todos los tc’s
tienen la misma relación de
transformación, en caso contrario, se deberán
utilizar tc’s auxiliares (para compensar los desequilibrios de corrientes por diferencias en las relaciones de transformación)de alta calidad
y exactitud para asegurar estabilidad de la protección diferencial ante una falla externa.
4.4.
Protección diferencial porcentual con alta impedancia moderada
La característica porcentual de este
tipo de relé hace posible el uso del relé de manera independiente de la condición de falla
externa máxima. El circuito diferencial de impedancia alta moderada en conjunto con la acción de
la restricción, hace que el relé sea
insensible a los efectos de la
saturación del tc ante una falla
externa. El relé responde a fallas internas
haciendo caso omiso de la saturación de cualquier de los tc’s asociados con la protección.
4.5. Protección diferencial parcial
Conocido como protección de “barra sobrecargada” o de “respaldos electivo”. Está basado en una variación del principio
diferencial, dado que no incluye todos los campos de
la protección diferencial de barras.
Para implementar la protección
diferencial parcial se pueden utilizar
relés de distancia
o de sobre corriente.
Estos relés deben coordinarse con los relés de distancia.
4.6. Protección de barras con comparación direccional:
Este esquema compara la dirección del flujo de corriente en cada uno delos circuitos conectados a la barra. Si las corrientes en todos los circuitos confluyen en la barra es porque hay una falla en ella; si la corriente en uno o más circuitos fluye fuera de la barra, es porque existe una falla externa.
En este tipo de protección diferencial todos los transformadores de corriente deben tener la misma relación de transformación y una impedancia de dispersión secundaria.
4.7. Zonas diferenciales combinadas
La protección
diferencial de barras de un sistema de potencia se puede extender
para incluir equipos
que normalmente no se consideran parte de la barra, tales como: el transformador de potencia y la barra
de bajo voltaje de éste, una línea de interconexión con otra subestación, bancos de condensadores, reactores o reguladores.
4.8 Barra principal y barra de transferencia
El propósito de esta configuración es proveer un medio para sacar de servicio un disyuntor sin tener que desconectar el circuito.
4.9. Doble barra
Con esta disposición, cada línea puede alimentarse
indistintamente desde cada uno de los
juegos de barra y, por tanto, resulta posible
dividir las salidas en dos grupos independientes. También resulta posible
conectar todas las líneas
un juego de barras mientras se realizan trabajos de revisión sobre el otro juego de barras,
en el caso de fallas en una barra no implica la desconexión total del sistema.
En esta configuración cada una
de la barras tendrá su protección diferencial de barras.
4.10 Disyuntor
y medio
Con este esquema se logra un alto grado de confiabilidad, dado que cualquier disyuntor se puede retirar de operación, manteniendo todas las líneas de transmisión energizados, cada una de las barras
tendrá una protección
4.
PROTECCIONES DE BATERÍAS DE
CONDENSADORES
El rev615 es un relé dedicado de protección, control,
medida y supervisión de baterías de condensadores utilizadas para la compensación de energía reactiva en
sistemas de eléctricos de potencia
industriales y de distribución
El rev615 se puede utilizar
para proteger los circuitos de filtro de armónicos cuando ningún componente armónico significativo es mayor que el 11ª. Rev615 forma parte de la familia
de productos de control
y protección
5.
PROTECCIONES COMUNES PARA LA RED
Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar
y establecer los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar
la transmisión y distribución
de la energía eléctrica. Su equipo principal
es el transformador. Normalmente está dividida en secciones, por lo general
3 principales, y las demás
son derivadas.
Las secciones
principales son las siguientes:
6.1. Sección de medición.
Sección para las cuchillas de paso.
Sección
para el interruptor.as secciones derivadas
normalmente llevan interruptores, depende de que tipo, hacia los transformadores.
Una planta eléctrica es un conjunto de máquinas que
mueven un generador
de electricidad a través de motores de combustión
interna. Son comúnmente utilizados cuando
hay déficit en la generación de energía eléctrica de algún lugar, o cuando
son frecuentes los cortes
en el suministro eléctrico.
6.2. Tipos de protecciones.
6.2.1.
- líneas de enlace protegidas con relevadores direccionales de sobrecorriente.
a)
Protección primaria: protección direccional de sobrecorriente de fase con elementos
instantáneo y elementos de tiempos muy inversos.
b) Protección de respaldo: si en ambos lados de la línea se tienen subestaciones reductoras que alimentan desde alta tensión, la protección de respaldo se dara con los relevadores de sobrecorriente direccionales o con elementos de tiempo inversos.
Universidad Técnica de Cotopaxi
6.
CONCLUSIONES
Para la selección de un
sistema de protección se debe dejar de lado los costos ya que este factor se despreciaría
por el motivo de la protección es el factor más importante de cualquier sistema
eléctrico.
Los sistemas de protección
para los transformadores deben ser
debidamente seleccionados ya que en este elemento radica la vida útil del mismo.
7.
BIBLIOGRAFIA
[1]
https://constructorelectrico.com/proteccion-de-
alimentadores-de-distribucion-contra-fallas-
simultaneas/
[2]
Indiana.p. (2012). Manual
del electrisiste indiana
wire & cable.
[3] Ruíz, V. D. M. (2012).
http://plantassubestaciones.blogspot.com/
[4]
https://www.slideshare.net/ivan_antrax/mantenimiento- a-subestaciones-alta-tension-2014
CURVAS DE CARGA Y GENERACIÓN, DESPACHO DE CARGA, PROCEDIMIENTOS DE DESPACHO
1.
Introducción
En la actualidad los niveles de energía demandado por las sociedades
modernas han llegado a increíbles niveles de
exigencia. Siendo así una necesidad primordial la creación de energía de distintos tipos a la que hoy
predomina en nuestras vidas, la eléctrica. Esta demanda por grandes
cantidades de energía
si bien esta cubierta, ésta es de forma provisional e insostenible dado por el
alto precio medioambiental que se paga con esto. Este daño ambiental proviene principalmente por la combustión de
lo que aun hoy es la mayor y
principal fuente de energía en el mundo, el petróleo. Sumidos en esta debilidad
es que en la actualidad se
consideran, y cada vez más, a las energías limpias o renovables, como una alternativa prometedora en la
solución al problema expuesto. Es de esta forma que en este informe se trata sobre las energías renovables,
particularmente sobre el que tiene
relación con la energía eólica aprovechada por turbinas eléctricas para
convertirlas en energía eléctrica
utilizable por todos. Luego se explican de forma breve pero clara las características relevantes en la decisión
de escoger los lugares propicios para el desarrollo de esta tecnología,
los principios de despacho de carga
y su procedimiento.
2.
Curva de Carga o de Demanda
Es
la representación gráfica de cómo varía la demanda o carga
eléctrica en el transcurso del tiempo. El intervalo de tiempo
elegido para realizar el análisis, puede ser diario, semanal, mensual, anual. La carga no es constante en el período
analizado.
La Curva
de carga es el valor que toma la
demanda eléctrica en cada intervalo, no se debe representar la curva de carga con potencias instantáneas.
La curva representa gráficamente la variación de la carga en periodos
de tiempo determinados. Con pocas excepciones la carga será variable
hora a hora, día a día
En las abscisas se representa el tiempo y en las ordenadas la potencia eléctrica demandada. El área
que está por debajo de la curva formada, es la energía
demandada.
La forma de la curva
de carga, depende fundamentalmente si es una carga de tipo residencial, comercial, industrial, del día de la semana,
de la estación (invierno, verano)
y de los factores climáticos
(sobre todo de la temperatura).
La carga pico es de especial
importancia debido a que es la máxima
solicitación de demanda
que debe ser entregada del sistema.
Coincidencia de picos (Demanda máxima)
Debido a que no todas las cargas de los usuarios son al mismo tiempo, las consecuencias son:
Las cargas pico en diferentes partes del sistema
se dan a diferentes tiempos. La carga pico de un grupo
de cargas será siempre menor que la suma
de las cargas pico individuales.
La demanda máxima PDmáx [MW], es el pico de la demanda que se alcanza en el período de tiempo analizado.
La demanda
mínima PDmín [MW], es el valle de la demanda que se alcanza en el período
de tiempo analizado.
Factor de Demanda
El factor de demanda es la relación entre la máxima demanda de un sistema y la carga instalada en el sistema.
3. Curva
de generación Parámetros de la Generación
La generación eléctrica G debe ser capaz de
cubrir tanto la demanda D, como las pérdidas
que se producen en todos
los elementos del sistema.
Por esta razón la curva de generación está por
encima de la curva de demanda Si no se toman
en cuenta las pérdidas, ambas curvas coinciden.
Del mismo modo que se hizo para encontrar la demanda ordenada, se puede hacer ahora para encontrar la generación ordenada.
Existen ciertos parámetros o índices que
pueden definir características relacionadas con la generación durante el período de tiempo considerado
(generalmente anual).
La energía generada en el período de un
año EGa [MWh], es equivalente al área debajo
de la curva de generación horaria (verde) o curva de generación ordenada (marrón).
La potencia generada
máxima PGmáx [MW], es el pico
de la generación que se alcanza en el
período de tiempo analizado.
La potencia generada mínima PDmín [MW], es la mínima generación que se alcanza en el período de tiempo analizado.
La Potencia Instalada
Pinst [MW], es la suma de
las potencias nominales de los grupos generadores que componen el parque
de producción.
La potencia
nominal PGn [MW] del sistema,
es la suma total de las potencias
de placa
de
los generadores disponibles.
Potencia
Disponible Pdisp [MW], es la suma de toda
la potencia de los generadores con que se cuenta
en un momento determinado para cubrir el consumo.
La Potencia Indisponible P indisp [MW]
P indisp =
(Pinst – Pdisp) = potencia de los generadores que se encuentran fuera de servicio
por mantenimiento programado (debido a una salida programada), mantenimiento correctivo (debido a una salida por falla o avería)
o que no pueden funcionar a potencia
nominal por falla parcial.
La Reserva de potencia
PG reserva [MW] del sistema:
PG reserva
= PG reserva fría + PG reserva caliente
PG reserva
fría = Reserva de potencia
que se encuentra en máquinas
que están disponibles pero paradas.
PG reserva
caliente = Reserva de potencia que se encuentra
en máquinas que están funcionando por debajo de su potencia nominal.
4.
Despacho de carga
Para
realizar el Despacho Económico horario, el CENACE debe utilizar modelos de optimización de la operación que calculen
el despacho minimizando el costo total de operación, calculado
como el costo de producción, más el costo de la energía no suministrada.
El modelo empleado debe permitir:
Representar
la configuración de la red de transmisión con el nivel de detalle necesario para tener en cuenta las restricciones y
mantenimientos que afecten el despacho horario, garantizar que el despacho es realizable y que se ajusta a las restricciones de transmisión y operación vigentes.
Representar cada unidad del parque térmico
y fuentes no convencionales de energía, con sus
correspondientes costos variables, consumos propios, margen de reserva; y, las restricciones horarias declaradas
para las unidades.
Representar
el tiempo mínimo que debe transcurrir entre la parada y rearranque de las unidades
de generación, y los costos
de arranque y parada de máquinas de vapor.
Representar
los tiempos mínimos y máximos de operación de las unidades térmicas y centrales
hidráulicas, mantenimientos y restricciones
declaradas.
Representar
los requerimientos de reserva rodante para mantener la operatividad del sistema eléctrico y los requerimientos de
capacidad de reserva fría de respuesta rápida
ante contingencias
Representar distintos tipos centrales hidroeléctricas (de pasada, con capacidad de embalse, centrales encadenadas y la influencia entre ellas, centrales de bombeo, etc.), la variación de la eficiencia con respecto al nivel de los embalses y/o altura de caída, los niveles mínimos y máximos de los embalses y las restricciones aguas abajo que afectan el despacho horario hidráulico
Procedimiento del despacho
Representar
las solicitudes de exportación como demanda adicional y requerimientos de importación como generación disponible,
en los puntos de interconexión. Los resultados
del modelo deben permitir:
➢ Calcular el déficit
de abastecimiento de la demanda.
➢
Calcular los flujos
de potencia y pérdidas de la
red.
➢
Determinar los
precios marginales; asi como, la central hidráulica o unidad térmica
marginal horaria, precios
de mercado, precios de nodo y factores de nodo horarios.
➢
Determinar las reservas rodante y fría, para
las condiciones de confiabilidad y/o seguridad del sistema establecidos.
➢
Determinar el Programa de generación horario
de las unidades de generación térmica, centrales hidráulicas y fuentes
no convencionales de energía.
El
despacho horario de generación podrá ser modificado cuando se presente alguna
de las siguientes situaciones:
Variación de la disponibilidad de la generación.
➢
Indisponibilidad de alguna
de las unidades de generación despachadas.
➢
Aumento o disminución en la disponibilidad de unidades de generación.
➢
Generación de plantas por pruebas con
generación estabilizada que garantice una permanencia
superior a una hora.
➢
Aumento o disminución de generación en
centrales hidráulicas por previsión de vertimientos.
La anterior información la suministra cada empresa de generación mediante el formato de "Modificación
de Disponibilidad de Generación" emitido
por el CENACE.
Variación de los
límites en la red. Cambios topológicos y/o eventos no previstos que impliquen
variación en los límites de transferencia de los elementos
parte de la red. La
generación
que ingrese por esta causa será considerada como generación forzada, por lo tanto no afectará en el precio
de la energía en el Mercado
Ocasional.
Variación de la demanda. Modificación
de la demanda en el Mercado, provocando un desvío
respecto de la demanda prevista en el despacho vigente en una magnitud que da como resultado
el cambio del precio horario de la energía.
Variación de la reserva para regulación de
frecuencia. La reserva para regulación de frecuencia
se va utilizando en función de las desviaciones que surgen entre la oferta y la demanda. En caso de modificarse la
oferta de reserva para regulación de frecuencia ante entradas y/o salidas no previstas de máquinas habilitadas, o
inconvenientes informados por el generador que limitan su capacidad de regulación, o modificación en las restricciones previstas de transporte, el
CENACE debe realizar un redespacho para recuperar
la reserva de potencia para regulación de frecuencia tanto primaria (RPF) como secundaria (RSF). El CENACE debe
utilizar los porcentajes de la Reserva de Potencia
para RPF y RSF resultantes del despacho de reserva
regulante vigente.
Generación forzada
en condiciones anormales y de emergencia. Cuando producto de una
falla, un elemento de la red (generador, línea de transmisión o transformador)
queda sobrecargado, se ingresará
con la generación más rápida existente en el sistema o en el subsistema afectado por la sobrecarga,
priorizando la seguridad del equipamiento y el
retorno a condiciones normales. La generación despachada por esta causa
se considera forzada, mientras se
encuentre en operación, a no ser que luego de retornar el sistema a condiciones normales.
5. Conclusiones
Las curvas de generación y carga depende
del sistema en el que se maneje
la generación depende de los
parámetros de continuidad y calidad ,
el en aspecto de la continuidad el sistema de generación debe garantizar
que el sistema sea continuo incluso
en condiciones complejas
y en el aspecto de calidad la generación debe garantizar
condiciones óptimas de la energía
eléctrica como frecuencia, voltaje , etc.
Debido a estas condiciones el
despacho de la carga y la generación deben estar diseñados para satisfacer estas necesidades.
6. Bibliografía
https://www.ucursos.cl/usuario/834c0e46b93fd72fd8408c492af56f8d/mi_blog/r/1_Parte1Informe.pdf
http://www.regulacionelectrica.gob.ec/wpcontent/uploads/downloads/2015/10/ProcedimientosDespacho.pdf
http://www.mkrsystems.cl/Download/MET_DESPACHO.PDF
http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/11937/6/CAPITULO%206.pdf
