sistema de potencia ii

UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD

CAPITULO 1

CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y FRECUENCIA El control de la frecuencia esta íntimamente ligado al control de la potencia activa, siendo

la frecuencia una variable que se debe mantener constante para garantizar su calidad. El

valor del módulo de la tensión es poco significativo en este control, la expresión que

relaciona el voltaje con la potencia activa es la siguiente:

V1 V2 donde V1 : módulo del voltaje del punto1 P12 = Sen ð V2 : módulo del voltaje del punto 2 X12 X12 : módulo de la reactancia que une los puntos 1 y2 ð : ángulo de la tensión de la barra 2 tomando como referencia la barra 1 en cero grado

Esta es una ecuación simplificada que permite analizar el sentido del flujo de potencia

activa dependiendo del ángulo de la tensión como se detalla a continuación:

Cuando ð > 0 P12 es negativo, indicativo de un flujo del punto 2 a 1

ð = 0 P12 es cero, no hay flujo del punto 1 a 2

ð < 0 P12 es positivo indicativo de un flujo del punto 1 a 2

21

P12

En esta se observa que el sentido de la potencia activa esta ligada al ángulo de la tensión y

no así a su módulo, siendo su dirección del punto de mayor ángulo al punto de menor

ángulo. En la práctica la variable ángulo es poco controlable, por lo que el flujo de

Control de potencia activa y frecuencia. Sistemas de Potencia II 1


potencia activa estará en función de las fuentes de generación y de las impedancias de la

red.

Entre los objetivos que se persiguen para mantener el control de la potencia activa están los

siguientes:

1. Mantener la frecuencia en un valor constante.

2. Garantizar capacidad de regulación.

3. Permitir operar con reserva.

4. Mantener el intercambio entre áreas en el valor programado.

5. Asistir en casos de emergencia.

6. Operar las unidades dentro de su rango de eficiencia económica.

A continuación se comentan cada uno de estos factores

MANTENER LA FRECUENCIA EN UN VALOR CONSTANTE

La frecuencia en una unidad generadora viene esta relacionada con la velocidad de acuerdo

a la siguiente expresión:

v = 120 f

Número de polos

En donde el número de polos es un valor fijo una vez que la máquina ha sido construida,

por lo que una velocidad constante será indicativo de una frecuencia constante. Asimismo,

el equilibrio entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica ( Pmec=Pe ) en un generador

no producirá una potencia acelerante manteniendo la velocidad constante, es decir, al

garantizar una potencia mecánica en el generador igual a la potencia de carga se obtiene

una frecuencia constante.



El gobernador de velocidad es un sistema de control asociado a la unidad generadora que

permita mantener la velocidad constante, garantizando así el equilibrio entre la potencia

mecánica y la potencia eléctrica a frecuencia constante.

Un incremento en la potencia de carga creará un desequilibrio momentáneo entre la

potencia mecánica y la potencia eléctrica ( Pmec<Pe ) originando una potencia

desacelerante que reducirá la velocidad y la frecuencia. Esta variación en la velocidad será

captada por el gobernador quien ordenará incrementar la potencia mecánica para volver a la

condición de equilibrio. De forma similar, una reducción de la potencia de carga originará

momentáneamente una potencia acelerante ( Pmec>Pe ) incrementando la velocidad, siendo

el gobernador el encargado de reducir la potencia mecánica para volver a la condición de

equilibrio.

En la industria muchos procesos dependen de un buen control de la frecuencia, un ejemplo

de ésto lo constituyen los laminadores utilizados en las empresas del aluminio, estos

laminadores tienen una serie de rodillos movidos por motores síncronos que permiten

producir láminas de espesor constante, variaciones de cierta magnitud en la frecuencia

pudieran variar la velocidad de estos motores produciendo láminas de espesor no uniforme,

lo que atentaría contra la calidad del producto.

GARANTIZAR CAPACIDAD DE REGULACION

En principio cada unidad generadora debe mantener una capacidad de regulación tanto para

su control primario ejercido por el gobernador como por el control secundario ejercido por

el control automático de generación. Existe una capacidad de regulación inferior y superior

que define el rango de actuación del control secundario establecido por el CAG. La

capacidad inferior de regulación viene dada por el rango establecido por el valor mínimo de

generación permitido en el generador y el valor actual de generación, este valor mínimo es

un valor de potencia fuera de la zona de cavitación o vibración y dentro el zona de mejor

eficiencia de la máquina, este punto pudiera estar en un valor igual al 60% de la capacidad

nominal del generador. La capacidad superior de regulación viene establecido por el rango



comprendido entre el valor máximo de generación que típicamente es el valor nominal del

generador y el valor actual de generación (ver figura N° 1.1).

RANGOS DE REGULACION

capacidad inferior de regulación

valor máximo de generación

valor mínimo de generación

capacidad superior de regulación

valor actual de generación

Figura N° 1.1 El valor mínimo o máximo de generación utilizados por los controles primario y secundario

usualmente no son los mismos, para el control primario se utiliza un valor muy bajo que

pudiera ser cercano a cero potencia de modo que la máquina tenga suficiente rango para

bajar potencia y responder ante rechazos masivos de carga, mientras que para el valor

máximo se utiliza el valor nominal del generador y a veces un valor un poco más grande

cuando la turbina presenta un valor de potencia nominal superior al del generador. En el

control secundario, establecido por el control automático de generación se usan unos rangos

un poco más estrechos, siendo típicamente su valor máximo la potencia nominal de la

máquina y su valor mínimo un valor fuera de la zona de cavitación o vibración y cercano a

la zona de mejor eficiencia de la unidad (ver figura N° 1.2). Es conveniente recordar que el

control automático de generación es un software instalado en un computador trabajando en

tiempo real que permite ajustar la generación sobre la base de una consigna de control, que

considera elementos tales como el control de la frecuencia, potencia activa, capacidad de

regulación, eficiencia económica, etc, la idea es que el control automático de generación

mantenga la máquina operando dentro de un rango aceptable sin alcanzar los extremos, a

menos que suceda una emergencia donde sea el gobernador quien ejerza el control de forma

exclusiva hasta sus valores máximos, en ese caso el control automático de generación se



suspendería. Esta afirmación tiene sus excepciones siendo abordado este tema con mayor

profundidad en el capítulo dedicado al control automático de generación.

RANGOS DE REGULACION POR GOBERNACION Y POR EL CONTROL AUTOMATICO DE GENERACION (C.A.G.)

capacidad superior de regulación

capacidad inferior de regulación capacidad inferior de regulación por gobernación

capacidad superior de regulación por gobernación

valor máximo de generación por gobernación

valor mínimo de generación por gobernación

valor máximo de generación por C.A.G.

valor mínimo de generación por C.A.G.

valor actual de generación

Figura N° 1.2

El control de la potencia activa de una forma eficiente permitirá mantener siempre

capacidad de regulación para que los sistemas de control puedan ejercer su acción de

control.

PERMITIR OPERAR CON RESERVA

Existen tres categorías para definir la reserva estas son:

• Reserva rodante.

• Reserva de arranque rápido.

• Reserva de arranque lento.

Esta clasificación esta muy ligada al tipo de turbina asociada a la unidad generadora. En

este sentido la reserva rodante se refiere a la potencia que puede suministrar el generador en

un determinado momento para lograr el balance generación-carga ante un desbalance en el



Sistema, en este caso la reserva se corresponde con la diferencia del valor actual de

generación con respecto a los rangos máximos y mínimos de potencia por gobernación. La

reserva de arranque rápido se refiere a la potencia de aquellas unidades que están fuera de

servicio pero están disponibles para ser sincronizadas en un lapso entre quince y veinte

minutos, en esta categoría pueden incluirse los generadores con turbinas hidráulicas o a gas.

La reserva de arranque lento se refiere a la potencia de aquellas unidades que están fuera de

servicio pero están disponibles para ser sincronizadas, sin embargo por sus procesos de

conversión de energía requieren horas de preparación antes de ser sincronizadas, en esta

categoría pueden incluirse los generadores con turbinas a vapor. En el capítulo referente a

turbina se explica en detalle los procesos correspondientes para cada una de las turbinas.

La reserva esta muy relacionada con el arranque y parada de unidades generadoras, la

demanda de un sistema eléctrico presenta un ciclo de carga que implica pasar de una

demanda máxima en la hora pico del Sistema a una demanda mínima, típicamente la

diferencia entre estos dos valores es bastante amplia que no pudiera ser controlada

simplemente con reducir la generación, es necesario parar y arrancar unidades diariamente.

Para ilustrar estas afirmaciones se puede tomar como ejemplo de análisis el caso del

Sistema Eléctrico Venezolano, para esto en la figura N° 1.3 se muestra el ciclo de carga

diario de la potencia demandada en el Sistema. De acuerdo a este comportamiento, la

diferencia entre el valor máximo y el valor mínimo es de 2800 MW, este valor de potencia

representa la generación correspondiente a 4.5 unidades de casa de máquinas N°2 de Guri,

cuyas unidades son de una potencia nominal de 630 MW.



CURVA DE COMPORTAMIENTO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL

7000

8000

9000

10000

11000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24horas del día

carga (MW)

Figura N° 1.3 Para el control de la frecuencia dado este ciclo de carga, es necesario reducir o incrementar

la generación en concordancia con las variaciones de carga, por lo tanto, si se deseara

mantener constante el número de unidades generadoras sincronizadas, debería reducirse la

generación a valores que en muchas unidades implica operar por debajo de su nivel mínimo

recomendado de generación, originando problemas de cavitación o vibración y provocando

operar en la zona de baja eficiencia de la máquina. Para evitar estos efectos se recurre al

arranque y parada diario de unidades.

Atendiendo a este comportamiento, el arranque y parada de unidades es de acuerdo a la

siguiente explicación: a primeras horas de la mañana (07:00 a.m.) cuando la carga empieza

a subir se inicia el proceso de arranque de unidades, a eso de las 09:00 a.m. ya se ha

culminado el arranque manteniéndose estable con este número de generadores

sincronizados durante el día, en estas condiciones las reducciones o incrementos de carga

se controlan bajando o subiendo generación pero sin variar el número de unidades

sincronizadas. En horas de la noche (06:00 p.m.), cuando comienza el ascenso de la carga

en la cercanía de la hora punta del sistema que ocurre a las 08:00 p.m. de la noche,

comienza el arranque de las unidades que sólo serán utilizadas para cubrir la demanda pico,

una vez que se supera esta condición a eso de las 10:00 p.m. comienza el proceso de parada

de aquellas unidades que fueron arrancadas para cubrir el pico de demanda. En la medida



que comienza la madrugada se paran otra serie de unidades por baja carga, las cuales serán

arrancadas nuevamente en las primeras horas de la mañana.

El tipo de proceso involucrado en la turbina determina que tipo de unidades pueden ser

arrancadas y paradas diariamente. En este sentido, las turbinas a vapor no pueden ser

consideradas en esta labor, debido a que estas unidades requieren horas de preparación para

ser sincronizadas que no garantizarían su disponibilidad inmediata. Por lo tanto, estas

unidades se operan en un modo base a potencia constante. Por el contrario, las unidades con

turbinas a gas o hidráulica si permiten un arranque en pocos minutos y con costos bajos,

utilizándose éstas para el control diario de arranque y parada de unidades.

Por ser el combustible utilizado por las turbinas hidráulicas de menor costo con respecto a

las turbinas a gas, típicamente se prefiere mantener sincronizadas el mayor número de

unidades con turbinas hidráulicas, siendo éstas las unidades que se arrancan a primeras

horas de la mañana para garantizar un mayor número de horas en servicio en estas

unidades, prefiriéndose el arranque de las unidades con turbinas a gas sólo para la hora

punta donde el número de horas en servicio es corto. Sin embargo, no quiere decir esto que

durante el día no se tienen unidades con turbinas a gas sincronizadas, dado que por

necesidades de soporte de tensiones, limitaciones en la transferencia de potencia entre áreas

o criterios estratégicos muchas veces se mantiene un nivel de generación con turbinas a gas

en ciertas áreas del Sistema. En el Sistema Venezolano este es el patrón que se sigue, con

la diferencia que para la hora punta se sincronizan mayormente unidades con turbinas

hidráulicas debido a que el parque generador con turbinas a gas no es muy elevado. En la

figura N° 1.4 se muestra gráficamente sobre la curva de demanda del Sistema la forma

como se utiliza el parque generador.



CURVA DE COMPORTAMIENTO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL INDICANDO EL TIPO DE TURBINA UTILIZADA PARA

GENERAR

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

horas del día

carga (MW)

Turbina a gas Turbina a vapor Turbina hidraulica

Figura N° 1.4

MANTENER EL INTERCAMBIO ENTRE AREAS EN EL VALOR

PROGRAMADO

En un Sistema Eléctrico existen áreas bien diferenciadas definidas por las distintas

compañías que interactuan en el mercado eléctrico y en algunas ocasiones definidas

también por las condiciones topológicas de la red, entre estas áreas típicamente se establece

un nivel de intercambio el cual puede ser acotado por:

• Limitaciones de transmisión

• Costo de la energía

• Soporte de tensiones

• Regulación de frecuencia

• Deficiencias de generación.



Para entender estos considerandos supóngase una red eléctrica con dos áreas como las

indicadas en la figura N° 1.5, entre estas áreas puede establecerse la transferencia de

potencia en un valor determinado de una área a otra, como se enumeró anteriormente esto

puede ser por:

AREAS DE CONTROL CON INTERCAMBIO DE POTENCIA ACTIVA

G3 G2

G1

G2

G3 G4

G1

AREA 1 AREA 2

Figura N° 1.5

a) Limitaciones de transmisión

En la red indicada, supóngase que las unidades del área 1 son unidades con turbinas

hidráulicas donde los costos de producción de energía son bajos en comparación con las

unidades del área 2, donde se tienen unidades con turbinas a vapor donde los costos son

más elevados; en estas condiciones le convendría a la compañía eléctrica maximizar su

compra de energía al área 1 para satisfacer los requerimientos de energía de los clientes de

su área, sin embargo pudiera darse el caso que el intercambio máximo entre las dos líneas

de interconexión este limitado a un valor inferior a la potencia requerida por el área 2, esta

limitación puede venir dada por problemas de capacidad térmica, donde un valor superior al

establecido conlleve a problemas de sobrecarga por estas líneas o puede ser que esta

limitación venga dada por el límite de transmisión por estabilidad transitoria, donde la

violación del límite conllevaría a un apagón en caso de ocurrir una contingencia.



En el caso presentado aun siendo conveniente desde el punto de vista económico comprar

la máxima potencia posible del área 1, debe limitarse el intercambio al valor máximo

posible y garantizar no excederse, permaneciendo en el valor programado, el resto de la

potencia requerida por el área 2 debe generarla con las unidades de su área, así ésta sea más

costosa de producir.

b) Costo de la energía: este considerando se explica fácilmente con el ejemplo anterior,

dependiendo de los costos de producción de energía, aun área le convendría dejar de

generar en su área para comprar esta energía al área vecina donde los costos de producción

son más bajos. En estos casos, se suelen establecer contratos de energía donde se estipula el

valor a vender por hora, donde la violación de esta cuota en exceso o en defecto conllevaría

en el primer caso a una penalización y en el segundo caso a pagar esa energía así no la haya

consumido, como se observa el control fino de la potencia de intercambio es de suma

importancia utilizándose para esto el control automático de generación, el cual permite

ajustar el intercambio en un valor constante, para mayor información véase el capitulo

referente a dicho control.

c) Soporte de tensiones : este es el caso donde la producción y transmisión de energía

dentro de una área no tiene el suficiente soporte de reactivos, tal vez por falta de equipos de

compensación que garanticen la calidad de la tensión, en estos casos la interconexión con

otras áreas pudiera cambiar la distribución del flujo de potencia activa por las líneas

reduciendo las caídas de tensión por las mismas, a la vez que se tendría el soporte de

reactivos del área vecina. En este caso el intercambio debe limitarse al valor necesario para

garantizar la calidad de la tensión.

d) Regulación de frecuencia: en algunas ocasiones alguna área pudiera no contar con un

control automático de generación, que entre otras cosas garantiza mantener la frecuencia

constante o puede ser que cuente con este tipo de control pero no tenga suficiente capacidad

de regulación, en estas condiciones se establece la interconexión con un intercambio de

potencia que pudiera ser cero, simplemente se desea tener la fortaleza del área vecina en el



control de la frecuencia. De ocurrir un desbalance generación-carga se produciría el

intercambio de potencia entre las áreas, una vez pasada la situación de desbalance se

reajusta la generación entre estas para retornar a intercambio cero o para volver al

intercambio programado si este se hubiera establecido con anterioridad por alguno de los

considerandos anteriormente explicados.

e) Deficiencias de generación: se presenta cuando una área no puede satisfacer su demanda

con la generación existente en su área, en ese caso se establece el intercambio por el valor

necesario para cubrir la deficiencia.

En Venezuela se presentan una combinación de los factores enumerados para establecer el

intercambio entre las diferentes áreas definidas por las compañías eléctricas prestadoras del

servicio, aunque por no ser el mercado venezolano competitivo sino manejado en su

mayoría por el estado, el factor de competencia económica es de poca relevancia. El

intercambio se establece desde la empresa EDELCA poseedora de cerca del 70% de la

capacidad instalada de energía, con unidades que operan con suficiente regulación con la

asistencia de un control automático de generación y con una red de transmisión a 765 kV y

400 kV con alto efecto Ferranti, que permite la producción de reactivos para soportar

tensiones hacia las diferentes áreas representadas por las distintas empresas como lo son:

CADAFE, ENELVEN, E. De C., ENELBAR, etc. La excepción la constituye la empresa la

Electricidad de Caracas, que presenta un alto parque térmico como para cubrir casi toda su

demanda a través de unidades generadoras con turbinas a gas y a vapor, utilizando como

combustible gas en su mayor porcentaje, donde en el establecimiento de los niveles de

intercambio tiene un mayor peso el factor económico, sin embargo para el control de la

frecuencia dependen de la empresa EDELCA.

ASISTIR EN CASOS DE EMERGENCIA

Este considerando se refiere a los intercambios no programados de potencia activa entre

áreas producto de una contingencia en cualquiera de las áreas, para explicar esta acción

considérese el ejemplo de las dos áreas anteriores, donde por razones económicas se



estableció un intercambio programado desde el área 1 al área 2, sin embargo hay suficiente

generación en el área 1 y capacidad de transmisión como para intercambiar mas potencia. A

pesar de esta mayor capacidad de transmisión, ésta no es utilizada porque le resulta más

conveniente desde el punto económico al área 2 generar en su propia área. En estas

condiciones se produce el disparo de un generador del área 2, de forma inmediata se

establece un intercambio mayor desde el área 1 hacia el área 2 producto de la respuesta de

los gobernadores, la acción a seguir consistiría en incrementar la generación en el área 2

para retornar al intercambio programado, de no existir capacidad de generación en el área 2

esta potencia en exceso transmitida constituye la potencia de emergencia.

En los contratos de interconexión este tipo de eventualidades esta previsto, donde se

establecen los reglamentos para estas asistencias así como los costos que típicamente son

mayores para estos kilovatios-hora extra. En el control de la potencia y la frecuencia es

importante que esta potencia de emergencia que constituye la reserva rodante se haya

previsto, de lo contrario se produciría racionamientos o desviaciones importantes de la

frecuencia.

OPERAR LAS UNIDADES DENTRO DE SU RANGO DE EFICIENCIA

ECONOMICA

El factor económico es cada día un elemento de mayor peso a la hora de decidir que

unidades deben utilizarse para ser sincronizadas y así satisfacer los requerimientos de la

carga cumpliendo con los parámetros de calidad. En América Latina, casi todos los países

han emprendido o están iniciando el cambio en los agentes del mercado para enrumbar el

mercado eléctrico hacia una economía abierta, donde todo aquel inversionista que tenga

capital y cumpla con una serie de exigencias de orden técnico, que garantice un buen

servicio a los usuarios, pueda invertir en la instalación de una planta eléctrica.

En Venezuela este proceso se inició con la aprobación de una nueva ley eléctrica que rige

el sector eléctrico, aunque su aplicación directa no ha comenzado, en vista que a la fecha



se están cumpliendo los lapsos de prorroga previstos en la misma ley para que las

compañías adapten sus estructuras para funcionar en un mercado competitivo no

verticalizado. Asimismo, se comenzó la venta al sector privado del servicio de

distribución y generación de ciertas localidades. En un mercado abierto, las posibilidades

de generar se basan en ofertar el kilovatio-hora al menor costo posible, esto lógicamente

una vez cubiertas los bloques de generación necesarios para mantener el perfil de tensión de

una área, se cubran las limitaciones de transmisión, etc quienes impondrán generar en

ciertas áreas a pesar de que el costo de producción de energía no sea el más económico.

Existen ciertas técnicas que permiten establecer un despacho hidrotérmico basado en

conceptos clásicos como lo representa el costo incremental, donde se establece que el

esquema adecuado de generación es aquel donde los costos increméntales son iguales en

todas las unidades o lo que equivale decir el punto donde producir un kilovatio-hora más en

cualquier unidad es el mismo. Al incluir en este análisis unidades hidráulicas debe

asignársele un costo al agua, como a cualquier otro combustible, sin embargo este análisis

puede complicarse cuando se le añaden otros factores como son los costos de arranque de

una unidad, la preservación de los embalses por consideraciones ornamentales y ecológicas,

el menor gasto del combustible en especial en las unidades hidráulicas donde el gasto de

agua debe ser función de las estaciones hidrológicas, efectos contaminantes de los

combustibles fósiles, etc.

En conclusión la idea es sembrar la inquietud de que a la hora de definir un esquema de

generación no solamente se siguen consideraciones de confiabilidad, seguridad, etc sino

que el factor económico juega un papel importante en el control de la potencia activa.



CAPITULO 2

GOBERNADOR DE VELOCIDAD

El gobernador es un sistema de control asociado a la unidad generadora que permite

mantener constante la velocidad de la máquina. En el diagrama esquemático mostrado a

continuación:

_ +

Pmec voltaje terminal potencia eléctrica

velocidad

velocidadde

referencia

GOBERNADOR

regulador accionadorTURBINA

GENERADOR

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO INDICANDO LA RELACIÓN GENERADOR-GOBERNADOR-TURBINA

Figura N° 2.1

Se observa que el gobernador recibe como entrada la señal de velocidad de la máquina y la

compara con la velocidad de referencia, si estas son iguales la señal de error será cero

indicativo que el gobernador no debe originar cambios en las condiciones de operación,

dado que la máquina está en la velocidad deseada. De ser diferentes estas señales se

generará un error, la misma será captada por el regulador que ejercerá la función de control

ordenando al accionador a través del servomotor abrir o cerrar la paleta o válvula ya sea

una turbina hidráulica o térmica respectivamente. Esta acción permitirá en la turbina

incrementar o decrementar la potencia mecánica de la unidad para corregir la desviación de

velocidad.

El gobernador de velocidad. Sistemas de Potencia II 1


El gobernador indirectamente permite mantener la frecuencia constante y satisfacer la

carga. La expresión que relaciona la velocidad sincrónica con la frecuencia viene dada por:

velocidad = 120 * frecuencia

número de polos

Al analizar esta expresión se concluye que al ser el número de polos una vez que la

máquina esta construida un parámetro fijo, una velocidad constante indicará una frecuencia

constante, es decir, al controlar la velocidad se garantiza el control de la frecuencia

De igual forma sucede con el control de la carga. De ocurrir en un Sistema Eléctrico un

incremento de la potencia eléctrica de carga, se tendrá momentáneamente una potencia

eléctrica mayor a la potencia mecánica ( Pe > Pmec ), provocando una potencia

desacelerante que reducirá la velocidad en la máquina. Esta variación en la velocidad será

sensada en el gobernador, quien ordenará un incremento en la apertura de paleta o válvula

para incrementar la potencia mecánica y de esta forma retornar la velocidad al valor de

referencia, este equilibrio se alcanza cuando la potencia mecánica y eléctrica son iguales

( Pmec=Pe ), con lo cual se satisface la carga.

El gobernador al igual que los diferentes sistemas de control como la excitatriz han tenido

cambios tecnológicos que han mejorado su comportamiento. Los primeros gobernadores

eran enteramente electromecánicos, evolucionando a lo largo de los años a gobernadores de

tipo electrónicos, hasta alcanzar los existentes hoy en día de tipo numérico. En principio la

estructura de estos gobernadores es similar a la indicada en la figura Nº 2.2., esta consta de

una unidad reguladora que tiene como función detectar las variaciones de velocidad de la

unidad, de forma tal de originar una señal de corrección la cual es enviada a la unidad

accionadora para corregir la desviación. El accionador esta constituido por equipos

mecánicos que tienen como función convertir las señales eléctricas del regulador en señales

mecánicas para accionar los servomotores y mover las paletas en la turbina. Las diferencia

entre los diferentes tipos de gobernador se encuentran a nivel del regulador como se explica

a continuación.



apertura o cierre de paleta o válvula

señal del operador o C.A.G.

velocidad actual

velocidad de referencia

regulador de velocidad

droop

servomotor accionador

DIAGRAMA GENERAL DEL GOBERNADOR Figura N° 2.2

2.1 EL GOBERNADOR MECÁNICO

Este tipo de gobernador esta descontinuado del mercado y es posible encontrarlo en Plantas

de más de treinta años de funcionamiento, como es el caso de los gobernadores de las

unidades generadoras de la casa de máquinas Nº 1 de la Planta Macagua ubicada en el

estado Bolívar, cuya puesta en servicio data de los años 60. En esta se distinguen los

siguientes elementos

• Regulador

• Detector de velocidad

• Regulador propiamente dicho

• Droop

• Accionador

• Válvula piloto

• Servomotor



El proceso comienza en el detector de velocidad (ver figura Nº 2.3), este equipo está

compuesto de dos esferas girando a una velocidad proporcional al eje del generador

separados por una distancia “d”, cuando la máquina experimenta una aceleración o

desaceleración, las esferas se alejarán o acercarán por efectos de la fuerza centrífuga,

atenuado en su movimiento por la acción de un resorte que las une. Este desplazamiento en

la distancia entre las esferas producirá un movimiento lineal en una serie de varillas

asociadas a este mecanismo. Las varillas actuarán como elementos reguladores de la acción

de comando. Estas en un efecto similar al producido por una serie de engranajes con ruedas

dentadas cada vez más grandes, están colocados en serie e incrementando en tamaño de

forma tal que por este efecto multiplicador el movimiento se ira transmitiendo cada vez con

más fuerza, caracterizado por una ganancia y una constante de tiempo. El resultado de este

movimiento se ejecutará sobre la válvula piloto. El desplazamiento hacia arriba o hacia

abajo de la válvula piloto permite el paso en uno u otro sentido del aceite a presión hacia el

servomotor, que por el efecto de la diferencia de presiones moverá un mecanismo en forma

de pistón que transmitirá un movimiento lineal para accionar los gatos hidráulicos que

cerrarán o abrirán las paletas en el anillo distribuidor de la turbina.

El movimiento lineal producido por el servomotor puede ser realimentado hacia la entrada

a través de un varillaje, esta realimentación es conocida como el droop del gobernador o

estatismo. Este mecanismo permite transmitir la acción de conversión producido por el

servomotor hacia el elemento detector de velocidad atenuando el desplazamiento de éste,

con lo cual se crea una diferencia entre la desviación de velocidad real y la desviación de

velocidad medida. El resultado de esta alteración es que la máquina corregirá en función de

la desviación de velocidad medida, que al ser diferente de la desviación de velocidad real,

impedirá que la máquina retorne a su velocidad de referencia ante la ocurrencia de un

desbalance generación-carga. Es decir, de producirse un rechazo de generación que

produzca una reducción de la frecuencia, el gobernador recuperará la misma a un valor

ligeramente por debajo de 60 Hertz. De igual forma de producirse un rechazo de carga que

origine un ascenso de la frecuencia, el gobernador recuperará la misma a un valor

ligeramente por encima de 60 Hertz. Este fenómeno será analizado más adelante con mayor

detalle.




DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE UN GOBERNADOR MECÁNICO

droop

EMBALSE detector

de velocidad

GENERADOR

d

EJE válvula piloto

tanque de aceite

SERVOMOTORES

apertura o cierre de paleta

TURBINA TUBERÍA

FORZADA

Figura N° 2.3


2.2 EL GOBERNADOR ELECTRÓNICO

Esta clase de gobernador sustituyó al gobernador mecánico, puede encontrarse

fundamentalmente en Plantas construidas en los años 70, tal es el caso de las unidades

generadoras de la Planta Guri ubicada en el estado Bolívar.

El cambio radical en este gobernador se presenta a nivel del regulador de velocidad, donde

los elementos mecánicos fueron sustituidos por componentes electrónicos que le agregaron

una mayor velocidad de respuesta y una mayor sensibilidad a variaciones de la velocidad.

A pesar de estas mejoras el gobernador sigue siendo, al compararlo con la excitatriz, un

sistema de control lento con tiempos de respuesta en el orden de los segundos. Desde el

punto de vista del sistema de regulación los elementos electrónicos permiten tiempos de

respuesta en milisegundos; sin embargo, los elementos restrictivos están a nivel del

servomotor y en la turbina. Estos componentes son mecánicos y requieren grandes niveles

de energía para variar su condición de operación, en este sentido a pesar que el regulador

pueda responder en milisegundos, es necesario colocarle constantes de tiempo que permitan

una respuesta en segundos, para que la señal de corrección pueda ser seguida por la

velocidad de respuesta de los elementos mecánicos.

Este tipo de gobernador puede ser representado a través del siguiente modelo.

apertura o cierre de paleta

limitador servomotor

velocidad de referencia

velocidad actual

droop

R

Ki 1+sTg

sKd

Ki 1+sTi

Kp

PID

señal del operador o C.A.G.

MODELO GENERAL DE UN GOBERNADOR

Figura N° 2.4



Donde el elemento regulador de velocidad es representado por un proporcional-integrativo-

derivativo (PID), el servomotor es modelado por un integrador con su limitador a la salida y

cuenta con el lazo de realimentación representado por el droop.

2.3 GOBERNADOR NUMÉRICO

Este representa la última tecnología y al igual que en los casos anteriores el cambio drástico

está a nivel del regulador de velocidad. En el gobernador electrónico el regulador estaba

compuesto por tarjetas electrónicas que manejaban señales analógicas, la nueva

concepción hacia el gobernador numérico se basa en la digitalización de la señal analógica

para convertirla en un número, cuyo valor es procesado por el regulador, que no es más que

un microcomputador donde las funciones de transferencia constituidas por componentes

electrónicos se convierten ahora en ecuaciones y modelos matemáticos que realizan el

cálculo, para una vez obtenida la respuesta convertir este dígito en una señal analógica para

ser enviada hacia el accionador. Entre las ventajas que se originan con estos nuevos

gobernadores están las siguientes:

a) las funciones de transferencia son ecuaciones establecidas en un programa de

computación (software), por lo que cambiar su respuesta es sólo cambiar el

programa sin alterar el hardware.

b) Por ser el control a través de un software puede ser cambiado y mantenido a

distancia, mediante la utilización de una vía de comunicación como puede ser

Internet.

c) Es fácil acceder las señales internas para su monitoreo en caso de una investigación

de falla.

d) Se puede autodiagnosticar señalando preventivamente cualquier anomalía.

La parte de fuerza constituida por la válvula piloto, servomotores, etc es en esencia similar

en los diferentes gobernadores, lógicamente las técnicas y elementos constructivos han sido

mejorados con el fin de tener un mejor comportamiento de estos. Asimismo, los elementos



auxiliares y de control a nivel del accionador, servomotor, etc están adaptados a los avances

tecnológicos.

2.4. EFECTO DEL DROOP EN UN GOBERNADOR

El droop se define como la variación de velocidad cuando la unidad pasa de la condición de

cero carga a la condición de carga nominal y viene expresado matemáticamente por la

pendiente de la característica velocidad/potencia, o partiendo que la velocidad es

directamente proporcional a la frecuencia, se puede expresar igualmente por la

característica frecuencia/potencia, como se indica en la grafica a continuación.

potencia

frecuencia

60

Pnominal

CARACTERÍSTICA POTENCIA-FRECUENCIA (DROOP) Figura N° 2.5

La característica del droop debe definir una pendiente muy pequeña para que la máquina

conserve una buena calidad en la regulación. Este efecto se denota al suponer una pendiente

muy pronunciada en la característica del droop, esto indicaría que cada vez que la máquina

cambia su condición de operación incrementando o decrementando su potencia, la unidad

experimentará variaciones significativas en la velocidad que afectarían la frecuencia,

desmejorando la calidad del servicio eléctrico. Por el contrario, una pendiente pequeña

entre el 2% y el 5% que es el rango normalmente usado para ajustar esta pendiente,

permitirá pequeñas variaciones de velocidad al variar la carga, lo cual tendrá poco impacto

sobre la frecuencia.



¿ Cuál es la utilidad del droop dentro de la respuesta del gobernador sobre el generador?.

Para entender este efecto se simuló un sistema eléctrico con carga y generación propia

como el indicado a continuación:

S/E A

generador disparado

S/E J S/E E S/E G

S/E KS/E I

S/E H

S/E C

S/E B

S/E D

S/E G

S/E F

CARGA DEL SISTEMA 450 MW

RED ELÉCTRICA EJEMPLO

Figura N° 2.6

En donde se consideró el disparo de un generador con 60 MW teniendo en un caso los

gobernadores de las unidades sin droop y en el otro caso con droop ajustado en 4%. En las

figuras Nº 2.7 y 2.8 se observa el comportamiento de la frecuencia para ambos casos. En

estas se denota un descenso inicial de la frecuencia a casi 58 Hertz, lo que indica una

relación de 3MW/0.1 Hertz, recuperándose al termino de varios segundos, sin embargo esta

recuperación no es la misma para ambos casos. En la situación planteada sin droop la

frecuencia experimenta una sobrecorrección por encima de 60 Hertz, así como una

variación pico-pico de 0.4 Hertz en la primera oscilación una vez recuperada la frecuencia,



COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENCIA EN EL SISTEMA DE EJEMPLO ANTE UN RECHAZO DE GENERACIÓN DE 60 MW, CON Y SIN

CONSIDERAR EL EFECTO DEL DROOP

tiempo (seg)

Figura N° 2.7

Figura N° 2.8tiempo (seg)



comparada contra esta misma variación de 0,22 Hertz en el caso con droop. Asimismo se

observa que en este último caso la frecuencia tiende a estabilizarse aproximadamente 2.4

décimas de Hertz por debajo de 60 Hertz, al contrario cuando no se considera el droop

donde la frecuencia se estabiliza en 60 Hertz.

De este análisis puede concluirse que la característica del droop permite

a) Evitar la sobrecorrección de la frecuencia

b) Contribuir a una respuesta más estable.

c) Estabilizar la frecuencia por debajo del valor de referencia, en este caso 60 Hertz.

Las dos primeras características denotan una ventaja en cuanto al uso del lazo de

realimentación a través del droop en el gobernador. Sin embargo ¿ Cual es la ventaja de la

tercera característica presentada?.

La idea es que el gobernador permita recuperar la frecuencia hasta un valor aceptable de

operación, donde el Sistema se encuentre en una condición segura para que luego sea el

control automático de generación o el operador quien lleve la frecuencia, dando ordenes al

gobernador de anular el efecto del droop, al valor deseado de forma suave y considerando

criterios de economía y de capacidad de regulación en el Sistema. Asimismo, el efecto del

droop puede determinar cual unidad responderá en mayor medida a disminuir el balance

gobernación-carga que se ha creado producto de ese evento, para recuperar la frecuencia al

valor seguro que típicamente es dos o tres décimas por debajo o por encima de 60 Hertz, ya

sea que se haya producido un rechazo de generación o de carga respectivamente.

Este efecto puede visualizarse observando la característica del droop de dos unidades

generadores con diferente pendiente como se indica a continuación:



potencia

frecuencia

59.8 60

P1 P1”

P2 P2”

CARACTERÍSTICA DEL DROOP DE DOS GENERADORES

Figura N° 2.9

En estas condiciones de producirse un rechazo de generación que origine la respuesta de los

gobernadores producto de la actuación de estos, debido a la reducción de velocidad, donde

la frecuencia se estabiliza por debajo de 60 Hertz, supóngase en este caso 59.8 Hertz, el

incremento de potencia que cada unidad habrá aportado para eliminar el desbalance

generación-carga puede ser controlado a través del droop. Considerando la característica

mostrada en la figura Nº 2.9, la potencia habrá aumentado desde un valor P1 a un valor P1’

para el generador G1, de forma similar habrá aumentado de P2 a P2’ para el generador G2.

Obsérvese que la máquina Nº 1 por tener menos pendiente y por lo tanto menor droop el

incremento de potencia es mayor al compararlo con la máquina Nº 2 que tiene mayor

droop. De este análisis se concluye que a menor droop mayor será el aporte para subir o

bajar potencia que esta unidad puede proporcionar al Sistema ante la ocurrencia de un

desbalance generación-carga. De esta manera, si se tiene en un sistema eléctrico dos

unidades generadores de la misma capacidad, estas deberían tener el mismo droop, para que

las dos aporten potencia en la misma proporción para eliminar el desbalance. Por el

contrario, si una de estas unidades es de una capacidad mayor, convendrá colocarle a ésta

un menor droop, para que ésta aporte potencia en mayor proporción para eliminar el

desbalance.



Retomando el ejemplo anterior donde se consideró el disparo de un generador con 60 MW,

se observa que el gobernador de las unidades permitió la recuperación de la frecuencia

estabilizándola 2.4 décimas de Hertz por debajo de 60 Hertz a través de la característica del

droop, siendo el incremento de potencia de cada unidad aproximadamente similar, al estar

ajustado el droop de todas las unidades en el mismo valor ( 4% ), en este punto es el control

automático de generación el encargado de incrementar la frecuencia a 60 Hertz. Nótese que

en la simulación mostrada en la figura Nº 2.7, la frecuencia no retorna a ese valor, dado que

no se modelo el efecto del control automático de generación, pero en la práctica este

actuaría. La ventaja de realizar la corrección fina de la frecuencia a través del control

automático de generación está en que este mecanismo aplicaría criterios económicos, de

capacidad de regulación y otros factores que el gobernador por si sólo no consideraría,

optimizándose el proceso de recuperación de la frecuencia.

2.5 RESPUESTA DEL GOBERNADOR ANTE LA OCURRENCIA DE UN

DESBALANCE GENERACIÓN-CARGA

En este punto se presenta la respuesta del sistema gobernación-turbina ante la ocurrencia de

un desbalance generación-carga. Tal como el disparo de un generador. Para analizar esta

situación se partirá del sistema mostrado en la figura Nº 2.10.

En un instante dado (t=0.5 seg) se produce el disparo del generador G1 con 600 MW. Para

analizar la respuesta de los gobernadores sobre la base de su sistema de gobernación-

turbina, primeramente se estudiará el comportamiento de un generador el cual servirá de

base para estudiar este proceso en los generadores restantes. En este sentido se seleccionará

al generador G2 el cual tiene asociado una turbina hidráulica.

Al momento de producirse el disparo del generador G1 la respuesta inmediata del

generador G2 es subir potencia, para visualizar este efecto en la figura Nº 2.11 se muestra

el comportamiento de la potencia eléctrica, potencia mecánica y apertura de paleta de este

generador. En este figura se puede apreciar que la potencia eléctrica se incrementa

instantáneamente desde un valor inicial de 600 MW a 655 MW, es decir, un incremento de



55 MW; de hecho al dispararse un generador, esta deficiencia de generación ocasionada por

este evento es satisfecha instantáneamente por un incremento súbito de potencia por parte

de todos los generadores sincronizados. Sin embargo, la potencia mecánica no incrementa

instantáneamente, requiere de la respuesta del sistema de gobernación que ordene una

apertura de paleta para que la máquina incremente potencia mecánica.

G8 300 MW turbina hidráulica

G7 360 MW turbina a vapor

G3 100 MW turbina a gas

G4 70 MW turbina a gas





Sistema Eléctrico en estudio

Figura N° 2.10

Esta situación origina un desbalance entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica del

generador donde la Pe > Pmec. La incógnita que surge en este momento es ¿ Cómo es



)Figura N° 2.1

COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA ELÉCTRICA, APERTURA DE PALETA Y POTENCIA MECÁNICA EN UN GENERADOR CON TURBINA

HIDRÁULICA ANTE UN RECHAZO DE GENERACIÓN DE 600 MW

a

COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENGENERACIÓN DE

Figura N° 2.12

El gobernador de velocidad. Sistemas de Potencia II

tiempo (seg
1
CIA ANTE UN RECHAZO DE 600 MW

)
tiempo (seg
frecuenci

15


posible que el generador haya aumentado su potencia eléctrica estando la potencia

mecánica constante ?. La respuesta esta en la capacidad del generador de almacenar energía

potencial, de hecho cada generador es capaz de almacenar un nivel de energía que ante una

exigencia como la planteada pueda convertirla en energía cinética satisfaciendo la carga;

sin embargo, esta energía se transforma a expensas de que la máquina pierda velocidad, por

lo tanto se producirá un descenso en la frecuencia.

La rata en que la máquina pierde velocidad dependerá del desbalance y de la capacidad que

tenga la máquina en energía almacenada para satisfacer los requerimientos de la carga. En

el sistema eléctrico venezolano, por ejemplo, esta rata es cuantificada en la relación

potencia/frecuencia, por cada 100 MW rechazados la máquina reduce velocidad en un valor

equivalente a una variación de una décima de Hertz en la frecuencia, es decir una relación

potencia/frecuencia de 100MW/0.1Hertz. En este ejemplo, el cual constituye un caso del

sistema eléctrico venezolano, se muestra en la figura Nº 2.12 el comportamiento de la

frecuencia, donde se observa el descenso de la misma, siendo su valor mínimo 59.38 Hertz

que al calcular la relación potencia/frecuencia, 600MW/59.38Hertz= 101MW/0.1Hertz se

obtendrá un valor en el orden de 100 MW/0.1Hertz según lo expresado.

Una vez superado el instante inicial la máquina experimentará un descenso de su potencia

eléctrica de un valor de 655MW a 625MW, variación originada básicamente por dos

factores:

a) El efecto contrario en la potencia mecánica quien en sus instantes iniciales se

reduce.

b) El incremento de la potencia mecánica en respuesta a la gobernación originada en

las turbinas térmicas como se analizará mas adelante.

Para entender el efecto de la potencia mecánica en una turbina hidráulica, obsérvese en la

figura Nº 2.11 la respuesta inicial de la potencia mecánica y del movimiento de paleta. Al

producirse el desbalance generación-carga y comenzar el descenso de la velocidad en la

máquina, el gobernador detectará esta disminución y al ser ésta menor que la velocidad de

referencia ordenará una apertura de paleta tal como se observa en esa figura, este



incremento presenta una rata de apertura más pronunciada en los primeros segundos,

debido a que en ese lapso la velocidad va en descenso como se puede apreciar en la figura

Nº 2.12, donde se muestra el comportamiento de la frecuencia, la cual es una variable que

refleja el comportamiento de la velocidad. Una vez que la frecuencia llega a su valor

mínimo y empieza ascender, igualmente la rata de apertura de paleta disminuirá

continuando con una apertura mas reducida.

En principio una mayor apertura de paleta en una turbina hidráulica debería traer consigo

un incremento en la potencia mecánica, sin embargo como se observa en la figura Nº 2.11

esto no sucede así en los primeros segundos. Efectivamente durante este intervalo de

tiempo se sucede una serie de fenómenos hidráulicos en la turbina que proporciona este

comportamiento. Una mayor apertura de paleta requiere de un mayor caudal de agua, por lo

tanto, se requiere acelerar la masa de agua para incrementar el flujo. Este cambio no es

instantáneo y necesita de una energía aplicada para lograr este efecto, de hecho la turbina

proporciona inicialmente la energía mecánica para lograr la aceleración del agua e

incrementar el flujo a expensas de restarle potencia mecánica a la turbina, este fenómeno es

caracterizado en su tiempo de duración por la constante de tiempo del agua (Tw), como se

explicará mas ampliamente en el capitulo Nº 6 referente a las turbinas hidráulicas. Esta

disminución de la potencia mecánica también se refleja en un descenso de la potencia

eléctrica. Una vez que el agua logra su aceleración la potencia mecánica comenzará su

rampa de ascenso en respuesta a la consigna del gobernador de abrir paletas. Ambas

señales, potencia mecánica y apertura de paletas, presentan un comportamiento similar

siendo muy pronunciado su ascenso en los primeros segundos cuando la velocidad va

descendiendo, al revertirse el comportamiento de la velocidad y comenzar su ascenso la

velocidad de rata de apertura de paleta y de incremento de potencia mecánica disminuye,

siendo en el largo plazo una pendiente muy pequeña consiguiendo llevar la frecuencia de

forma suave a un valor estable (ver figura Nº 2.12) dos o tres décimas por debajo de 60

Hertz debido al efecto del droop del gobernador. Posteriormente, se tendría una situación

no simulada en las gráficas mostradas, sería el operador o el control automático de

generación quien se encargaría de llevar suavemente la frecuencia a su valor deseado de 60

Hertz.



Un comportamiento similar se presentaría en el resto de las unidades con turbina a gas o a

vapor, con pequeñas diferencias caracterizado por el comportamiento particular de su

turbina. En la figura Nº 2.13 se muestra el comportamiento de la potencia eléctrica,

potencia mecánica y apertura de válvula de la unidad Nº 7 con turbina a vapor. En estas

gráficas se puede observar que al producirse el disparo del generador G1 la respuesta

inmediata de este generador al igual que en el generador G2 con turbina hidráulica es subir

potencia eléctrica, provocando un desbalance entre la potencia mecánica y la potencia

eléctrica del generador, siendo la Pe>Pmec. De manera similar como se explicó para el

generador G2 esta energía instantánea suministrada por la máquina proviene de la energía

almacenada en el rotor, lo que se traduce en una perdida de velocidad de la unidad,

contribuyendo al descenso de la frecuencia.

A diferencia del comportamiento observado en el generador con turbina hidráulica este

desbalance trae consigo un incremento en la apertura de válvula que provoca un incremento

de la potencia mecánica y por lo tanto de la potencia eléctrica. En este caso, no se presentan

efectos iniciales que provoquen la pérdida de la potencia mecánica, por lo tanto el

incremento es más rápido contribuyendo a reducir el desbalance de potencia mecánica a

potencia eléctrica con mayor prontitud.

Una vez superados los segundos iniciales el comportamiento de las diferentes variables son

similares al explicado para el caso del generador G2 con turbina hidráulica. Un detalle

particular que se presenta al observar el comportamiento de la apertura de válvula de este

generador, es que ésta alcanza a los tres segundos su valor máximo establecido para esta

máquina de 95% de su apertura de válvula, manteniéndose en esta posición por unos

segundos para luego iniciar su cierre.

La respuesta de los generadores con turbina a gas es similar a la respuesta de los

generadores con turbina a vapor, siendo interesante detallar en forma comparativa la

respuesta de los tres tipos de turbina. En la figura Nº 2.14 se muestra el comportamiento de

la potencia mecánica de las unidades G2, G7 y G4 con turbina hidráulica, a vapor y a gas

respectivamente. En los primeros instantes y de acuerdo a lo establecido anteriormente, la



Figura N° 2.13

tiempo (seg)

COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA ELÉCTRICA, APERTURA DE VÁLVULA Y POTENCIA MECÁNICA EN UN GENERADOR CON

TURBINA A VAPOR ANTE UN RECHAZO DE GENERACIÓN DE 600 MW

GRAFICA COMPARATIVA DEL COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA ELÉCTRICA EN LA TURBINA HIDRÁULICA, A VAPOR Y A

GAS ANTE UN RECHAZO DE GENERACIÓN DE 600 MW

Figura N° 2.14 tiempo (seg)



respuesta inicial de la potencia mecánica de las unidades con turbina a gas y a vapor es de

incrementar su potencia en respuesta al descenso de velocidad, no sucede así en las

unidades con turbina hidráulica, por el efecto de la aceleración del agua, al producirse la

apertura de paleta se presenta una reducción de la potencia mecánica.

Posteriormente entran las unidades en una rampa de ascenso de la potencia mecánica,

siendo más pronunciada la pendiente de incremento en la turbina a gas. Típicamente en esta

turbina como sucede en este ejemplo, son unidades de menor capacidad con respecto a las

unidades con turbina a vapor, con tiempos de respuesta en sus procesos de conversión de

energía en la turbina más rápidos, esto ocasiona que en la turbina a gas la potencia

mecánica alcance su valor máximo en menor tiempo y con una mayor magnitud. En este

caso el incremento de la potencia mecánica a su valor máximo con respecto a la potencia

inicial fue de 26%, 18% y 5% para la turbina a gas, a vapor e hidráulica respectivamente.

Una vez superado este pico de potencia como se evidencia en las figuras anteriores la

potencia mecánica de las turbinas a gas y vapor empieza a disminuir, no siendo así en la

turbina hidráulica la cual continua su ascenso, es de notar que en este tiempo (t=6 seg), la

frecuencia aún no se ha recuperado como se indica en la figura Nº 2.12. El proceso de

disminución de potencia en estas turbinas se debe a la pérdida de presión y temperatura de

la turbina, dado que ante esta apertura de válvula la exigencia de energía ocasiona que la

turbina suministre momentáneamente una cantidad de vapor o gas que no es repuesto en la

misma proporción por el poder calorífico del combustible que se esta quemando en la

caldera, por lo tanto habría una pérdida temporal de la presión y la temperatura que

ocasiona su pérdida de potencia mecánica. En la turbina hidráulica una vez acelerado la

masa de agua el incremento de la potencia es sostenido.

En estas condiciones a pesar que estas unidades empiezan a reducir su potencia mecánica,

esta presenta un valor por encima del valor inicial lo que permite que la frecuencia se

recupere hasta un valor cercano a 60 Hertz.



De manera análoga se puede explicar lo que ocurriría en un Sistema de potencia si el evento

en análisis hubiera sido el rechazo de carga en vez de un rechazo de generación. Partiendo

del ejemplo anterior, en la figura Nº 2.15 se muestra el comportamiento de la frecuencia si

el evento es el disparo de 350 MW en una de las barras de carga. En este caso la frecuencia

experimenta un ascenso producto que el desbalance ocasionado conllevaría a una

aceleración de las unidades al ser la Pmec>Pe, alcanzando en este ejemplo un valor

máximo de 60.36 Hertz, para luego descender y estabilizarse producto de la respuesta de la

gobernación en un valor ligeramente por encima de 60 Hertz (f=60.12 Hertz).

La potencia eléctrica de las unidades experimenta un descenso súbito (ver figura Nº 2.16)

debido a la pérdida de carga que precisamente sería el origen del desbalance entre la

potencia mecánica y la potencia eléctrica acelerando la unidad e incrementando la

frecuencia. Posteriormente, las unidades con turbina a gas y a vapor seguirán reduciendo su

potencia eléctrica en respuesta al cierre de válvula y reducción de potencia mecánica. En

las turbinas hidráulicas este fenómeno inicialmente es contrario ocurriendo un incremento

de potencia eléctrica, dado que el cierre de paletas produce inicialmente un incremento de

potencia mecánica para desacelerar la masa de agua de acuerdo al comportamiento

hidráulico de la misma.

Al alcanzarse el valor máximo de potencia eléctrica en la turbina a gas y a vapor, de manera

análoga, el cierre brusco de válvula producirá un incremento en la presión y la temperatura

que conllevará a una apertura de válvula mientras la caldera reduce su poder calorífico, con

lo cual la potencia mecánica presentaría un nuevo incremento, en la turbina hidráulica el

descenso de potencia es sostenido hasta estabilizar la frecuencia ligeramente por encima de

60 Hertz.



tiempo (seg)

COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENCIA ANTE UN RECHAZO DE CARGA DE 350 MW

Figura N° 2.15

POT

El gobernado

GRAFICA COMPARATIVA DEL COMPORTAMIENTO DE LA ENCIA ELÉCTRICA EN LA TURBINA HIDRÁULICA, A VAPOR Y A

GAS ANTE UN RECHAZO DE CARGA DE 350 MW

tiempo (seg)

potencia (MW) potencia (MW)

Figura N° 2.16

r de velocidad. Sistemas de Potencia II 22


CAPITULO 3

EL CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN

El control automático de generación identificado con las siglas CAG, es un software

instalado en tiempo real con un Sistema de Potencia, el cual tiene como objetivo principal

ajustar de forma automática la potencia de salida de las unidades generadoras previamente

seleccionadas, con la finalidad de mantener la frecuencia programada en el Sistema o el

intercambio neto programado entre áreas u otra variable a definir. A este objetivo se le

conoce como el Control de Area y Frecuencia.

El CAG tiene como segundo objetivo modificar la potencia entregada por las unidades

generadoras en su control, para satisfacer ciertos criterios económicos, por lo cual debe

operar conjuntamente con un programa de Despacho Económico.

El control de carga y frecuencia es una expresión utilizada desde los comienzos del arte de

control de generación, para identificar genéricamente el control suplementario sobre las

unidades de generación en forma automática, en respuesta a un término conocido como el

error de control de área ( ECA ). El ECA es una combinación de las desviaciones de

frecuencia, flujo de interconexión, potencia generada o cualquiera otra variable que se

defina para el control y constituye una cantidad de potencia activa representativa del exceso

o deficiencia de generación dentro de una área de control. Un sistema interconectado está

dividido por lo general en varias áreas de control (ver figura N° 3.1 ), entre las cuales

existen acuerdos de intercambio de energía y en cuyas fronteras se supervisa y controla el

intercambio neto con las áreas vecinas. Para esto, cada área debe disponer de mecanismos

que le permitan absorber sus propios cambios de cargas, a la vez que se mantiene la

frecuencia del Sistema en su valor programado y se hace una distribución económica de la

generación total de cada área entre sus diferentes fuentes de generación.

El control automático de generación. Sistemas de potencia II

1


Figura N° 3.1

AREA DE CONTROL 1 AREA DE CONTROL 2

AREA DE CONTROL 3

El control automático de generación es una combinación de los objetivos control de carga-

frecuencia y despacho económico. La forma de combinar dichos objetivos depende del

diseño e implementación de cada CAG en particular. En algunos casos, el error de control

de área es comparado con la generación total del área y la cantidad resultante es la

generación requerida total, la cual es distribuida por la función despacho económico entre

las unidades en control, de acuerdo a los criterios económicos establecidos en esta función.

En otros diseños se utiliza la función despacho económico para suministrar los puntos

bases y los factores de participación de las unidades, cantidades estas que intervienen

conjuntamente con los componentes de regulación en el cálculo de la potencia requerida de El control automático de generación. Sistemas de potencia II

2


cada unidad. La utilización de uno u otro diseño depende de la conveniencia de cada

Sistema.

3.1 DEFINICIÓN DEL ERROR DE CONTROL DE ÁREA

De acuerdo a lo definido anteriormente, el error de control de área es un valor de potencia

activa que permite cuantificar la generación necesaria para corregir las desviaciones de

frecuencia, intercambio programado, potencia generada programada, etc, puede calcularse

de cuatro formas diferentes atendiendo al modo de operación del CAG. Estos modos son:

• Frecuencia constante.

• Intercambio constante.

• Potencia generada constante.

• Frecuencia e intercambio constante.

En el modo de frecuencia constante el ECA viene dado por:

ECA= β ( FA - FP ) donde:

β: factor de polarización en MW/0.1Hz.

FA: frecuencia actual.

FP: frecuencia programada.

La diferencia entre la frecuencia actual con respecto a un valor programado, multiplicado

por un factor β que permite convertir esta diferencia en Hertz en un valor en vatios,

constituye el ECA. El factor de polarización debe determinarse con mucho cuidado y

constituye uno de los elementos a sintonizar cuando el CAG es puesto en servicio.

En el modo de intercambio constante el ECA viene dado por:

ECA= IA - IP donde:

IA: intercambio neto en los puntos de intercambio.

IP: intercambio programado en los puntos de intercambio. El control automático de generación. Sistemas de potencia II

3


En el modo potencia generada constante el ECA viene dado por:

ECA= PgA- PgP donde:

PgA: potencia generada actual.

PgP: potencia generada programada.

Este modo típicamente se utiliza como una función esclava de una función maestra ubicada

en un Despacho Central, donde se cuenta con un CAG operando en frecuencia y/o

intercambio constante, y en la cual se determina en bloque la generación de una

determinada Planta, como si ésta representara una sola máquina en el Sistema. El CAG de

esa Planta operando en esa función esclava, toma esa generación total de la Planta como su

consigna de potencia generada programada, para así distribuir entre todas las máquinas de

esa Planta ese valor total de generación.

En el modo de frecuencia e intercambio neto constante el ECA viene dado por:

ECA= β ( FA - FP ) + ( IA - IP )

En un sistema conformado por varias áreas de control como el mostrado en la figura Nº 3.1,

este modo sólo puede utilizarse si cada una de las áreas cuenta con generación propia y

cada área tiene un CAG. Esto se debe a que este modo de control esta concebido para que

cada área pueda corregir sus propios desbalances generación-carga sin afectar la otra área.

Por ejemplo, supóngase que las áreas A y B de la figura N° 3.2 están interconectadas y

cada área cuenta con un CAG operando en el modo frecuencia e intercambio constante. En

un determinado instante se produce un rechazo de carga en el Sistema B, originando que la

frecuencia se incremente, ante esta situación la deficiencia de generación en esa área debe

ser corregida por las unidades de esa misma área como se indica a continuación:


4


gen =1500 MW gen =9500 MW

carga =4000 MW carga =7000 MW

SISTEMA A SISTEMA B Figura N° 3.2 En los primeros instantes al producirse el rechazo de carga, la respuesta inicial de los

generadores es reducir su potencia eléctrica generada en vista que la demanda del sistema B

se redujo repentinamente, esta reducción de potencia eléctrica se produce en todas las

unidades de los Sistema A y B de forma proporcional a su respuesta inercial. Por su parte,

la potencia mecánica en estos primeros momentos permanece constante, por lo que se crea

una potencia acelerante incrementando la velocidad de los generadores y por ende la

frecuencia. El intercambio entre áreas se reduce fluyendo menos potencia del Sistema A

hacia el Sistema B como consecuencia de las variaciones de carga y generación.

Ante este evento la respuesta inicial lo ejerce el gobernador (control primario) al detectar la

variación de velocidad en los generadores, ordenando un decremento en la potencia

mecánica para reducir el desbalance generación-carga y así comenzar a reducir la

velocidad. En segunda instancia se tiene la respuesta combinada del control primario y del

control secundario, de la siguiente manera:

− En el Sistema A producto del incremento de la frecuencia, FA>FP, la consigna de

potencia ordenada por el CAG es de bajar generación en esa área; mientras en lo que


5


respecta al intercambio, al ser el flujo que va del Sistema A al Sistema B menor al valor

programado, IA < IP , la consigna de potencia ordenada por el CAG es subir la

generación del Sistema A. La respuesta conjugada de estas dos señales será cero, es

decir, la consigna de bajar potencia debe ser igual a la consigna de subir potencia,

cumpliéndose que β (FA – FP) = IA -IP. Por lo tanto, el CAG del Sistema A no

ordenará ninguna señal de corrección, dado que el desbalance generación-carga no se

produjo en esa área. La respuesta de la gobernación será únicamente la ordenada por el

gobernador producto del incremento de la velocidad.

− En el Sistema B igualmente se presentaría el mismo incremento de la frecuencia, por lo

que la frecuencia actual es mayor que la frecuencia programada, FA > FP; en el

intercambio se tendría producto de este rechazo de carga una menor demanda del

Sistema B, que conjugado a la respuesta inicial de los generadores de reducir potencia

eléctrica, originaría que el intercambio del Sistema A hacia el Sistema B sea menor al

programado, IA < IP.

En el primer caso con FA > FP, la consigna de potencia en el Sistema B es de bajar

generación en esa área, mientras que en el segundo caso con IA < IP la consigna de

potencia es igualmente bajar la generación del Sistema B. De acuerdo a este

planteamiento la respuesta conjugada de frecuencia e intercambio sería de disminuir la

generación del Sistema B. Por lo tanto, la respuesta del CAG sería ordenar una

reducción de la potencia mecánica que sumado a la respuesta ejercida por el control

primario de esa área de reducir potencia, debería producir el descenso de la frecuencia y

el incremento del intercambio al valor programado.

Obsérvese en este caso donde el CAG opera en el modo frecuencia e intercambio constante,

solo en la área donde se produjo el desbalance generación-carga el CAG dará ordenes de

subir o bajar potencia, aunque en las dos áreas habrá una respuesta del control primario.


6

La frecuencia y el intercambio finalmente se normalizan cuando el CAG del Sistema B

logre bajar la potencia mecánica lo suficiente para eliminar el desbalance generación-carga


y establecer la frecuencia y el intercambio en el valor programado. Es conveniente denotar

que en el Sistema A al no existir consigna de corrección del CAG, la reducción de potencia

ordenada por el control primario será revertida, retornado las unidades a su valor inicial y

absorbiendo todos los cambios el Sistema B. Esto efecto se logra al corregirse la

desviación de frecuencia por la acción de control del CAG del Sistema B, provocando

como consecuencia de la consigna de intercambio constante, que la frecuencia se reduzca

aún más descendiendo por debajo del valor programado, para así poder forzar a las

unidades del Sistema A que suban generación para incrementar el intercambio y retornarlo

a su valor programado, a la vez que incrementan la frecuencia nuevamente a su valor

programado.

En Venezuela la empresa EDELCA cuenta con un CAG que trabaja bajo el modo de

frecuencia constante, por lo cual es la empresa encargada de mantener la calidad de la

frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional.

3.2 INTER-RELACIÓN C.A.G. UNIDADES GENERADORAS

El Control Automático de Generación se encarga de calcular el error de control de área y

distribuir este error periódicamente entre las unidades generadoras en control para

mantener su consigna, para cumplir esta función el CAG necesita de una serie de elementos

que le permiten mantener una comunicación permanente con las diferentes unidades

generadoras, este proceso se ilustra en la figura N° 3.3. Este se inicia cuando la información

de frecuencia, potencia generada, potencia de intercambio, etc, es recogida de los diferentes

equipos de medición por las remotas instaladas en las distintas subestaciones y plantas

generadoras. Estas remotas mantienen la información almacenada hasta que es requerida

por una remota maestra, la cual se encarga de solicitar la información cada cierto intervalo

de tiempo ( en el orden de los segundos ). Una vez solicitada la información, esta es

enviada a través de los diferentes equipos de comunicación a la remota maestra ubicada en

un Despacho de Carga Central, la cual a su vez transfiere los datos al computador en donde

se encuentran instalados los diferentes programas que conforman el CAG.


7


El CAG calcula el error de control de área siguiendo sus consignas de control, las cuales

pudieran ser variadas por el operador, iniciando el proceso inverso ilustrado en la

figura Nº 3.4. En este proceso la orden de bajar o subir potencia activa es transferida a la

remota maestra, la cual se encarga de enviarla a través del canal de comunicación a las

remotas de las unidades generadoras, estas remotas envían la orden al controlador de la

unidad, siendo estas últimas las encargadas de indicarle al gobernador la orden de subir o

bajar potencia.


8


PUNTOS DE

INTERCAMBIO

P

COMPUTADOR CAG

P

f

comunicación

canal de

TRANSMISOR RECEPTOR

TRANSMISOR RECEPTOR

REMOTA MAESTRA

REMOTA

REMOTA

REMOTA

REMOTA

P

P

f

f

OPERADOR

INTER-RELACION ENTRE LAS UNIDADES GENERADORAS Y EL CAG

Figura N° 3.3


9


OPERADOR

GOBERNADOR CONTROLADOR UNIDAD

OPERADOR

GOBERNADOR CONTROLADOR UNIDAD

OPERADOR

PUNTOS DE INTERCAMBIO

P

COMPUTADOR CAG

P

f

comunicación

canal de

TRANSMISOR RECEPTOR

TRANSMISOR RECEPTOR

REMOTA MAESTRA

REMOTA

REMOTA

REMOTA

P

f

INTER-RELACION ENTRE EL CAG Y LAS UNIDADES

GENERADORAS Figura N° 3.4


10


3.3 MODOS DE CONTROL DE LAS UNIDADES GENERADORAS

Las unidades generadoras pueden estar operando con respecto al CAG bajo diferentes

modos de control, los modos más utilizados son:

1. FUERA: La unidad no esta sincronizada al Sistema de Potencia y por lo tanto no esta

bajo el control del CAG. Este modo por lo general es automáticamente seleccionado por

el CAG, cuando sale fuera de servicio la unidad.

2. DISPONIBLE: Al igual que en el modo anterior, la unidad se encuentra fuera de

servicio, con la diferencia que la unidad esta en condiciones adecuadas para entrar en

servicio. La potencia capaz de generar esta máquina es considerada en el cálculo de la

reserva de arranque rápido.

3. MANUAL: La unidad esta sincronizada pero no esta bajo el control del CAG, la

potencia de salida es controlada manualmente por el operador de la planta.

4. BASE: La unidad esta sincronizada y bajo el control del CAG, la potencia de salida de

la unidad es mantenida por el CAG en un valor constante llamado punto base, el cual es

seleccionado por el operador. En este modo la unidad no contribuye a reducir el error de

control de área.

5. AUTOMÁTICO: La unidad esta sincronizada y bajo el control del CAG, contribuyendo

a corregir el error de control de área. En el cálculo de la potencia requerida por la

unidad, intervienen el punto base y el factor de participación suministrado por la función

Despacho Económico.

6. BASE-REGULANDO: La unidad esta sincronizada y bajo el control del CAG, la

potencia de salida de la unidad es mantenida por el CAG en un valor constante llamado

punto base, siempre y cuando la desviación del ECA no exceda un valor prefijado. De


11


ser excedido este valor, la unidad contribuirá a corregir el ECA, no manteniendo la

potencia base. En esta condición se comportará de manera similar como si estuviera en

el modo automático. Una vez que el ECA se reduce por debajo del valor prefijado, la

unidad retornará a su potencia base y se mantendrá en ese valor mientras el ECA no

exceda su valor prefijado. El punto base es seleccionado por el operador.

3.4 CALCULO DE LA POTENCIA REQUERIDA POR LA UNIDAD

Este cálculo es efectuado por el CAG atendiendo al modo en que se encuentre la unidad.

De los modos explicados anteriormente solamente en el modo automático o en el modo

base-regulando (sólo cuando el ECA excede el valor prefijado) este cálculo se efectuaría,

dado que en los otros modos la potencia de la unidad se mantiene en un valor constante por

el control ejercido por el CAG o por el operador. A continuación se presenta un ejemplo de

un tipo de cálculo de la potencia, el cual pudiera variar atendiendo al diseño de cada CAG.

El cálculo de la potencia se basa en el punto económico y en el factor de participación. El

punto económico representa la potencia óptima de la máquina determinada por el programa

de Despacho Económico, el factor de participación indica el porcentaje de potencia a

corregir de la diferencia entre la sumatoria de las potencias actuales generadas por las

máquinas y los puntos económicos de cada unidad, es decir la potencia eléctrica de la

unidad i atendiendo al criterio económico será:

NN

i=1i=1

punto económico de la máquina i

punto económico de la máquina i

potencia actual de la máquina i

= + factor de

participación de la máquina i

X

potencia económica de la máquina i

Este valor de potencia económico, es utilizado para calcular la potencia de la máquina i

considerando la corrección del error de control de área.


12


Factor de regulación de la máquina i

potencia económica máquina i

error de control de área

= + X

potencia de la máquina i

Este valor de potencia antes de ser enviado generalmente es codificado en un dígito que

pudiera variar, por ejemplo, del 1 al 10, para cada dígito se corresponde un determinado

valor de potencia. La información es enviada desde la remota maestra hacia la remota de

cada unidad generadora, en donde el controlador de la unidad ( ver figura N° 3.4 ) se

encarga de convertir el dígito en un pulso, el cual es inyectado al gobernador de la unidad

originando en la máquina un decremento o incremento de la potencia. La amplitud y el

ancho del pulso inyectado variarán de acuerdo al dígito correspondiente y representará una

cantidad específica de potencia. Este pulso es equivalente al pulso que inyecta el operador

de la planta cuando acciona la manilla de bajar o subir potencia. En las pruebas de puesta

en servicio del CAG, debe efectuarse una correcta sincronización entre la cantidad de

potencia a corregir, el dígito que esta representa y el pulso asociado para realizar la

corrección.

3.5 FACTORES QUE INHIBEN EL CAG

Existen varios factores que pudieran originar la puesta fuera de servicio del CAG, algunos

de estos son:

• Si por alguna razón la medición de frecuencia del Sistema se pierde operando el CAG en

el modo de frecuencia constante se originaría una inhibición del CAG, dado que no

posee información de la variable que desea controlar. De ahí la importancia de contar

con varias fuentes de medición de las variables de control. Lo mismo sucedería si se

pierde la información de los flujos de intercambio operando el CAG en el modo de

intercambio neto constante. El control automático de generación. Sistemas de potencia II

13


• Si se poseen varias fuentes de medición de una variable de control y las mismas arrojan

mediciones diferentes éste se inhibiría debido a que no podría determinar cual de las

mediciones es la correcta. Por ejemplo, si operando en el modo de frecuencia constante

se cuenta con dos mediciones de frecuencia y una mide 59.8 Hertz y la otra 60.2 Hertz el

CAG se inhibirá, dado que al no poder distinguir cual es el valor correcto no podría

determinar si la corrección es para bajar o subir potencia.

• Si la medición de frecuencia presenta una desviación mayor a un cierto valor

programado el CAG se inhibirá. Por ejemplo, supóngase que se selecciona como

frecuencia programada el valor de 60 Hertz y el valor de 0.4 Hertz como la máxima

diferencia permisible entre el valor actual y el valor programado de frecuencia. Si en

estas condiciones ocurre un evento en el Sistema que origine que la frecuencia

disminuya a 59.2 Hertz, se obtendría una desviación de frecuencia de 0.8 Hertz mayor a

0.4 Hertz que inhibiría el CAG. Esto se debe a que en su concepción el CAG tiene como

función actuar sobre el gobernador para corregir en forma fina el error de frecuencia

llevándola a 60 Hertz y garantizar la calidad de la misma. La corrección gruesa de la

frecuencia lo debe realizar el gobernador en forma autónoma al detectar una desviación

de velocidad. Esto quiere decir que mientras la frecuencia se mantenga desviada con

respecto a 60 Hertz un valor mayor a 0.4 Hertz, el CAG no competirá contra la señal de

corrección de velocidad ordenada por el gobernador para corregir frecuencia. Por otra

parte, si la frecuencia se mantiene desviada en forma permanente un valor grande con

respecto a 60 Hertz, implica que el gobernador no tiene capacidad para corregir este

error, ya sea por no existir capacidad de regulación o por presentar éste un defecto, por

lo tanto no tiene sentido bajo estas circunstancias que el CAG ordene sobre el

gobernador esta corrección debido a que la misma no será efectuada.


14

• De no contarse con capacidad de regulación para subir o bajar potencia el CAG se

inhibirá. La capacidad de regulación es la sumatoria de la potencia disponible en las

unidades generadoras en control automático para subir o bajar potencia. Por ejemplo, si

todas las unidades están operando en su máximo valor de potencia no habrá capacidad


de regulación para subir potencia, por lo tanto ante una disminución de la frecuencia que

origine un error de control de área para subir potencia esta no se corregirá e inhibirá el

CAG. En este caso la corrección no se efectuará hasta que se sincronicen nuevas

unidades

3.6 ASIGNACIÓN DE LA UNIDAD EN LA CORRECCIÓN DEL ERROR DE

CONTROL DE ÁREA

Una vez determinado un valor del error de control de área diferente de cero, se procede a su

corrección modificando la potencia de las unidades generadoras que se encuentran en el

modo automático, sin embargo esta corrección no siempre se realiza variando la potencia

de todas estas unidades, pudieran aplicarse ciertos criterios de selección atendiendo a la

magnitud del ECA, los cuales son:

1. Si el ECA esta acotado entre cero y un valor P1 de potencia (0 < ECA < P1), donde P1

es un valor muy pequeño (por ejemplo 5 MW), el CAG puede decidir no realizar

ninguna corrección y acumular este valor para añadírselo al valor del ECA a calcular en

el próximo intervalo de tiempo, esto se debe a que los diferentes elementos de control

asociados pudieran no tener la suficiente precisión como para corregir errores muy

pequeños, adicionalmente pudieran estar realizándose excesivas operaciones en el

gobernador.

2. Si el ECA es mayor que un valor P1 de potencia y menor a un valor P2 de potencia

( P1 < ECA < P2 ), la corrección de este error se efectuaría con sólo una de las unidades

que se encuentren en el modo de control automático. En este caso, si la corrección del

ECA se efectuara con más de una unidad generadora, el valor de potencia a corregir en

cada unidad sería tan pequeño, que se ubicaría dentro de la categoría considerada en el

punto anterior. Adicionalmente esta potencia sería corregida de la forma más eficiente

con una unidad generadora.


15


3. Si el ECA es mayor a P2 ( P2 < ECA ), este error sería corregido por todas las

unidades generadoras que se encuentran en el modo de control automático, el valor de

potencia a corregir por cada unidad se calcularía de la forma como se explicó

anteriormente.


16


CAPITULO 4

TURBINAS A VAPOR

4.1 ASPECTOS GENERALES SOBRE EL PROCESO SIMPLE DE CONVERSION

DE AGUA A VAPOR

El proceso de conversión del agua a vapor exige un gran componente energético para la

transformación. Para entender este proceso a continuación se detalla un caso simple de

conversión. Imagínese un cilindro conteniendo agua a temperatura ambiente en el cual en

un extremo del cilindro se esta aplicando una fuerza constante a través de un pistón (ver

figura Nº 4.1 ). A este cilindro se procede aplicar calor al agua a través del calentamiento

del cilindro originado por la llama de un mechero, esto ocasiona que la temperatura del

agua empiece a subir hasta llegar a la temperatura de ebullición, en ese punto la

temperatura se mantiene constante y esta no aumentará hasta que toda el agua se halla

convertido en vapor. Mientras esto ocurre hay un incremento en el volumen puesto que el

vapor ocupa un espacio mucho mayor que el agua.

peso pistón cilindro agua y vapor figura Nº 4.1 mechero Durante el tiempo que se mantenga en el recipiente el agua y el vapor, el vapor es húmedo

y es llamado vapor saturado. Al producirse el proceso de conversión de toda el agua en

Turbina a vapor. Sistemas de Potencia II 1


vapor la temperatura comenzará aumentar nuevamente. El vapor ahora seco se le denomina

vapor supercalentado. De continuar aplicando calor al recipiente el volumen del vapor

seguirá aumentando moviendo el pistón hacia arriba manteniendo constante la presión en el

recipiente. Si por el contrario se varía la fuerza aplicada por el pistón de modo de evitar su

movimiento, el volumen dentro del recipiente no aumentará pero si se producirá un

incremento de la presión.

La fuerza ejercida por este vapor a altas presiones puede utilizarse para mover una turbina

y así producir energía eléctrica.

4.2 CICLO DE LA ENERGIA

La energía sufre varias transformaciones durante el proceso de producción de energía

eléctrica en una turbina a vapor. El proceso se inicia al momento de transformar la energía

química contenida en una fuente de combustible en energía calórica, esto se logra al

quemar éste en el hogar de una caldera como se ilustra en la figura N° 4.2.

Esta energía calórica se convierte en energía térmica al convertir en vapor el agua

contenida en esa caldera. El vapor es impactado contra una turbina donde esta energía

térmica se transforma en energía mecánica al hacer girar la turbina. Este movimiento es

transmitido a través de un eje hacia el generador donde la energía mecánica se transforma

en energía eléctrica.



PROCESO DE CONVERSIÓN DE LA ENERGÍA

condensador

turbina generador caldera

energía eléctrica

energía mecánica

energía térmica

energía química

energía calórica

Figura N° 4.2

La energía térmica es también llamada la entalpía del vapor, la cual se mide en unidades

térmicas inglesas o BTU (British Thermal Units). Un BTU es la cantidad de calor que se

necesita para elevar una libra de agua a un grado Fahrenheit.

4.3 PROPIEDADES DEL VAPOR

Para entender bien lo que ocurre en un sistema caldera-turbina a vapor es importante

conocer las propiedades del vapor. El vapor es agua en forma de gas por lo cual presenta

ciertas propiedades de presión, volumen y temperatura.



La presión se define como la fuerza ejercida sobre una unidad de área expresada en libra

por pulgada cuadrada. En la figura Nº 4.3 se ilustra un pistón dentro de un cilindro al cual

se le esta aplicando una fuerza.

peso pistón gas figura Nº 4.3 Supóngase que se aplique un peso de 100 libras sobre un recipiente de 10 pulgadas

cuadradas de área, esto originaría una presión en el gas de 10 libras por pulgada cuadrada o

10 psi. Si se aplica ahora un peso de 200 libras sobre el cilindro la presión aumentará a 20

psi mientras el volumen decrecerá. Por otra parte, al incrementarse la temperatura del gas la

presión no variará puesto que no se ha cambiado la magnitud de la fuerza aplicada en el

peso pero si se producirá un incremento del volumen. Para que se produzca un aumento de

la presión debe variarse la fuerza aplicada para mantener el volumen constante.

A nivel de mar el peso del aire aplica una presión de 14.7 psi la cual es llamada presión

atmosférica. A medida que asciende sobre el nivel del mar disminuye la fuerza aplicada por

el aire hasta llegar a un nivel donde no hay presión, obteniéndose una condición de vacío.

El volumen se puede describir como la cantidad de espacio que ocupa una sustancia,

mientras que la temperatura es la medida de la actividad molecular, es decir, la energía

interna de una sustancia. A mayor actividad y energía térmica mas alta es la temperatura. El

calor es la energía que fluye de un elemento caliente a un elemento frío.



En el ejemplo del cilindro con el pistón, se retira el peso y se deja el pistón abierto

sometido a presión atmosférica ( 14.7 psi ). Esto significa que la presión ejercida por el

pistón permanecerá constante; ahora se aplica calor al agua contenida dentro del cilindro

originando un incremento en la temperatura del agua a medida que absorba energía calórica

hasta que alcance los 100 °C. En ese momento el agua comenzara a hervir y producir

vapor. La temperatura del agua dentro del recipiente no aumentará hasta que toda el agua se

haya convertida en vapor. Mientras esto ocurre hay un incremento del volumen puesto que

el vapor ocupa un espacio mayor que el agua.

4.4 PROCESO DE PRODUCCION DE ENERGIA EN LA TURBINA A VAPOR

La producción de energía en la turbina a vapor esta asociado a los procesos que se realizan

en la caldera ( ver figura N° 4.4 ), por esto a continuación se describe el proceso de

producción de vapor en la caldera.

El proceso se inicia en el hogar de la caldera, este consiste en un ambiente cerrado donde se

realiza el proceso de combustión interna generándose energía calórica a partir de una fuente

de energía química. Esta fuente de energía puede ser: gas, gasoil, fuel-oil, carbón,

orimulsión u otro compuesto inflamable, en Venezuela se usan como fuente de energía los

tres primeros enumerados.

El hogar de la caldera es un ambiente cerrado en cuyas paredes están adheridos serpentines

de tubos por donde circula el agua, a medida que ésta va ascendiendo por los serpentines se

va convirtiendo en vapor, producto de la energía calórica que le transmite la llama ubicada

en el centro de este ambiente en su proceso de combustión. En la parte superior el agua se

ha convertido en vapor a alta presión, en este punto se encuentra ubicado un tambor

llamado el domo de la caldera que permite controlar la mezcla vapor-agua de forma tal de

garantizar vapor seco en las próximas etapas.



quema- dores

SOBRE CALEN TADOR

Figura N° 4.4

ventilador de tiro forzado

ventilador de tiro inducido

agua de mar

CONDENSADOR

RECALENTADOR

ECONOMIZADOR

SISTEMA CALDERA TURBINA A VAPOR

chimenea

bomba

LP HP MPexcitatriz

generador



Este vapor seguirá ascendiendo a través de una serie de tuberías hacia la parte superior de

la caldera, en donde se producen una serie de transformaciones que tienen como finalidad

extraer al máximo la energía calórica contenida en los vapores de la combustión.

El primer proceso que se presenta es el sobrecalentado del vapor. Este se realiza cuando el

vapor calentado en el hogar de la caldera pasa a una serie de radiadores en la parte superior

de la caldera, donde el vapor extrae parte de la energía calórica contenida en los vapores de

la combustión y se convierte en un vapor seco a alta presión. En este punto el vapor es

llamado vapor sobrecalentado y es enviado desde la caldera hacia la caja de vapor donde se

distribuye hacia la turbina de alta presión.

En la turbina de alta presión el vapor convierte su energía calórica en energía química,

produciendo la rotación de la turbina así como también de todos los elementos acoplados al

eje de la turbina, entre los que se encuentra el generador. El vapor sale de la turbina de alta

presión habiendo perdido parte de su temperatura y presión siendo enviado nuevamente

hacia la caldera.

En la caldera entra en una etapa llamada recalentador, esta se encuentra ubicada por encima

de la etapa del sobrecalentado. En el recalentador el vapor es pasado a través de una serie

de radiadores donde el vapor extrae parte de la energía calórica que aún se conserva en los

vapores de la combustión. En este ambiente el vapor recupera parte de la temperatura

perdida en la turbina de alta presión aunque no logra restablecer su presión nominal,

pasando con menos presión hacia la caja de vapor donde se distribuye hacia la turbina de

media presión.

En la turbina de media presión el vapor nuevamente convierte su energía calórica en

energía mecánica, contribuyendo a ejercer la fuerza de rotación del eje que moverá el

generador. De esta turbina el vapor sale habiendo perdido presión y temperatura, siendo

enviado nuevamente hacia la caja de vapor, donde se distribuye hacia la turbina de baja

presión.



En la turbina de baja presión se busca extraer parte de la fuerza en forma de presión que

aun conserva el vapor, para convertirla en energía mecánica y contribuir al movimiento del

eje donde esta acoplado el generador. En esta turbina es donde existe la mayor probabilidad

de conseguir vapor húmedo, por lo tanto, los álabes de esta turbina son los más expuestos al

desgaste.

De la turbina de baja presión se dirige el vapor hacia el condensador donde se produce el

condensado del vapor. El proceso de conversión del vapor a su forma liquida requiere

perder una gran parte del trabajo realizado en la caldera para producir vapor, en este punto

es donde se producen las mayores pérdidas del proceso, sin embargo es necesario para

restablecer las condiciones de presión que requiere el vapor.

En el condensador se usan grandes cantidades de agua para enfriamiento, típicamente se

usa agua de mar, es por eso que la mayoría de las turbinas a vapor se encuentran ubicadas

en la costa. En el proceso de enfriamiento el vapor pasa a través de radiadores por donde

circula el agua de mar sin que en ningún momento se produzca la mezcla entre ambos.

El vapor convertido en agua se dirige nuevamente hacia la turbina donde en secciones

previas pasa por unas etapas de calentamiento donde se utilizan pequeñas fracciones del

vapor para mantener el agua caliente. Al agua hirviendo se le recupera su presión a través

de bombas quienes bombean esta agua hirviendo hacia la caldera, siendo el ingreso a la

caldera a través del economizador.

El economizador se encuentra en la parte superior de la caldera, ahí llegan los vapores de la

combustión antes de ser expulsados hacia la atmósfera a través de la chimenea, la idea es

extraer al máximo la energía calórica contenida en estos vapores de manera de calentar al

máximo el agua antes de entrar en el hogar de la caldera y garantizar así la máxima

eficiencia, en este punto el ciclo se repite.



En principio el proceso turbina-caldera a vapor es un ciclo cerrado sin pérdidas, por lo cual

no habría que agregar nuevas cantidades de agua para mantener el ciclo del vapor, sin

embargo en la práctica siempre se presentan fugas por lo que con cierta frecuencia se

agregan nuevas cantidades de agua a nivel del condensador para mantener el ciclo.

4.5 PARTES DE LA TURBINA

En la turbina es donde se produce la conversión de la energía térmica a energía mecánica,

al impactar el vapor a alta presión y temperatura sobre las aspas produciendo el

movimiento rotatorio que se transmitirá al generador acoplado al mismo eje de la turbina

para producir energía eléctrica.

Las aspas constituyen el elemento básico de la turbina, un grupo de aspas esta compuesta

por una hilera de aspas estacionarias y otra hilera de aspas rotatorias. Las primeras se

encargan de dirigir el vapor sobre las aspas rotativas garantizando que la dirección del flujo

de vapor sea el más indicado para obtener la máxima eficiencia en las aspas rotativas. Una

combinación de aspas estacionarias y aspas rotativas constituyen una etapa de la turbina.

Para capturar mas energía del vapor a medida que se expande la mayoría de las turbinas

tienen varias etapas (ver figura Nº 4.5 ) Esta disposición de etapas una después de otras

constituye el grupo de aspas de la turbina.

Cada grupo de aspas esta constituida por una serie de alabes. Un alabe típico presenta una

raíz o pie, una superficie aerodinámica y una espiga. El pie del alabe lo fija al rotor. Existen

dos tipos de alabes: en forma de T y en forma de muescas (ver figura Nº 4.6 ).

Generalmente, los pies en forma de T se utilizan para los alabes de las turbinas de alta

presión, mientras que los alabes con muescas se emplean en la turbina de media y baja

presión.

Las superficies aerodinámica del alabe es la parte expuesta al flujo de vapor. La espiga se

utiliza para fijar refuerzos a los alabes, uniendo las puntas de estas a través de segmentos



ETAPAS DE LA TURBINA A VAPOR

aspas estacionarias aspas rotativas

turbina de baja presión

turbina de media presión

turbina de alta presión

etapas

Figura N° 4.5



TIPOS DE ALABES

pie del álabe

superficie aerodinámica

espiga

pie en forma de T usado en la turbina de alta presión

pie en forma de muescas usado en la turbina de media presión

Figura N° 4.6



(ver figura Nº 4.7 ) lo que le proporciona una mayor resistencia mecánica que contribuye a

controlar las fugas de vapor en la turbina.

El flujo de vapor a través de las turbinas puede fluir a través del grupo de aspas en

dirección lineal u opuesta. En la figura Nº 4.8 se muestra un ejemplo de un flujo lineal,

nótese que el flujo lleva la misma dirección tanto en la turbina de alta presión como de baja

presión, en este caso no se ha considerado la turbina de media presión por simplicidad;

mientras que en la figura Nº 4.9 se muestra un ejemplo de flujo opuesto en la turbina de

alta y baja presión, la ventaja de este arreglo es que permite equilibrar con mayor facilidad

los esfuerzos mecánicos en la turbina.

DIRECCIÓN DEL FLUJO LINEAL

DIRECCIÓN DEL FLUJO OPUESTO

caldera caldera

Figura N° 4.8 Figura N° 4.9



UNION DE LOS ALABES EN LA TURBINA A VAPOR

superficie aerodinámica

espiga

segmentos

Figura N° 4.7



La velocidad de giro de la turbina típicamente es 1800 r.p.m. o 3600 r.p.m., en el primer

caso se utilizan cuatro polos mientras que en el segundo caso dos polos.

En la figura Nº 4.10 se muestra la disposición de la turbina de alta, media y baja presión

acoplados a un mismo eje, así como también su disposición dentro de su carcaza.

4.6 CONTROL DEL FLUJO DE VAPOR

El control del flujo de vapor que se dirige hacia las diferentes turbinas se controla en la caja

de vapor. En la figura Nº 4.11 se muestra la caja de vapor con sus diferentes componentes.

A continuación se explican los componentes de la caja de vapor en función del control del

flujo de vapor hacia cada una de las turbinas.

CONTROL DEL FLUJO DE VAPOR HACIA LA TURBINA DE ALTA PRESION

Esta flujo se controla a través de la válvula de estrangulamiento y las válvulas reguladoras.

En la figura Nº 4.12 se muestra un diagrama esquemático de estas válvulas.

vapor principal de la caldera

válvula estranguladora

válvulas reguladoras

turbina de alta presión

Figura N° 4.12 El vapor principal pasa a través de la válvula estranguladora la cual regula el flujo de vapor

hacia las válvulas reguladoras quienes se encargan de controlar el paso del flujo hacia la

turbina de alta presión.



DISPOSICIÓN FÍSICA DE LA TURBINA DE ALTA, MEDIA Y BAJA PRESIÓN DENTRO DE SU CARCAZA

Figura N° 4.10

baja presión

media presión

alta presión acoplamientos



CAJA DE VAPOR

Figura N° 4.11

vapor recalentado de la caldera

válvulas de parada

válvula estranguladora

vapor principal

válvulas interceptoras

válvulas reguladoras

hacia la caldera para el recalentado



La válvula de estrangulamiento es controlada por el gobernador al igual que las válvulas

reguladoras y esta constituida por una válvula principal y una válvula piloto.

Cuando la unidad esta parada (sin girar) el proceso de apertura de la válvula de

estrangulamiento se inicia al comenzar abrir la válvula piloto, la cual deja pasar pequeñas

cantidades de vapor hacia las válvulas reguladoras (ver figura Nº 4.13 ), regulando de esta

manera los cambios bruscos de presión e iniciar el giro de la máquina en forma lenta y

progresiva. Una vez que la válvula piloto abre comienza la apertura de la válvula principal

con lo cual fluye mayor cantidad de vapor hacia las válvulas reguladoras (ver figura Nº

4.14). Al abrir completamente la válvula principal se corta el flujo de vapor por la válvula

piloto, con lo cual el flujo por la válvula estranguladora se direcciona únicamente por la

válvula principal. En este momento la máquina alcanza su velocidad nominal y empieza su

proceso de toma de carga al sincronizarla al Sistema. El control del flujo de vapor hacia la

turbina de alta presión lo realizan las válvulas reguladoras, las cuales se abren o cierran de

acuerdo a las consignas de control del gobernador.

Las válvulas reguladoras son válvulas sencillas de obturador (ver figura Nº 4.15) que

controlan el vapor hacia la turbina de alta presión, abriéndose o cerrándose de acuerdo a las

consignas de control del gobernador, el cual tiene como función mantener constante la

velocidad de la máquina.

Existen varios arreglos de válvulas los más comunes son: una válvula de estrangulamiento

y cuatro válvulas reguladoras o dos válvulas de estrangulamiento con cuatro válvulas

reguladoras por cada válvula de estrangulamiento.

Las válvulas reguladoras tienen dos modos de operación único o secuencial. En el modo

único todas las válvulas abren o cierran simultáneamente, en el modo secuencial primero

abre un grupo de válvulas y a media que la máquina toma carga van abriendo los otros

grupos de válvulas hasta abrir todos los grupos cuando la máquina esta a carga nominal. La



INICIO DE APERTURA DE LA VÁLVULA DE ESTRANGULAMIENTO

flujo de vapor

flujo de vapor

VÁLVULA DE ESTRANGULAMIENTO TOTALMENTE ABIERTA

Figura N° 4.14a

VÁLVULA DE ESTRANGULAMIENTO SEMI-ABIERTA

válvula piloto abierta válvula principal semi-abierta

flujo de vapor

flujo de vapor

Figura N° 4.13

válvula piloto abierta válvula principal cerrada

válvula principal

válvula piloto

flujo de vapor

flujo de vapor

válvula piloto abierta válvula principal abierta

Figura N° 4.14b



VÁLVULA REGULADORA

base en la caja de vapor

obturador

guia

resorte auxiliares

base del resorte

resorte

Figura N° 4.15



ventaja de este último arreglo es que permite una mayor eficiencia en el control del vapor

cuando la máquina esta a carga parcial.

En caso de dispararse la máquina la válvula de estrangulamiento se cierra bruscamente

cortando el flujo de vapor hacia la turbina. Las válvulas reguladoras también se cierran

pero a una velocidad de cierre menor, siendo la válvula estranguladora la responsable de

garantizar que se corte el flujo de vapor rápidamente para evitar desarrollar una

sobrevelocidad en la unidad.

CONTROL DEL FLUJO DE VAPOR HACIA LA TURBINA DE MEDIA PRESION

Este flujo se controla a través de la válvula de parada y las válvulas interceptoras de manera

similar como se realiza en el control del vapor a la turbina de alta presión. En la figura Nº

4.16 se muestra un diagrama esquemático de estas válvulas

vapor recalentado

válvula de parada

válvulas interceptoras

turbina de media

Figura N° 4.16 La válvula de parada (ver figura N° 4.17 ) esta abierta completamente cuando la máquina

esta en carga, permitiendo el paso del vapor hacia las válvulas interceptoras y al igual que

la válvula estranguladora se cierra bruscamente en caso de un disparo de la unidad.

Las válvulas interceptoras son de obturador simple que se abren de manara hidráulica y se

cierran por la acción de resortes ( ver figura N° 4.18 ), las mismas regulan el paso del vapor

hacia la turbina de media presión de acuerdo a la consigna de control del gobernador.



VÁLVULA DE PARADA

VÁLVULA INTERCEPTORA

Figura N° 4.18

obturador acoplado en la caja de vapor

casquete

acoplamiento

caja de resortes resorte

accionador

flujo de vapor

Figura N° 4.17



CONTROL DEL FLUJO DE VAPOR HACIA LA TURBINA DE BAJA PRESION

El flujo que se dirige hacia la turbina de baja presión no presenta ninguna válvula que

limite su paso, su regulación se basa en el control en cascada que representan las válvulas

que controlan el flujo de vapor hacia las turbinas de alta y media presión.

4.7 SISTEMAS AUXILIARES

La turbina a vapor para su operación requiere de una serie de equipos auxiliares que

garantizan la adecuada operación del turbo-generador, los principales son:

− El sistema de refrigeración del generador en hidrogeno gaseoso.

− El sistema de sello del generador.

− El sistema de vapor

− El sistema de lubricación de los cojinetes.

− Los sistemas de control.

El sistema de refrigeración del generador permite proveer hidrógeno gaseoso a través del

generador con el fin de eliminar el exceso de calor proveniente de la producción de energía

eléctrica y del calor transferido por el eje de la turbina hacia el generador.

El sistema de sello del generador minimizan la posibilidad de escapes de hidrógeno.

El sistema de vapor de la turbina controla los escapes del vapor y aire en aquellas áreas

donde los rotores de la turbina penetran la carcaza.

El sistema de lubricación con aceite lubrica los cojinetes y minimiza la fricción y el

desgaste.



El sistema de control mantiene el adecuado flujo de vapor hacia la turbina mediante el

gobernador y las válvulas controladoras ubicadas en la caja de vapor, como se explicó

anteriormente.

El giro lento permite acoplar el eje del generador y las turbinas a un motor que gira este eje

a una velocidad muy lenta. En la condición de reposo el eje tiende a perder su centricidad,

por lo cual antes de realizar el arranque de la máquina se pone a girar el eje a través del giro

lento, para que este recobre su centricidad. Igualmente, al momento de parar la unidad, una

vez cortado el flujo de vapor hacia las turbinas, se conecta el eje al giro lento, de modo que

este eje se enfríe girando lentamente para evitar que este pierda su centricidad.

MODO DE OPERACION DE LA TURBINA A VAPOR

Por el proceso que involucra el arranque y parada de un generador con turbina a vapor,

estas máquinas se mantienen siempre sincronizadas, por lo cual éstas no se paran para

regular frecuencia en horas de baja carga.

La curva de comportamiento de carga de un Sistema Eléctrico indica que hay horas del día

donde la carga disminuye a ciertos valores que implica desconectar algunas unidades

generadoras para regular frecuencia, para luego sincronizarlas en horas de alta carga.

La turbina a vapor no puede ser sometida a este proceso de arranque y parada a lo largo del

día, debido a que si se parase una de estas unidades en baja carga, tendría que mantenerse

las condiciones de presión y temperatura dentro de la caldera para garantizar el arranque de

la máquina en la hora de alta carga, esto implica que durante ese lapso de tiempo debe

quemarse una gran cantidad de combustible en la caldera para mantener las condiciones

presentes en ésta, ocasionando un excesivo costo en la producción de energía eléctrica que

haría antieconómico el proceso. De cortarse el suministro de combustible a la caldera

cuando el generador no este sincronizado, se reducirían los valores de presión y

temperatura en la misma, necesitando seis o mas horas para poder restablecer las



condiciones en la caldera, por lo que el generador no estaría disponible para su arranque en

horas de alta carga.

Típicamente los generadores con turbinas a gas o hidráulicas se paran y arrancan durante el

día para regular frecuencia.

En Venezuela las principales plantas con turbinas a vapor son Planta Tacoa (figura N°

4.19) ubicada en La Guaira con unidades de 400 MW, Planta Centro (figura N° 4.20)

ubicada en Puerto Cabello con unidades de 400 MW y Planta Ramón Laguna ubicada en

Maracaibo con unidades de 170 MW.

PLANTA TACOA Figura N° 4.19



PLANTA TERMOELÉCTRICA DEL CENTRO Figura N° 4.20



CAPITULO 5

TURBINA A GAS

La turbina a gas, comúnmente denominada turbina de combustión, funciona añadiendo la

energía producto de esa combustión al aire, para convertir la energía térmica en energía

mecánica, la cual es entregada al generador para convertirse en energía eléctrica.

El principio de operación de una turbina básica se ilustra en la figura N° 5.1. En la parte A

se tiene un recipiente de aire comprimido con una abertura, es decir, una boquilla a través

de la cual el aire pasa hacia la atmósfera hasta que se agote la presión. Este flujo de aire

breve y de alta velocidad al salir de la boquilla produce una fuerza de reacción momentánea

de poca magnitud.

La presión y densidad del aire se aumenta por calentamiento, como se indica en B. El

resultado de estos aumentos es que el aire calentado que sale del recipiente tiene una alta

velocidad, como lo indica la flecha larga, en comparación con el aire comprimido original,

como indica la flecha corta.

En C el aire calentado se muestra cuando se está dirigiendo a una turbina, es decir, el aire

esta chocando contra los álabes de forma aerodinámica que están conectados con el borde

de un disco. Esto hace que la turbina rote alrededor de su eje longitudinal.

Para suministrar un flujo de aire continuo, se hace una abertura en un extremo del

recipiente de forma tal que una bomba mecánica y un compresor se usan para forzar el aire

en el recipiente a través de dicha abertura, como se muestra en la figura D. La turbina que

esta siendo propulsada por aire de alta velocidad se usa a su vez para propulsar el

compresor a través de un eje que conecta las dos partes rotatorias como se muestra en E.

Turbina a gas. Sistemas de Potencia II 1


PRINCIPIOS DE LA TURBINA A GAS

Figura N° 5.1



Hasta este punto, el recipiente solo puede calentar el aire por medio de una fuente de calor

externa. Sin embargo, una vez que se introduce el combustible y se prende dentro del

recipiente, este se convierte en una cámara de combustión interna, como se muestra en F.

Cuando el aire comprimido entra en la cámara de combustión, refuerza el proceso de

combustión y se calienta rápidamente. Luego sale por la boquilla en la forma de gas

caliente a alta velocidad que choca contra los álabes de la turbina. Durante el proceso, parte

de la energía disponible de los gases es convertida en trabajo útil por la turbina. Aunque la

mayor cantidad de trabajo hecho por la turbina se usa para propulsar el compresor, restando

una menor proporción del trabajo que se utiliza para dar energía a una carga externa, como

se muestra en G.

CICLO DE LA TURBINA A GAS

Para comprender por que funciona una turbina de combustión en la forma que lo realiza,

debe haber una clara comprensión de los pasos básicos del ciclo operativo de la turbina a

gas.

El ciclo operativo de la turbina de combustión es el ciclo Brayton. Este ciclo consta de

cuatro fases: compresión, adicción de calor, expansión y eliminación del calor (heat

rejection). La figura N° 5.2 ilustra gráficamente la relación entre la presión y la temperatura

del gas durante las cuatro fases de un ciclo de combustión continuo observándose lo

siguiente:

t e 3 m p e 2 figura N° 5.2 r 4 a 1 t u r a p r e s ió n Puntos 1-2: cuando el aire entra en el compresor, se comprime con el correspondiente

aumento de temperatura.



Puntos 2-3: en la cámara de combustión, la adicción del combustible y la subsiguiente

energía térmica (producida por la combustión de la mezcla combustión-aire) aumenta el

volumen del aire.

Puntos 3-4: cuando el gas pasa a través de los álabes de la sección de la turbina, su presión

y temperatura bajan ya que la energía térmica se convierte en energía mecánica que

propulsa al compresor así como a una fuerza externa.

Puntos 4-1: al salir de la turbina a la atmósfera, el gas se enfría a temperatura ambiente.

CICLO SIMPLE DE LA ENERGIA EN UNA TURBINA A GAS

En la figura N° 5.3 se muestra un esquema con el ciclo del flujo de energía en un generador

de turbina de combustión de ciclo simple. El proceso comienza con la entrada de aire al

compresor. Durante la compresión, el trabajo desarrollado para girar el compresor se

transforma en el aire, aumentando su nivel de energía. Este aire comprimido es enviado a la

cámara de combustión donde los vapores producidos en ésta con un gran componente de

energía térmica se mezclan con el aire, aumentando su nivel de energía al nivel máximo del

ciclo. Este aire con un alto grado de energía térmica es enviado a la turbina donde se

convierte en energía mecánica. Un poco menos de la mitad de la energía contenida en el

aire se convierte en energía mecánica el resto es expulsado a la atmósfera a través de la

chimenea de escape, lo que significa que las pérdidas de energía en la turbina de

combustión de ciclo simple sean sumamente altas.

Del trabajo producido en la turbina unas dos terceras partes se dirigen a mantener girando

el compresor para mantener el ciclo, el resto una tercera parte, se utiliza para producir

energía eléctrica en el generador.

aire aire comprimido comprimido expulsión entrada cámara con de aire de compresor de turbina aire combustión energía a la calórica atmósfera añadida figura N° 5. 3



Existen algunas variantes en el ciclo simple que tienden a crear otros tipos de ciclo, uno de

estos es el ciclo combinado. En esencia estas variantes buscan aprovechar esta energía que

es lanzada a la atmósfera para transformarla en energía útil. Este tópico no será objeto de

análisis en este material.

COMPONENTES DE LA TURBINA A GAS

En la figura N° 5.4 se muestran los componentes básicos de la turbina a gas, los cuales son

los siguientes:

- Sección de admisión.

- Compresor.

- Cámara de combustión.

- Turbina

- Sección de escape.

A continuación se explica la función de cada uno de los componentes.

SECCION DE ADMISION

Siendo la turbina a gas básicamente una máquina que utiliza aire, su funcionamiento y

confiabilidad a largo plazo es una función de la calidad y limpieza de este fluido.

La función del sistema de admisión de aire es proveer cantidades adecuadas de aire limpio

a la turbina de gas. La selección apropiada del equipo de limpieza de aire puede



DIAGRAMA ESQUEMATICO DE LA TURBINA A GAS

entrada de aire

filtro

sistema de control y supervisión

sección de escape

cámara de combustión compresor

turbina

generador

sección de admisión

inyección de gas

Figura N° 5.4



minimizar efectivamente el ensuciamiento, la erosión y la corrosión causada por las

partículas en suspensión en el aire y puede evitar la pérdida de potencia de la unidad. Esto

es de suma importancia si se considera que el compresor absorbe en promedio un 66% de la

potencia de la turbina.

El sistema de admisión consiste generalmente de:

- Sistema de filtración del aire.

- Silenciador.

- Sección de entrada al compresor.

La filtración de aire de admisión de los generadores de turbinas de gas es una parte esencial

de la instalación. La atención prestada durante el diseño de una instalación a la selección de

un filtro apropiado para el ambiente, esta bien recompensada por el aumento de la

confiabilidad y la reducción del mantenimiento de la máquina. Igualmente, el filtro de aire

debe recibir un mantenimiento adecuado para que su eficiencia no se vea afectada.

Las primeras instalaciones de turbinas a gas en Estados Unidos y en el Medio Oriente sólo

tenían unos tamices de admisión o filtros barreras en el mejor de los casos. Estos

generadores operaban razonablemente bien, pero sufrían de erosión de las paletas del

compresor, la erosión por calor prácticamente era desconocida. Las temperaturas máximas

de entrada a la turbina eran inferiores a los 800 °C y los combustibles solían estar

contaminados con sodio y/o azufre. Algunos generadores en ambientes arduos sufrían grave

erosión de las paletas y requerían repaletaje despues de apenas 10.000 horas de operación.

Varios investigadores estudiaron la causa de la erosión de las paletas de los compresores,

principalmente en vehículos de amortiguamiento por aire. Se encontró que las partículas

más grandes en el aire eran las culpables y se desarrolló la filtración para eliminar las

partículas más pesadas. La erosión disminuyó como problema, pero el ensuciamiento de las

paletas aumentó. Para esas fechas principios de los setenta, las temperaturas de entrada de

las turbinas se acercaban a los 900-950 °C y se empezaban a establecer el enfriamiento de

las paletas. Se encontró que el uso de partículas sólidas para limpiar los contaminantes de

los compresores de aire sólo servía para reubicar el sucio y acumular las sales en el lugar



donde podían hacer más daño, los componentes de la turbina y las vías de paso del gas

caliente. Se hizo necesario remover las partículas pequeñas de la corriente de aire para

impedir el ensuciamiento. La filtración de aire en etapas múltiples se consideró necesaria

para la remoción de estas partículas debido a que los costosos medios de filtración se

tapaban rápidamente ocasionando altos costos de mantenimiento.

Los cambios en el diseño de los generadores también ha dictaminado un cambio en los

requerimientos de filtración de aire. Hay sistemas modernos de filtración de aire que dan

una protección satisfactoria a los compresores más complejos bajo la mayoría de las

condiciones ambientales. No hay un sistema de filtración barato que abarque todo y se

adapte a todas las operaciones. El sistema se tiene que adaptar al ambiente y se debe

mantener dentro de ciertas normas si se desea que la vida del generador llegue a la duración

recomendada.

COMPRESOR

Uno de los tipos de compresor comúnmente usado es el compresor axial (ver figura N°

5.5). En éste el aire del compresor fluye en dirección axial a través de una serie de etapas

rotativas y paletas estacionarias que son concéntricas con el eje de rotación. La trayectoria

del flujo de un compresor axial disminuye en área transversal en la dirección del flujo. A

medida que el aire pasa por las diferentes etapas de compresión, la presión, temperatura y

velocidad aumentan hasta que éste alcanza sus niveles máximos al final del compresor. De

la salida del compresor, el aire es expulsado hacia la cavidad del combustor.



COMPRESOR AXIAL

Figura N° 5.5



CAMARA DE COMBUSTION

A esta cámara llega el aire descargado por el compresor. Los gases de la combustión

producidos al quemarse el gas se mezclan con el aire añadiéndole un gran contenido de

energía. El encendido inicial de la llama se realiza a través de la chispa producida en una

bujía que una vez encendida se retira automáticamente. La salida de esta cámara envía el

aire hacia la turbina.

TURBINA

En la turbina se produce la conversión de energía térmica a energía mecánica. Esta presenta

un cilindro hecho de acero al carbono donden se encuentran ensamblados una serie de

anillos de álabes. La conversión de energía se produce cuando el aire proveniente de la

cámara de combustión es dirigido a través de las paletas ubicadas en los anillos de los

álabes hacia los álabes, que a través del principio de acción y reacción produce que el rotor

de la turbina gire transmitiendo ese movimiento hacia el eje del generador, el cual esta

mecánicamente acoplado al eje de la turbina.

Típicamente los álabes (ver figura N° 5.6 ) más pequeños y menos resistentes están más

cerca de la cámara de combustión mientras que los álabes más grandes y resistentes están

ubicados más lejos de esta cámara. Esto se debe que a medida que se aleja de la cámara de

combustión el aire va perdiendo energía térmica lo que aumenta la probabilidad de

corrosión de los alabes. Asimismo, los álabes más grandes están más cerca de la cámara de

escape por lo que están más expuestos a la contaminación del medio ambiente.

Los álabes de la turbina de acero aleado altamente resistentes al calor, tienen raíces de

entrada en forma de abeto de tal manera que cualquier álabe se puede sacar y reemplazar

sin alterar los otros álabes y sin levantar el rotor (ver figura N° 5.7 ).



Figura N° 5.7

Figura N° 5.6

TURBINA A GAS

Alabes de la turbina a gas

alabes



La turbina cuenta con un sistema de enfriamiento el cual desempeña dos funciones básicas.

La primera es proporcionar enfriamiento directo a los componentes expuestos a la

temperatura del paso del gas que es mayor que los límites de temperatura del material. La

segunda función es el control ambiental de la turbina. Se suministra aire a presión y

temperatura correctas en los distintos puntos críticos para asegurarse de que el ambiente de

diseño se mantiene en toda la turbina. Se suministra un alto porcentaje del aire de

enfriamiento para satisfacer los requerimientos de fugas de los sellos.

El aire para enfriamiento del rotor y los álabes rotatorios se extrae de la descarga del

compresor. Este aire de descarga se pasa a través de un enfriamiento aire-agua y se filtra

para el enfriamiento del rotor. Este aire es pasado a través de las raices de los álabes en el

rotor.

En la turbina es donde se extrae la energía cinética de los gases a elevada temperatura que

descarga en la sección de combustión. Esta energía suministra la fuerza que acciona el

generador que producirá energía eléctrica para la planta. Parte de la fuerza suministrada se

emplea también para accionar el compresor que forma un rotor común con la turbina.

La velocidad de giro de estas turbinas típicamente está entre los 3.000 y 4.000 rev/min. y

abarca un rango de potencia entre 0 y 300 MW.

SECCION DE ESCAPE

Los productos de la combustión de la turbina a gas se descargan en la sección de escape

donde se dispersan y expulsan a través de la chimenea hacia la atmósfera. Esta sección

permite:

-proteger los equipos de los efectos de la exposición al ambiente.

-proporcionar un clima interno confortable.



-permitir la atenuación de los sonidos y el control de los patrones de radiación de los

mismos.

-permite el control de radiación térmica.

-crea una cámara sellable para permitir el uso de los equipos de protección contra

incendios.

-ofrece un ambiente espacioso y bien iluminado para llevar a cabo muchos trabajos de

rutina.

DIFERENCIAS ENTRE LA TURBINA A GAS Y LA DE VAPOR

La turbina a gas se distingue de la turbina a vapor en los siguientes aspectos:

− La turbina de gas es un generador de combustión interna a diferencia de la turbina de

vapor en el cual el combustible se quema en una caldera externa.

− La turbina a gas opera a altas temperaturas y bajas presiones mientras que la turbina de

vapor generalmente opera a presiones altas y temperaturas relativamente moderadas.

− La turbina a vapor requiere grandes cantidades de agua para producir vapor y para

enfriamiento en el condensador no así la turbina a gas. Típicamente se utiliza agua de

mar como enfriamiento, por lo cual los generadores con turbina a vapor se instalan

generalmente en la costa.

− La turbina a gas es de muy rápida y relativa fácil instalación.

− La turbina a vapor se construye con mayores capacidades de potencia.

− La turbina a vapor tiene mayor eficiencia que una turbina a gas.

Una de las Plantas más importante para la producción de energía eléctrica utilizando

turbinas a gas es la Planta OAM (ver figura N° 5.8) ubicada en la población de Los Teques,

estado Miranda, con cinco turbinas de 90 MW cada una.



Planta OAM Figura N° 5.8



CAPITULO 6

TURBINA HIDRÁULICA

La energía hidráulica se obtiene del movimiento provocado al hacer pasar un caudal de

agua desde cierta altura hacia una rueda hidráulica ubicada en un nivel inferior. El

movimiento rotatorio originado en la rueda producto de la acción del agua, se transmite a

través del eje hacia un generador acoplado a este mismo eje, donde se produce la

conversión de potencia mecánica a potencia eléctrica.

La primera central hidráulica se construyó en el año de 1880 en Northumbaland, Gran

Bretaña, tomando un auge notable hasta el punto que para el año 1920 las centrales

hidroeléctricas generaban una parte importante de la producción total de la electricidad,

siendo los principales países productores Canadá y Estados Unidos, quienes para esa época

generaban el 60% de su demanda eléctrica a través de la hidroelectricidad.

América del Sur por estar ubicada en una zona tropical con grandes ríos, la

hidroelectricidad constituye una fuente competitiva, específicamente en Venezuela la

generación a través de energía hidráulica constituye el 75% de la producción de energía

eléctrica del país, siendo las Plantas Guri y Macagua con 10.000 MW y 3.000 MW

respectivamente de capacidad instalada las más importantes. Estas presas están ubicadas en

la cuenca del río Caroní, en la cual se espera instalar en los próximos diez años 4.000 MW

más a través de la Planta Caruachi actualmente en construcción ( con ocho de doce

unidades en operación) y de la futura Planta Tocoma, para completar un potencial de

17.000MW.

Atendiendo a las características del río y al desnivel que presente, se tienen tres tipos de

turbina normalmente utilizadas, las cuales son: la turbina Francis utilizada en ríos

caudalosos con mediana caída, la turbina Kaplan utilizada en ríos caudalosos y de baja

caída y la turbina Pelton utilizada para pequeños caudales pero grandes caídas.

Turbina hidráulica. Sistemas de Potencia II 1


6.1 TIPOS DE TURBINA HIDRÁULICA

A continuación se comentan los tres tipos de turbina hidráulica normalmente utilizadas.

TURBINA KAPLAN: inventada en el año 1913 por el ingeniero austriaco Viktor Kaplan

plantea la posibilidad de utilizar turbinas de hélice para producir potencia mecánica. En la

figura Nº 6.1 se muestra un diagrama general para este tipo de turbina, que es utilizada en

ríos de pequeñas caídas de agua con una altura máxima de hasta 60 metros.

paletas

compuerta

embalse

DIAGRAMA GENERAL DE UNA TURBINA KAPLAN

Figura N° 6.1

En este tipo de turbinas las palas de la hélice pueden pivotear sobre su eje variando el

ángulo en que el caudal se proyecta sobre la pala, para de esta manera aumentar o disminuir

el rendimiento en la turbina.



En Venezuela, este tipo de turbina se puede encontrar en las unidades de la Casa de

Máquinas Nº 3 de la Planta Macagua ubicada en el estado Bolívar. Esta Casa de Máquinas

consta de dos unidades de 86 MW cada una, conectada al embalse sin tubería forzada lo

que proporciona una pequeña caída de agua. Estas unidades además de contribuir a suplir

los requerimientos energéticos del país cumplen una función ambiental, debido a que el

caudal turbinado conjuntamente con el caudal proveniente del aliviadero de esta central,

satisfacen la corriente de agua necesaria para mantener la belleza escénica de los parques la

Llovizna y Cachamay. Durante el año 2004 entró en funcionamiento la Planta Caruachi,

ubicada al igual que la Planta Macagua a lo largo del río Caroní, esta se construye con

turbinas Kaplan atendiendo a las caídas de agua de la zona.

TURBINA FRANCIS: inventada por el ingeniero estadounidense de origen británico

James B. Francis, es una de las turbinas más utilizadas, que se adapta a caídas de agua de

mediana magnitud. En la figura Nº 6.2 se muestra un diagrama general de un generador con

turbina Francis, en esta el agua viene del embalse a través de la tubería forzada, una vez a

nivel de la turbina el agua pasa a través de un caracol que le confiere un movimiento

circular, que la dirige a través de la paleta hacia el rodete, el cual recibe una fuerza

tangencial que la pone a girar. El flujo de agua es controlado abriendo o cerrando las

paletas lo que se traduce en una mayor o menor producción de potencia mecánica.

Este tipo de turbina es muy utilizada en Venezuela, puede encontrarse en las veinte

unidades generadoras de la Planta Guri ubicada en el estado Bolívar sobre el río Caroní,

con una potencia instalada de 10.000 MW, siendo una de las Centrales más grande del

mundo, superada en América del Sur solamente por la Central de Itaipú construida sobre el

río Paraná por los gobiernos de Brasil y Paraguay, con 12.600 MW de capacidad instalada

en 18 turbinas de 700 MW de tipo Francis.



CORTE DE PLANTA EN UNA PRESA CON TURBINA FRANCIS

tubo aspirador

tubería forzada

transformador

generador

Figura N° 6.2



áulica. Sistemas de Potencia II 5

Asimismo, este tipo de turbina puede encontrarse en Venezuela en las unidades de las

Casas de Máquinas Nº 1 y 2 de la Planta Macagua, donde se tienen seis unidades de 60

MW y 12 unidades de 210 MW respectivamente.

TURBINA PELTON: este tipo de turbina se empezó a aplicar durante la segunda mitad

del siglo XIX y debe su nombre al estadounidense Lester Allen Pelton. Su aplicación se

adapta a columnas de agua de gran altura (hasta 900 metros). En esta el agua se conduce

desde el reservorio ubicado en un nivel superior a través de una tubería forzada hacia la

rueda Pelton, la cual contiene una serie de paletas en forma de cucharones donde el agua se

proyecta sobre ésta de forma de lograr la mayor eficiencia sobre el chorro de agua ( ver

figura Nº 6.3). El control de este chorro se realiza en la tobera, donde se tienen una serie de

boquillas eyectores (ver figura N° 6.4) que facilitan el paso de agua. Estos eyectores

permiten controlar los cambios bruscos del agua en forma gradual, de manera de minimizar

los efectos repentinos de cambios de presión en la columna de agua que pudiera ser

perjudicial para la tubería forzada, siendo este aspecto de especial interés por ser ésta de

gran longitud donde estos efectos son más acentuados.

embalse

tubería forzada

paletas

DIAGRAMA GENERAL DE UNA TURBINA PELTON

Figura N° 6.3

tobera

chorro a presiónTurbina hidr


entrada y salida de aceite a alta presión

entrada de agua desde el embalse

salida de agua del eyector

DIAGRAMA ESQUEMATICO DE UN EYECTOR DE LA

TURBINA PELTON Figura N° 6.4

Este tipo de turbina puede encontrarse en Venezuela en la Planta San Agatón

correspondiente al complejo Uribante-Caparo en el estado Táchira, consta de dos unidades

de 160 MW con la característica particular de tener una tubería forzada de 8 km de

longitud, que conecta al reservorio de agua ubicada en la parte alta de los Andes con la

Casa de Máquinas en un nivel inferior de la cordillera. A diferencia de las tuberías forzadas

de la Planta Guri o Macagua donde cada unidad tiene asociada una tubería forzada, las

unidades de la Planta San Agaton comparten la misma tubería.

6.2 COMPONENTES DE LA TURBINA

Con el fin de dar a conocer con más detalle los componentes de una turbina hidráulica, se

seleccionó una turbina tipo Francis para comentar y detallar los componentes que esta

presenta. En la figura Nº 6.5 se muestran estos componentes en los cuales se detallan los

siguientes elementos:

• Anillo distribuidor



• Paletas fijas y móviles

• Caracol

• Tubería forzada

• Tubo aspirador

• Rodete

El proceso comienza al pasar el caudal proveniente del embalse a través de la tubería

forzada, la cual conduce el agua hacia el caracol, en este el agua inicia su movimiento en

forma circular de tal manera que el impacto con el rodete sea con el ángulo adecuado que

permita obtener el máximo provecho.

Del caracol el agua pasa a través de las paletas fijas quienes permiten ajustar de una forma

fina el ángulo y la trayectoria adecuada del caudal de agua. Posteriormente, el agua pasa

hacia las paletas móviles donde se controla el flujo de agua abriendo o cerrando las paletas

de acuerdo a la consigna del gobernador. Este caudal es dirigido hacia el rodete que esta

acoplado al eje, transmitiendo el movimiento circular producido en el rodete hacia el

generador, donde se realiza la conversión de potencia mecánica a potencia eléctrica.

La apertura o cierre de paleta es controlado por la acción hidráulica de los servomotores,

los cuales forman parte del gobernador. Los servomotores mueven el anillo distribuidor

donde están acopladas las paletas móviles permitiendo abrir o cerrar estas. Finalmente, el

agua turbinada sale de la turbina por el tubo aspirador quien la conduce aguas abajo para

seguir su curso en el río.



PARTES DE LA TURBINA


figura N° 6.5

caracol

tubo aspirador

tubería forzada

rodete y eje

paletas fijas

paletas móviles


6.3 EFECTOS HIDRÁULICOS EN LA TURBINA

6.3.1. TIEMPO DE INICIALIZACION DEL AGUA

Uno de los factores que influyen de manera significativa sobre el control de una turbina

hidráulica es la inercia del agua dentro de la tubería forzada. Cuando se produce una

variación en la posición de la paleta, por ejemplo una apertura, esta puede ser abierta

rápidamente pero la inercia de la columna de agua en la tubería retarda los cambios de

flujo. En este lapso en que las magnitudes en los cambios de flujo de agua no son

apreciables, la velocidad del agua dentro de la tubería forzada decae como una función del

incremento del área de la apertura de paleta, y la transferencia de potencia en la turbina se

reduce antes que se incremente el flujo de agua. De hecho se considera que durante ese

lapso de tiempo la masa de agua se acelera a expensas de restarle potencia mecánica a la

turbina. La acción integral de un gobernador debe considerar este efecto y ajustar el

movimiento de la paleta a un valor que permita minimizar y estabilizar la respuesta inicial

de la máquina.

Una forma de cuantificar y representar el efecto antes descrito es a través de un factor

conocido como el time starting water o tiempo de estabilización del agua. Este valor puede

ser calculado a través de una formula teórica en donde dicho parámetro vendrá dado por las

características de la tubería forzada y del embalse, es decir una vez construida una represa

hidráulica este factor permanece constante. El valor típico de este factor esta acotado entre

0.5 y 2 segundos.

Una expresión aproximada que define el valor del time starting water es la siguiente:

donde L: longitud de la tubería forzada

q: flujo de agua a carga nominal

g: aceleración gravitacional

L q Tw = g A h

A: área de la tubería forzada

h: caída neta.



A manera de ilustrar el efecto del time starting water se realizó una simulación a partir de

un modelo matemático que representa una turbina hidráulica, donde se evaluó, la respuesta

de la turbina ante un escalón de potencia de 0.1 pu, de manera que la unidad incremente su

potencia desde un valor inicial de 0.8 a 0.9 pu considerando tres valores del time starting

water, esto equivale a considerar tres unidades generadoras con las mismas características

pero cada una asociada a una tubería forzada con diferentes dimensiones para cada uno de

los casos.

En la figura Nº 6.6 se muestra el resultado de esta simulación, en esta se observa que a

medida que el time starting water es menor, el efecto de reducción de potencia mecánica de

la turbina debido a la inercia del agua al producirse una variación en la apertura de la paleta

disminuye, es decir, aquella máquina que presente un valor inferior del time starting water

tendrá una capacidad de respuesta inicial mayor comparada con una máquina con un valor

del time starting water superior.



COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA MECÁNICA EN UNA TURBINA

HIDRÁULICA ANTE UNA PRUEBA ESCALÓN, CONSIDERANDO DIFERENTES VALORES DEL TIME STARTING WATER

potencia mecánica (pu)


tiempo (seg)

COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA MECÁNICA EN UNA TURBINA HIDRÁULICA ANTE UNA PRUEBA ESCALÓN, CONSIDERANDO DIFERENTES

VALORES DEL TIME STARTING WATER

potencia mecánica (pu)

tiempo (seg)

Figura N° 6.6


6.3.2 FENOMENOS QUE AFECTAN LA VIDA UTIL DE LA TURBINA

Las turbinas hidráulicas pueden estar sometidas a grandes esfuerzos que pueden conllevar a

un deterioro prematuro de la turbina y en gran medida la aparición de esas fuerzas

destructivas están relacionadas con el punto de operación del generador. Los mayores

esfuerzos en el diseño de la turbina están enfocados a la operación permanente de la misma

dentro de la zona de máxima eficiencia, en esta zona el fabricante debe garantizar que el

desgaste en la turbina y en general del conjunto generador-turbina sea el esperado para

garantizar la vida útil del mismo.

La operación del generador fuera de la zona de máxima eficiencia y en especial a baja carga

puede dar origen a diferentes fenómenos que por su acción pueden acotar la vida útil del

conjunto generador-turbina, entre los fenómenos mas importantes se tienen el vórtice y la

cavitación.

FENÓMENO DE VÓRTICE

En la medida que el agua sale del rodete hacia el tubo aspirador una vez realizado el trabajo

mecánico, dicha agua tiende a tener una pequeña fuerza tangencial en la dirección de

rotación. Si por las condiciones de demanda la maquina empieza a operarse alejándose de

la zona ideal de operación adoptando una operación a carga parcial, la fuerza tangencial del

agua se incrementa pudiendo dar origen al fenómeno de vórtice. Generalmente el fenómeno

de vórtice se pudiera presentar al operar la máquina entre un medio a tres cuarto de su

potencia de diseño.

El vórtice es una zona de baja presión que forma una columna de agua en forma de espiral

que empieza en el cono del rodete y se extiende a lo largo del tubo aspirador. En la medida

que esta espiral tiende a incrementar su inestabilidad aparecen pulsaciones de presión en el

tubo aspirador que deterioran el mismo. En la figura N° 6.7 se presentan algunas fotos de

un rodete donde se observa el fenómeno de vértice.



FENOMENO DE CAVITACION

Es el fenómeno que da origen a la formación de burbujas con un núcleo de gas que se

forman cuando la presión local permite al flujo entrar momentáneamente en su fase de

vapor. Estas burbujas tienden a colapsar cuando entran en un área de mayor presión,

provocando una implosión de la burbuja que ataca la estructura del metal originando

desprendimiento del mismo en forma de conchas.

Estas burbujas se pueden presentar tanto en la entrada del rodete como a su salida, cuya

implosión provocan adicionalmente vibraciones en todo el conjunto generador. Al igual que

en el fenómeno de vórtice generalmente los problemas de cavitación se magnifican fuera de

la zona de máxima eficiencia al operar a carga parcial o baja carga



FOTOGRAFIAS DEL FENOMENO DE VORTICE

TURBINA SIN VORTICE

TURBINA CON VORTICE

TURBINA CON VORTICE INESTABLE

Figura N° 6.7



CAPITULO 7

EL CONTROL DE VOLTAJE Y POTENCIA REACTIVA El control de estas dos variables esta muy ligado a la operación del Sistema de Potencia,

básicamente su importancia reside en los siguientes aspectos:

a) Garantizar la calidad de la tensión

b) Seguridad en la operación

c) Reducción de pérdidas

d) Permitir capacidad de regulación

e) Obtener el máximo provecho de los generadores

f) Satisfacer los requerimientos del cliente

A continuación se comentan estos aspectos:

Garantizar la calidad de la tensión

La tensión así como otras variables como puede ser la frecuencia, constituyen unos

parámetros de calidad que la compañía eléctrica debe garantizar a sus usuarios. En

Venezuela así como en otros países del continente, en los contratos de suministro se

establecen cláusulas donde se adquieren compromisos en las bandas de operación de la

tensión y en el consumo de la potencia reactiva.

En la potencia reactiva este compromiso es medido a través del factor de potencia, un valor

inadecuado por parte del cliente en su factor de potencia implica penalizaciones que se

materializan con un recargo en la tarifa. En la tensión se establece una banda de operación

la cual la compañía eléctrica debe cumplir.

¿ A que obedece la necesidad de controlar estas variables en un rango determinado?. La

respuesta esta al seguir analizando los siguientes factores que definen la importancia del

control de voltaje y potencia reactiva.

El control de voltaje y potencia reactiva Sistemas de Potencia II

1


Seguridad en la operación

Cuando se habla de seguridad deben diferenciarse dos aspectos:

• Seguridad del equipamiento

• Seguridad del Sistema de Potencia

La seguridad del equipamiento se refiere a que los equipos están diseñados para operar

dentro de una banda de tensión, un valor fuera de este rango atentaría contra la vida útil del

equipo. Típicamente el valor máximo de operación es 5% por encima del valor de diseño

nominal, tensiones por encima de este valor producirán un deterioro gradual del aislamiento

debido a la magnificación del efecto corona, incremento del esfuerzo en los materiales y

activación de puntos calientes, entre otros aspectos que a la larga acelerarán la pérdida de

propiedades del material aislante en los equipos. La tensión mínima al igual que la tensión

máxima generalmente se ubica en 5% por debajo de la tensión nominal de diseño, la

operación con una tensión inferior a este valor, incrementa la corriente en el equipo

elevando la temperatura, esta condición a la larga origina un deterioro general del equipo al

afectar el aislamiento, soportes, conectores, etc.

La seguridad del Sistema está referida a los problemas de estabilidad. La transmisión de

potencia entre áreas eléctricas esta acotado por el límite de transmisión por estabilidad

transitoria, estos límites son calculados a través de herramientas computacionales utilizando

programas sofisticados. En el cálculo de los mismos, la variable tensión es un valor

importante a considerar, de la cual depende que un Sistema sea estable ante la ocurrencia de

una perturbación. Por lo general, en el cálculo se establece como premisa que la tensión

debe mantenerse dentro de cierto rango para que los resultados sean válidos, no es típico

fijar un valor único dado que en la práctica esto sería una gran limitación casi imposible de

lograr, dado que aún teniendo una gran variedad de equipos que regulen automáticamente,

la tensión esta siempre fluctuando dentro de cierta banda.


2


Al estar calculados los límites de transmisión bajo la premisa que estos sólo son válidos si

la tensión se mantiene dentro del rango prefijado, es necesario que el personal de

operaciones garantice la operación dentro de estas condiciones, es conveniente recordar que

la ocurrencia de una perturbación que origine la pérdida de estabilidad transitoria

conllevaría a un apagón en todo o en gran parte del Sistema Eléctrico.

Un buen control de la tensión garantiza una operación dentro de una condición segura tanto

desde el punto de vista del equipamiento como del Sistema, manteniendo la tensión una

buena calidad cumpliendo lo acordado en los contratos de suministro.

Reducción de pérdidas

Para mantener el adecuado control de la tensión es necesario transmitir potencia reactiva,

que a la vez trae consigo calentamiento en los materiales de las líneas que se traduce en

pérdidas de transmisión. Se podría pensar en no transmitir potencia reactiva; sin embargo,

ésta es necesaria para garantizar la calidad de tensión y satisfacer los requerimientos del

cliente, esta afirmación es correcta siempre y cuando esta transmisión de potencia se

mantenga en unos valores adecuados donde irremediablemente existirá un mínimo de

pérdidas.

La expresión que relaciona el voltaje con la potencia reactiva transmitida entre dos puntos

viene dada por:

2 V1 V1 V2 donde V1 : módulo del voltaje del punto1 Q12 = V2 : módulo del voltaje del punto 2 X12 X12 X12 : módulo de la reactancia que une los puntos 1 y2

21

Q12


3


Esta es una ecuación simplificada que permite analizar el sentido del flujo de potencia

reactiva dependiendo del valor de la tensión como se detalla a continuación:

Cuando V1 > V2 Q12 es positivo, indicativo de un flujo del punto 1 a 2

V1 = V2 Q12 es cero, no hay flujo del punto 1 a 2

V1 < V2 Q12 es negativo indicativo de un flujo del punto 2 a 1

De este análisis se puede concluir que la potencia reactiva fluye del punto de mayor tensión

al punto de menor tensión. De acuerdo con esto en un sistema de transmisión como el

mostrado en la figura N° 7.1, la condición ideal de cero pérdida de potencia reactiva se

obtiene bajo un perfil de tensión plano, es decir, donde la tensión en cada subestación sea la

misma. En la práctica esto es casi imposible de lograr por los siguientes considerandos:

• En los puntos de entrega existen compromisos de calidad de tensión que se logran con

la inyección de potencia reactiva.

• Los clientes requieren potencia reactiva.

• En redes de transmisión esta presente el efecto Ferranti, como es el caso del sistema de

transmisión de Venezuela con niveles de tensión a 765, 400 y 230 kV, en la cual hay

una inyección importante de reactivos por parte de las líneas que incrementan la

tensión; por lo cual, para llegar al punto de entrega con una tensión adecuada es

necesario partir de la fuente con una tensión baja para lograr un perfil como el mostrado

en la figura N° 7.2


4


JOSE

O R I E N T

BOLIVAR

GUAYANA

BARBACO

SANTA

EL TIGRECANOA

GURIGURI

MALENA

SAN GERONIMO

SURHORQUETAARENOSA

CARACASCENTRO

red a 765 kV red a 400 kV red a 230 kV

RED DE TRANSMISION EJEMPLO BASADO EN LA TOPOLOGIA DEL SISTEMA ELECTRICO

VENEZOLANO

Figura N° 7.1


5


PERFIL DE TENSION EN LA RED A 765 kV

720

740

760

780

subestaciones

tensión (kV)

GURI MALENA SANGERONIMO

ARENOSA YARACUY

Figura N° 7.2

Estos considerandos no permiten la condición ideal de un perfil plano; sin embargo, es

posible lograr un perfil de tensión con un mínimo de pérdidas que cumpla con los

requerimientos.

Por otra parte y como nota curiosa, se tiene que aún colocando la misma tensión en dos

subestaciones adyacentes unidas por una línea de transmisión donde se esperaría cero

transmisión de potencia reactiva, puede observarse en algunos casos flujo de potencia

reactiva llegando a ambas subestaciones como se ilustra:

S/E Emisora

Q2 Q1 S/E Receptora

FLUJO ENTRANTE DE POTENCIA REACTIVA A LAS SUBESTACIONES EXTREMO DE UNA LINEA DE TRANSMISION

Figura N° 7.3 En este caso la primera sensación es que esto constituye una excepción a la regla antes

analizada, sin embargo esto no es cierto dado que al observar el perfil de tensión a lo largo

de la línea (ver figura N° 7.4 ), seguramente se encontrará que en un punto de la línea se

tiene un nivel de tensión superior a la tensión de las subestaciones ubicada en los extremos,


6


estando la potencia reactiva fluyendo hacia ambas subestaciones. En líneas de distribución

el efecto Ferranti es despreciable y la potencia reactiva siempre fluirá desde la subestación

hacia la línea donde se encuentra la carga.

Figura N° 7.4

PERFIL DE TENSION A LO LARGO DE UNA LINEA DE TRANSMISION

760

770

780

790tensión (kV)

RECEPTOREMISOR

En conclusión, el control de pérdidas por efecto de la potencia reactiva es un aspecto

técnico importante a considerar, que se minimiza con un perfil adecuado de tensión, aunque

administrativamente el equivalente en dinero de esas pérdidas no representan un gasto

importante, no por eso debe ignorarse su optimización.

Permitir capacidad de regulación

En el control de la tensión y la potencia reactiva existen ciertos equipos que poseen la

capacidad de regular la potencia reactiva y por lo tanto la tensión, siendo este control de

manera continua o discreta gobernada por una acción manual o automática.

Un ejemplo de un control discreto de la tensión, se tiene al tener varias etapas de

condensadores conectados a una barra a través de un interruptor por etapa (ver figura N°

7.5), las cuales pueden ser conectadas o desconectadas para subir o bajar tensión

respectivamente, de manera automática por un controlador, de acuerdo a una consigna de

control como puede ser la tensión, o manual por un operador de acuerdo a la supervisión

por parte de él de la tensión.


7


En este caso, de establecerse un perfil de tensión que implique operar permanentemente

conectadas todas las etapas del banco de condensadores, se perderían las ventajas en la

capacidad de regular la tensión a través del banco de condensadores, precisamente el gasto

económico de haberle colocado equipos de maniobra para cada etapa en el banco de

condensadores, se justificó por la facilidad para su conexión o desconexión y de esa manera

garantizar la operación de la tensión dentro del rango adecuado. Si el problema era una

tensión baja de forma constante que ameritaba ese monto de compensación capacitiva

permanentemente conectado, se hubiera podido ahorrar dinero diseñando el banco de

condensadores con menos etapas de compensación y tal vez sólo con una etapa de

compensación y un equipo de maniobra.

Esquema unifilar indicando la conexión de las diferentes etapas de un

banco de condensadores a una red a través de equipos de maniobras Figura N° 7.5

En este sentido, si en un buen diseño se contempla la capacidad de regulación de un equipo

de compensación, deben ajustarse a lo largo de la red los diferentes equipos de

compensación reactiva para que los equipos de compensación con capacidad de regulación

puedan ejercer esta función. Igualmente, si esta opera de manera automática, los ajustes del

controlador deben ser los adecuados para que su conexión y desconexión sea en el

momento oportuno, de lo contrario, se requerirá mayor supervisión por parte del operador

perdiéndose las ventajas del automatismo.

De plantearse un equipo de compensación reactiva con capacidad de regulación de forma

continua, tal como un compensador estático, con mayor razón debe garantizarse que este no


8


opere en sus límites máximos de operación, para permitir el control de la tensión en ambos

sentidos, siendo en esta situación con mayor fuerza la necesidad de obtener el máximo

provecho a esta capacidad de regulación continua, por ser estos equipos más costosos.

Obtener el máximo provecho de las unidades generadoras

La característica de potencia activa versus potencia reactiva en un generador puede

representarse según se indica en la figura N° 7.6. Esta curva es de forma circular en la

parte más cercana a la potencia nominal ( zona azul) definida por la

expresión en la zona sobre-excitada la potencia reactiva máxima esta

definida por la capacidad térmica del devanado de campo (zona verde) y en la zona sub-

excitada la potencia reactiva máxima esta definida por la capacidad térmica del devanado

de campo y por la corriente de mínima excitación para mantener el campo magnético (zona

roja).

S = P + Q , 2 2 2

Curva característica del generador

figura N° 7.6

zona sub-excitada

zona sobre-excitada

Límite definido por la capacidad térmica del devanado de campo y por la corriente de

mínima excitación

Límite definido por la capacidad térmica del devanado de campo

Límite definido por los MVA nominales del generador

FP nominal

Potencia activa

Potencia reactiva


9


En un sistema de distribución donde existen fuertes requerimientos de potencia reactiva,

esta exigencia puede ser satisfecha mediante el generador al operarlo sobreexcitado; sin

embargo, una exigencia excesiva de reactivos por parte del mismo pudiera originar que la

máquina no pueda aportar su potencia activa nominal, perdiéndose parte de la fuerza útil

del generador.

A manera de clarificar este ejemplo supóngase que la máquina esta operando a una potencia

indicada como P1 en la figura N° 7.7, la cual le corresponde una potencia reactiva Q1, en

estas condiciones la máquina esta operando dentro de su rango normal de operación.

Transcurrido un tiempo la demanda de los clientes aumenta requiriéndose operar la unidad

a su potencia nominal, en esta situación de no compensarse los reactivos mediante otros

medios, estos deberían ser aportados por el generador y su valor sería inclusive superior al

valor inicial de Q1, para no complicar este ejemplo supóngase que de alguna manera los

reactivos incrementales de carga fueron satisfechos por algún equipamiento instalado por el

cliente, de manera que la máquina siga aportando los reactivos en un valor Q1, en estas

condiciones el nuevo punto de operación la máquina será X2, el cual esta ubicado fuera de

la zona característica del generador indicativo de una condición de sobrecarga.

P1

Caso ejemplo indicando diferentes puntos de operación del generador

figura N° 7.7

Q2

Q1

X3

X1 X2

Potencia activa

Potencia reactiva


10


Del ejemplo se evidencia, que pudiera presentarse debido a un mal manejo de reactivos,

que no pueda exigirse la potencia activa nominal del generador sin que éste entre en la zona

de sobrecarga, debido a una sobreexcitación inadecuada del generador para garantizar la

calidad de la tensión.

Un estudio técnico-económico arrojaría que la justificación para invertir en la instalación de

una planta de generación, se justifica por la posibilidad de cubrir los requerimientos

energéticos de una población, para lo cual se requiere que el generador pueda aportar su

potencia de diseño. En el ejemplo planteado debido a un mal manejo de reactivos no se

pudo obtener la potencia nominal del generador, estando éste en una condición

subutilizada. La colocación de equipos de compensación reactiva tales como condensadores

permitirían satisfacer los requerimientos de potencia reactiva pudiendo operar la máquina

en un valor de potencia reactiva inferior a Q1, con lo cual se puede definir un nuevo punto

de operación X3 donde se pueda generar la potencia activa nominal dentro de la zona

normal de operación.

Es conveniente denotar que para la condición de potencia P1 pudiera justificarse operar con

una potencia reactiva Q1 y con esto atrasar inversiones en equipos de compensación, pero

al producirse los incrementos de carga estas inversiones deben realizarse, para liberar al

generador de los requerimientos de potencia reactiva.

Satisfacer los requerimientos del cliente

Este es un aspecto normal en la prestación del servicio eléctrico donde las cargas de los

clientes son inductivas, por lo tanto requieren ser suplidas de potencia reactiva, en este

sentido es obligación de la compañía eléctrica suplir parte de estas necesidades acotadas

por el valor máximo fijado tácitamente a través del factor de potencia.


11


CAPITULO 8

EL CONDENSADOR PARALELO El condensador paralelo al igual que el condensador serie se instala en grupos conectados

en combinaciones serie-paralelo para lograr el banco de la magnitud deseada. Su conexión

a la red se realiza en paralelo tal como se indica en la siguiente figura:

línea eléctrica condensador paralelo

DIAGRAMA INDICANDO LA FORMA DE CONEXIÓN DEL CONDENSADOR PARALELO A LA RED

N° 8.1 Al conectarse a la red, el banco de condensadores paralelo inyecta reactivos permitiendo

incrementar la tensión. Igualmente tiene la capacidad de mejorar el factor de potencia de la

carga. Este último efecto puede ilustrarse a través del triángulo de potencia. Si la carga

presenta un factor de potencia muy inductivo, el banco de condensadores paralelo tiende a

ubicar el factor de potencia cercano a la unidad.

Pcarga Pcarga Qresultante Sresul- Scarga Qcarga tante Scarga Qcondensador

TRIANGULO DE POTENCIA Figura N° 8.2

El condensador paralelo. Sistemas de Potencia II

1


Con el fin de mantener la confiabilidad del Sistema y permitir las labores de mantenimiento

el banco de condensadores se conecta a la red a través de un seccionador y un interruptor

como se indicó en la figura Nº 8.1. El interruptor permite despejar fallas internas sin

afectar la continuidad del servicio manteniendo la confiabilidad. El seccionador permite

aislar el condensador para su mantenimiento. Es conveniente destacar que la apertura del

seccionador se realiza una vez que el interruptor esta abierto, es decir la interrupción de la

corriente se realiza a través del interruptor.

El banco de condensadores paralelo permite el incremento rápido de la tensión en pasos

discretos. Precisamente su conexión en bloques puede originar problemas en el control de

la tensión con baja carga. Con el fin de entender este problema supóngase que la potencia

de carga presenta el siguiente comportamiento:

CARGA 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 HORAS DEL DIA

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE CARGA figura Nº 8.3

El comportamiento mostrado que es el típico de las cargas del Sistema Eléctrico

Venezolano, origina variaciones de tensión, siendo posible que sólo cuando la carga supere

cierto valor, se presenten problemas de baja tensión que ameriten la conexión de un

condensador. Igualmente, en condiciones de baja demanda la tensión pudiera incrementarse

por encima de los máximos permisibles, ameritando su desconexión. Este comportamiento

se ilustra gráficamente en la siguiente figura:


2


CARGA tensión baja amerita conectar el condensador tensión alta amerita desconectar el condensador 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 HORAS DEL DIA CURVA DE COMPORTAMIENTO DE CARGA INDICANDO EL NIVEL DE CARGA

PARA LA CONEXIÓN Y DESCONEXION DEL BANCO DE CONDENSADORES figura Nº 8.4

Esta situación obligaría mantener a un operador que conecte y desconecte el banco de

condensadores todos los días, sin embargo esta operación no es aconsejable sobre todo en

una subestación no atendida donde no pudiera disponerse permanentemente de un operador.

En este caso, lo más aconsejable es automatizar este proceso, para esto debería disponerse

de un controlador automático de tensión, el cual tendría como consigna de control la

tensión de la barra, permitiendo tomar acciones en base a ésta. Básicamente, a este

controlador se le fija un voltaje de referencia y una banda de operación de la tensión, al

superarse la tensión mínima o máxima de esta banda se conectaría o desconectaría el banco

de condensadores. Esto se puede ilustrar en el siguiente diagrama.

se ordena no hay se ordena la conexión del acción la desconexión banco del banco x x x Vmin Vref Vmax

NIVEL DE TENSION PARA LA CONEXIÓN Y DESCONEXION DE CONDENSADORES

figura Nº 8.5


3


Típicamente a este controlador se le asocia un temporizado, que no permitiría que el

controlador tome acción hasta que la tensión se haya mantenido por encima o por debajo de

la tensión máxima o mínima en el tiempo indicado en el temporizado, esto es para evitar la

conexión o desconexión del banco ante transitorios de tensión, este temporizado está en el

orden de un minuto. Igualmente, muchas veces se le asocia un segundo temporizado, que al

ser desconectado el banco de condensadores no permite su conexión hasta que no haya

transcurrido este tiempo, esto es con la finalidad de garantizar que el condensador se

descargue y la conexión se realice sin carga, de esta manera se reduce la posibilidad de que

se produzcan sobretensiones transitorias peligrosas al ser energizado. Este tiempo está en el

rango de cinco a diez minutos.

En algunas aplicaciones la consigna de control del controlador del banco es el factor de

potencia en vez de la tensión. En ese caso, la forma de operación sería parecida, tomando

en cuenta que la nueva consigna será el factor de potencia de referencia y la conexión o

desconexión de los condensadores se realizaría cuando se supere los límites mínimos y

máximos del factor de potencia. La utilización de un controlador por tensión o por factor de

potencia esta relacionado con el punto de vista del usuario. Típicamente, si es la compañía

eléctrica quien especifica el controlador, escogerá como consigna de control la tensión, ya

que su problema es garantizar la calidad de la tensión al cliente. Por el contrario, si es el

cliente quien especifica el controlador, escogerá como consigna de control el factor de

potencia, ya que su problema es evitar las penalizaciones por parte de la compañía eléctrica

por presentar un bajo factor de potencia.

En la figura N° 8.6 se muestra una fotografía de un banco de condensadores paralelo

conectado en una red de subtransmisión, así como una foto en detalle de un capacitor del

banco.


4


FOTOGRAFIA DE UN CONDENSADOR PARALELO

Figura N° 8.6


5


UBICACIÓN Y TAMANO DE LAS ETAPAS DEL BANCOS DE

CONDENSADORES

La ubicación de un banco de condensadores cuando se tiene un Sistema de Transmisión se

determina utilizando programas de simulación que abarcan los estudios de régimen

permanente (flujo de carga) y los estudios en régimen dinámico (estabilidad). Los

beneficios que se obtienen al colocar éstos, son entre otros: reducción de pérdidas, mejora

en la estabilidad del Sistema, soporte de tensiones, en especial en redes de 230 kV donde el

efecto capacitivo de la línea puede no ser suficiente, etc.

En distribución los problemas a corregir al colocar condensadores paralelos están

enfocados a reducción de pérdidas, mejora del factor de potencia, incremento de tensiones,

etc. La ubicación de los condensadores puede plantearse en la subestación o a lo largo del

alimentador de distribución. Un análisis detallado con un flujo de carga puede indicar el

lugar más apropiado para su localización, sin embargo en el caso de ubicarse en un

alimentador es conveniente considerar las siguientes reglas:

- Si se trata de un alimentador con carga uniformemente distribuida, el condensador

debería estar ubicado a dos tercios desde la subestación.

- Si se trata de un alimentador con carga uniformemente distribuida pero decreciendo

en su magnitud a medida que se aleja de la subestación, el condensador debería

estar ubicado en la mitad del alimentador

- Para máximo incremento de voltaje el condensador debería estar ubicado al final del

alimentador. Generalmente se aplica esta opción cuando las magnitudes fuertes de

carga se ubican en el tramo final del alimentador.

La conexión y desconexión de un banco de condensadores origina variaciones de tensión

que deben tenerse en cuenta para evitar afectar la calidad de la tensión. La maniobra de

conexión o desconexión de un banco de condensadores no debería originar variaciones de

tensión mayores al 2% ó 3%, de excederse estos valores es conveniente dividir el banco en

etapas. El tamaño de cada etapa puede ser calculado a través de un flujo de carga, pero una


6


forma empírica de especificar la magnitud máxima de cada etapa es a través de la siguiente

formula:

MVAr de cada etapa = ( ∆V MVAsc ) / 100%

donde ∆V : es la variación máxima de tensión deseada en %

MVAsc : potencia en MVA del cortocircuito trifásico en el punto donde se desea

colocar el condensador.

Por ejemplo, si desea colocar un condensador de 1.5 MVAr y la variación de tensión

máxima deseada no debe exceder el 2% al conectar o desconectar el banco de

condensadores con un nivel de cortocircuito de 45 MVA, la magnitud máxima de cada

etapa del banco de condensadores al hacer la maniobra debe ser 900 kVA, quiere decir

que el banco de condensadores de 1..5 MVAr es conveniente dividirlo en dos etapas de 750

kVA cada una conectables o desconectables de forma independiente con un interruptor para

cada etapa.

A nivel de distribución los bancos de condensadores de hasta 900 kVA es posible

colocarlos en postes con su interruptor y regulador para su conexión o desconexión

automática. En la figura N° 8.7 se muestra un banco de condensadores instalado en un

poste de distribución con sus diferentes elementos.


7


BANCO DE CONDENSADORES DE DISTRIBUCION MONTADO EN UN POSTE

INTERRUPTOR

REGULADOR

CONDENSADOR

Figura N° 8.7


8


CAPITULO 9

EL CONDENSADOR SERIE

Los primeros bancos de condensadores en serie fueron instalados en 1928 en Nueva York

por la compañía New York Power and Light Co, se trataba de un banco de 1.25 MVAr

instalado en un circuito de 33 kV. Desde entonces, los capacitores serie han evolucionado

en sus técnicas constructivas siendo utilizados en la actualidad en líneas de extra alta

tensión.

Los condensadores se instalan en grupos conectados en combinaciones serie-paralelo para

lograr el banco de la magnitud deseada, como se muestra a continuación:

condensador simple

CONDENSADORES CONECTADOS EN SERIE-PARALELO FORMANDO UN BANCO Figura N° 9.1

Los primeros condensadores construidos eran de 10 kVAr, en la actualidad se construyen

unidades capacitivas de hasta 600 kVAr, siendo las unidades más comerciales las

comprendidas en el rango entre 200 y 300 kVAr.

Los bancos de condensadores serie se instalan en el Sistema de Potencia en serie con las

líneas eléctricas como se ilustra a continuación:

El condensador serie. Sistemas de Potencia II

1


extremo receptor

condensador serie

línea eléctrica

extremo emisor

CONEXIÓN DEL CONDENSADOR SERIE A LA RED figura N° 9.2

De esta manera la reactancia capacitiva contrarresta la inductancia reactiva de la línea

reduciendo la impedancia equivalente entre los dos extremos, originando una disminución

de la caída de tensión en la línea e incrementando la tensión en el extremo receptor. Esto

puede ilustrarse de la siguiente manera:

V’’

V’ sin compensación

con compensación

extremo receptor

extremo emisor

caída de tensión a lo largo de la línea

EFECTO DEL CONDENSADOR SERIE SOBRE LA CAIDA DE TENSIÓN EN LA LINEA

Figura N° 9.3 En forma matemática la tensión en el extremo receptor será: El condensador serie. Sistemas de Potencia II

2


V ` receptor = Vemisor - I L ( R + jX L - j Xc ) con compensación V `` receptor = Vemisor - I L ( R + jX L ) sin compensación siendo jX L > jXc entonces V ` receptor > V `` receptor Los bancos de condensadores serie tienen la ventaja de ser autoregulados, lo que permite el

control de la tensión en el extremo receptor cuando la línea se encuentra en vacío o con

baja carga. La potencia reactiva inyectada por el condensador viene dada por la siguiente

expresión:

Qcondensador = ( ∆Vcondensador) I L donde ∆Vcondensador: caída de tensión en el

condensador

I L : corriente de carga

En ausencia o con poca corriente de carga la potencia reactiva inyectada por el

condensador tiende a cero. Su efecto es apreciable en la medida que incrementa la corriente

siempre y cuando esta corriente no sea resistiva o con alto factor de potencia.

Los problemas en estos condensadores se pueden presentar al energizar líneas o en

presencia de elevadas corrientes tales como corrientes de cortocircuito. En la energización

de líneas se originan frentes de onda a frecuencias superiores a 60 Hertz (ver figura N° 9.4),

que puede en algunos casos provocar que la reactancia inductiva de la línea tienda a

igualar la reactancia capacitiva del banco de capacitores, originando problemas de

resonancia lo que se traduce en elevadas sobretensiones en el extremo receptor, esto debe

ser analizado detalladamente en la etapa de diseño. Es conveniente denotar que este

problema adquiere relevancia cuando se ha utilizado esta aplicación en líneas de alta

tensión (230 kV o más).


3


interruptor abierto

interruptor a cerrar al energizar

frente de onda

ENERGIZACION DE LA LINEA CON EL CONDENSADOR SERIE Figura N° 9.4

En presencia de elevadas corrientes tales como corrientes de cortocircuito o corrientes por

descargas atmosféricas, la caída de tensión del condensador se incrementa de acuerdo a la

expresión ∆Vcond = jXc * Icc , esta corriente provocaría daños en el condensador de ser

muy elevado el incremento de tensión.

En condensadores serie de distribución o subtransmisión este efecto puede ser

contrarrestado colocando un gap y un interruptor “by pass” (figura Nº 9.5 ).

Al producirse una tensión elevada en los condensadores se superaría el nivel de aislamiento

en el gap, produciendo un arco eléctrico que atenuaría la sobretensión. Inmediatamente el

transformador de corriente ( TC ) del gap, sensaría dicha corriente, la cual a través de la

actuación de los relés ordenaría el cierre del interruptor “by pass” unos milisegundos

después, eliminando la sobretensión.


4


gap

interruptor by pass

CONDENSADOR SERIE CON SUS ELEMENTOS DE PROTECCION

DETALLE DEL CONDENSADOR SERIE CON SUS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN

INDICANDO LA POSICIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

TC

TC interruptor by pass

gap

figura N° 9.5

En condensadores serie aplicados en transmisión los problemas de sobretensiones producto

de corrientes de cortocircuito pueden ser muy elevados y no sería suficiente el uso del gap

y del interruptor. En esos casos se utiliza como elemento adicional, para eliminar las

sobretensiones, el varistor. Este equipo es un elemento electrónico capaz de actuar en

milisegundos drenando la sobretensión; sin embargo, por ser un elemento electrónico no

puede manejar grandes cantidades de energía por tiempo prolongado, es por eso que la

actuación en segunda instancia del disparo del gap y posterior cierre del interruptor by pass

permitirían manejar los niveles de energía para eliminar la sobretensión. El varistor actúa

como un interruptor electrónico que permite la conducción de corriente cuando la tensión


5


en sus terminales sobrepasa un valor prefijado. En la figura N° 9.6 se muestra un diagrama

esquemático del condensador serie indicando la posición del varistor

varistor

DETALLE DEL CONDENSADOR SERIE CON SUS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN

figura N° 9.6

TC

TC interruptor by pass

gap

En los condensadores aplicados en transmisión la lógica de los relés del banco permiten

utilizar el interruptor “by pass” para eliminar los posibles problemas de resonancia al

energizar una línea con un banco de condensadores serie. Esta se basa en el hecho de

mantener el interruptor “by pass” cerrado cuando la línea esta desenergizada, para esto el

transformador de corriente ubicado en la línea detectaría la ausencia de corriente ordenando

a la protección a mantener el interruptor “by pass” cerrado, de esta manera al energizar la

línea el banco de condensadores estaría cortocircuitado no afectando la energización. Una

vez que la línea esta en servicio y empieza el proceso de toma de carga, el transformador de

corriente ubicado en el interruptor “by pass” detectaría esta corriente, permitiendo a la

protección previo al correspondiente retardo de tiempo abrir el interruptor “by pass”,

poniendo en servicio el banco de condensadores.

Un aspecto que se debe tener en cuenta al utilizar capacitores serie, es que su conexión en

serie con la línea no debe limitar la capacidad de transmisión por esta línea, es decir la

capacidad del banco de condensadores debería ser igual o mayor a la capacidad térmica de

la línea. En líneas de distribución o subtransmisión esto no representa un problema, dado El condensador serie. Sistemas de Potencia II

6


que la capacidad térmica de una línea de distribución tal como un nivel de tensión de 13.8

kV o 34.5 kV esta en el orden de los 10 MVA y 27 MVA respectivamente, mientras que en

una línea de subtransmisión tal como un nivel de tensión de 115 kV la capacidad térmica

esta en el orden de 170 MVA, estos niveles de potencia se consiguen con facilidad en los

bancos de condensadores serie. Cuando se trata de niveles de transmisión con tensión de

765 kV cuyas líneas tienen una capacidad térmica de 5000 MVA, no es tan fácil conseguir

bancos de condensadores con estas capacidades. En niveles de tensión de 400 kV donde las

capacidades térmicas sobrepasan los 1000 MVA, la tecnología actual ha permitido la

construcción de condensadores de esta magnitud. Es conveniente denotar que en las líneas

a 400 kV y 765 kV, por efectos de incrementar la tensión en régimen permanente, no

requerirían la instalación de condensadores series, por tener las mismas un efecto

capacitivo importante debido al efecto Ferranti. De instalarse este tipo de condensadores en

esas líneas, su utilidad estaría relacionada con la estabilidad del Sistema, en ese caso la

capacidad del banco de condensadores puede ser inferior a la capacidad térmica de la línea.

Un aspecto que se debe tener en consideración al momento de realizar una evaluación

económica que justifique la instalación de estos condensadores, es que estos permiten

reducir las pérdidas de las líneas lo que se traduce en una reducción de los costos

operativos.

9.1 CONEXION DE LOS CONDENSADORES A LA RED

En la figura N° 9.7 se muestra un modelo práctico de un condensador serie conectado en

una línea de distribución. En esta se distingue la conexión del condensador serie en el poste

con su armario de mando y control ubicado al nivel de tierra adyacente al poste. En este

armario están ubicados los relés de control, equipos de medición, etc.

En los condensadores de transmisión su conexión es más compleja, estos se colocan en

plataformas aisladas de tierra donde se ubican los condensadores, sus elementos de

protección y control. En la figura N° 9.8 se muestra una vista de planta de un condensador

serie donde se distinguen: el varistor, los condensadores, el gap, transformadores de El condensador serie. Sistemas de Potencia II

7


corriente y la bobina amortiguadora, ésta última esta conectada en serie con el banco de

capacitores y permite amortiguar la corriente de descarga al ser el banco de condensadores

cortocircuitado ya sea por el varistor, el gap o el interruptor by pass. Es conveniente

denotar que este interruptor se ubica fuera de la plataforma e inclusive fuera de la cerca de

protección con que se rodea la plataforma, tal como se puede observa en la foto de la figura

N° 9.9


8


I

El condensador serie. Sist

FOTOGRAFIA DE UN CONDENSADOR SERIE NSTALADO EN UNA LINEA DE DISTRIBUCION

Figura N° 9.7

emas de Potencia II 9


VISTA DE PLANTA DE UN CONDENSADOR SERIE

gap bobina amortiguadora

interruptor

transformadores de corrientevaristor condensadores

figura N° 9.8

El

FOTO DE UN CONDENSADOR SERIE UTILIZADO EN TRANSMISION

figura N° 9.9

gap

interruptor

varistor condensadores

transformadores de corriente

condensador serie. Sistemas de Potencia II 10


9.2 APLICACIÓN DE LOS CONDENSADORES SERIE EN EL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN VENEZOLANO

Una aplicación de los condensadores serie en la red Eléctrica Nacional se utilizó en los

años 70 y 80 antes de la entrada de la red a 765 kV, la cual se basaba en su capacidad de

incrementar el flujo de potencia por un circuito o por una red. En esa época la transmisión

de potencia desde Guri se realizaba a través de las redes a 230 kV y 400 kV (ver figura

Nº 9.10), originando que por tener las líneas a 400 kV menor impedancia que las líneas a

230 kV, la mayor parte de la potencia se transmitía por la red de 400 kV, esta distribución

estaba afectando la estabilidad del Sistema. La instalación de condensadores series de 300

MVAr en las líneas Ciudad Bolívar-El Tigre 230 kV en el extremo de la S/E Ciudad

Bolívar y en las líneas Barbacoa-Santa Teresa en el extremo de la S/E Barbacoa, permitió

reducir la impedancia e incrementar la potencia transmitida por esa red. Hoy en día con la

entrada del Sistema a 765 kV (ver figura Nº 9.11 ), la mayor parte de la potencia

transmitida hacia el centro del país se realiza por esa red, no siendo esto un problema por

ser ésta una red robusta desde el punto de vista de la estabilidad del Sistema. Por tal razón,

la permanencia de los condensadores series no reviste importancia como aplicación para

incrementar la potencia transmitida por esa red, pero si representa un elemento significativo

en el soporte de tensiones.

Actualmente en la red Eléctrica Nacional se plantea nuevamente el uso de condensadores

series, pero esta vez como una alternativa para incrementar el límite de transmisión por

estabilidad transitoria, permitiendo obtener un mayor provecho de las líneas de transmisión

en servicio y retrasando así la inversión en nuevas líneas de transmisión. Esta situación se

plantea en la red de transmisión que interconecta el Centro del país con la red Occidental.

Este enlace este operando por encima de su capacidad máxima de transmisión por

estabilidad transitoria, recurriéndose a métodos de botes de carga con reles de alta

velocidad para garantizar la estabilidad ante una gran perturbación. En este sentido en el

año 2003 colocaron en servicio seis condensadores series en las líneas asociadas a las S/Es

Yaracuy y Tablazo a 400 kV, que permitirán incrementar el límite de transmisión y


11


eliminar el actual esquema de bote de carga, satisfaciendo los requerimientos de demanda

en el corto y mediano plazo.


12



13

230

red a 230 kV ARENOSA

HORQUETA SUR

SANTA TERESA

SAN GERONIMO

BARBACOA

EL TIGRE red a 765 kV

red a 230 kV

JOSE

red a 400 kV

RED DE TRANSMISIÓN HACIA EL CENTRO DEL PAIS ( AÑO 2002 ) figura N° 9.11

O R I E N T E

BOLIVAR

GUAYANA

CANOA

GURIGURI

MALENA

CARACASCENTRO

figura N° 9.10

RED DE TRANSMISIÓN HACIA EL CENTRO DEL PAIS ANTES DE LA ENTRADA DEL SISTEMA A 765 KV ( AÑO 1984 )

O R I E N T E

BOLIVAR

GUAYANA

BARBACOASAN GERONIMO

GURI

EL TIGRE

SANTA TERESA

CENTRO CARACAS

red a 400 kV


CAPITULO 10

REACTOR PARALELO Este tipo de reactores se conecta al Sistema como lo indica su nombre, en paralelo, tal

como se ilustra en la siguiente figura:

Sistema línea reactor paralelo

CONEXIÓN DEL REACTOR PARALELO A LA RED ELECTRICA Figura N° 10.1

Su efecto en el Sistema es reducir tensiones, por lo tanto, su aplicación esta dirigida hacia

Sistemas de Transmisión donde el efecto capacitivo de la línea es significativo. Existen dos

variantes que pudieran considerarse al conectar el reactor paralelo, una de estas variantes es

conectarlo como reactor de barra y la segunda opción sería conectarlo como reactor de

línea.

El reactor de línea se conecta de forma tal que la salida de la línea implica la puesta fuera

de servicio del reactor, según como se indica en la siguiente figura:

El reactor paralelo. Sistemas de Potencia II

1


Sistema línea reactor paralelo

CONEXIÓN DEL REACTOR DE LINEA A LA RED ELECTRICA Figura N° 10.2

La filosofía de este esquema se basa en que la justificación para colocar el reactor paralelo

es compensar los reactivos capacitivos inyectados por la línea en la cual esta conectado. Por

lo tanto, al salir la línea, no se justificaría dejar el reactor en servicio, debido a que reduciría

las tensiones de forma inadecuada.

El reactor de barra se conecta de la forma como se indicó en la figura N° 10.1. Típicamente

su conexión a la barra se realiza cuando se tienen varias líneas con efecto capacitivo

importante llegando a esa barra. Aunque en esta situación también es posible conectarle a

cada línea un reactor de línea, sin embargo existe la posibilidad de optar por colocar un

reactor de barra de la forma como se ilustra en la figura N° 10.3.

En ese caso el reactor de barra compensaría el efecto capacitivo de las líneas. La capacidad

de este reactor sería superior a la capacidad del reactor si se colocara en la línea, pero

inferior a la sumatoria de las capacidades de los reactores que se colocaran en las líneas. De

esta forma, en caso de dispararse una línea el reactor permanecería en servicio

compensando los reactivos capacitivos de la línea que se mantuvo en servicio. Aunque

posiblemente este evento traiga una reducción de la tensión por una posible

sobrecompensación de esta línea, esta disminución no debería originar problemas.


2


Sistema línea 1 línea 2

CONEXIÓN DEL REACTOR DE BARRA A LA RED ELECTRICA Figura N° 10.3

La opción de colocar reactores de línea o de barra dependerá del criterio del diseñador y de

la reducción de costos que esto conlleve. Es conveniente denotar que para el ejemplo de la

figura N° 10.3, usar un reactor de barra en vez de instalar reactores de línea, implicaría

adquirir menos equipos de maniobra y menos potencia reactiva de compensación, que se

traduciría en menos costos. En contraposición, el reactor de barra debe diseñarse de forma

tal que la salida de una línea no origine problemas de baja tensión.

En cuanto a los equipos de maniobra, el reactor paralelo generalmente se le asocia un

seccionador y un interruptor como se indicó en las figuras anteriores. El seccionador

permite aislar el reactor para mantenimiento. El interruptor permite maniobrar el reactor

para colocarlo o sacarlo de servicio, a la vez que permitiría mantener la confiabilidad del

servicio, ya que en caso de falla del reactor este dispararía abriendo su interruptor asociado

manteniendo la línea en servicio, es decir, no se interrumpiría la continuidad del servicio El reactor paralelo. Sistemas de Potencia II

3


eléctrico. Es conveniente recordar, que para la maniobra de puesta fuera de servicio del

reactor, primero se abre el interruptor y una vez sin corriente se abre el seccionador. Para

colocarlo en servicio, el proceso es contrario, se cierra el seccionador sin corriente y luego

se procede a energizar el reactor al cerrar su interruptor.

En Venezuela se utilizan reactores paralelos en el Sistema de transmisión a partir de redes a

230 kV y superior. Reactores de 50 y 25 MVAR (ver figura N° 10.4 ) se utilizan en la red a

230 kV. En la red a 400 kV se cuenta con reactores de 50 y 100 MVAR de capacidad. En la

red a 765 kV se usan reactores de 300 MVAR. En todas estas aplicaciones se tienen

reactores conectados a barra y a líneas, aunque en el Sistema a 765 kV la mayoría están

conectados como reactores de línea.

Tanque compensador de aceite

bushing

muro corta-fuego radiadores

Reactor de 25 MVAR conectado a la barra de 230 kV (reactor aún en su fase de instalación)

Figura N° 10.4


4


CAPITULO 11

EL REACTOR SERIE

El reactor serie como lo define su nombre se conecta en serie con la red, como se muestra

en la siguiente figura:

línea reactor serie

INSTALACION DEL REACTOR SERIE EN EL SISTEMA figura N° 11.1

Su efecto es incrementar la impedancia equivalente de la línea ocasionando un aumento de

la caída de tensión en la misma, para lo cual se obtiene una tensión mas baja en el extremo

receptor. Esta característica origina que no sea ventajoso colocar un reactor serie en una

línea de distribución donde el efecto capacitivo de la línea no es apreciable, más bien su

instalación en este tipo de líneas resulta perjudicial al incrementar la caída de tensión. Su

aplicación debería orientarse hacia líneas de transmisión donde el efecto capacitivo de la

línea es muy significativo como se indicó en la figura N° 11.1.

La instalación de un reactor serie en una línea de transmisión tiene la desventaja que la

capacidad térmica del reactor serie debería ser por lo menos igual a la capacidad térmica de

la línea. Cuando se tiene un Sistema de Transmisión a 400 kV con una capacidad térmica

en los conductores de 1300 MVA, se convierte impráctico la colocación de un reactor serie

para controlar tensiones, sobre todo cuando tiene que competir con el reactor paralelo.

El reactor serie. 1


Por esta razón, no se utiliza el reactor serie como elemento para controlar tensiones; sin

embargo, al momento de evaluarse la alternativa de solución para resolver problemas de

alta tensión, debe considerarse el reactor serie como una opción.

Ante este panorama surge la pregunta ¿ Cual es la utilidad o la principal aplicación del

reactor serie?. Precisamente la respuesta esta en su capacidad para incrementar la

impedancia equivalente de una línea o un circuito, lo cual le permite reducir los niveles de

cortocircuito. Partiendo de esta aplicación es factible colocar un reactor serie en un Sistema

de distribución como el de la figura N° 11.2.

En el ejemplo de la figura N° 11.2 se colocaron reactores series en dos líneas a 34.5 kV.

Cuando se colocan reactores series en líneas en paralelo debe colocarse en cada una de

estas, para evitar una distribución desigual del flujo de potencia. Para su instalación debe

tenerse en cuenta que el incremento en la caída de tensión en estas líneas a 34.5 kV no

supere los niveles mínimos de baja tensión de operación deseados en la red.

34.5 /13.8 kV 115/34.5 kV reactores serie S/E A S/E D 34.5/13.8 kV S/E C S/E B

RED DE SUBTRANSMISION Figura N° 11.2

El reactor serie. 2


En este ejemplo especifico, la justificación para colocar reactores series en las líneas a

34.5 kV sería reducir los niveles de cortocircuito en la S/E A, cuando se presenta una

violación de la máxima capacidad de corriente que pueden soportar los equipos de esa

subestación ante un cortocircuito. Típicamente los equipos que son diseñados con el menor

rango para soportar corrientes de cortocircuito son los interruptores, ya que estos son los

encargados de interrumpir dicha corriente. Por lo tanto, los costos para construirlos con un

mayor rango de corriente de cortocircuito se incrementan en mayor proporción con respecto

a los costos de construir una barra o un transformador de medida o en general cualquier

otro equipo presente en una subestación.

Partiendo de esta situación, un incremento en los niveles de cortocircuito debido a la

instalación de un nuevo generador o la construcción de nuevas líneas, que conlleve a una

violación de la capacidad máxima de corriente de cortocircuito que puedan soportar los

equipos de una subestación, en este caso del ejemplo en la S/E A, se pueden plantear dos

posibles alternativas de solución:

1. Sustituir los equipos con problemas de violación de niveles de cortocircuito por unos de

capacidad mayor.

2. Colocar reactores series.

Cuando el problema de violación de niveles de cortocircuito sea general en todos los

equipos de una subestación, es decir cuando implementar la alternativa 1 amerite construir

una subestación nueva, lógicamente la opción ganadora será colocar reactores series, a

menos que por obsolescencia esta subestación haya que reemplazarla. Sin embargo, cuando

el problema de violación de niveles de cortocircuito esta acotado únicamente a los

interruptores, las dos alternativas competirían. La decisión de la alternativa ganadora estará

basada en factores de costo, tiempo de interrupción para realizar el reemplazo, experiencias

operativas, etc.

El reactor serie. 3


Al conectar el reactor serie a la línea puede plantearse colocarle equipos de maniobra que

faciliten las labores de mantenimiento, en este sentido pudieran conectarse a la línea de la

siguiente forma:

interruptor by pass línea reactor serie

INSTALACION DEL REACTOR SERIE CON INTERRUPTOR BY PASS figura N° 11.3

Donde al reactor serie se le asoció dos seccionadores colocados en ambos extremos y un

interruptor by pass. De esta manera para casos de mantenimiento se cierra el interruptor by

pass y se abren los seccionadores quedando despejado el reactor, manteniendo la

continuidad del servicio a través del interruptor by pass. Sin embargo, este esquema entra

dentro de una contradicción, al despejar el reactor manteniendo la línea en servicio se

incrementan los niveles de cortocircuito a un valor que estaría por encima de la capacidad

de diseño de los equipos, en el caso del ejemplo a los equipos de la S/E A. Debe recordarse

que la justificación para colocar el reactor serie fue reducir los niveles de cortocircuito

debido a que se estaban violando las capacidades máximas de diseño. Por esta razón, al

colocar el reactor serie fuera de servicio y de ocurrir en la S/E A un cortocircuito, se estaría

corriendo el riesgo que los interruptores de esa subestación estén abriendo interrumpiendo

una corriente por encima de su valor nominal de diseño, por lo que pudieran dañarse e

inclusive explotar. Ante un daño de esta naturaleza, la inversión de haber colocado un

reactor serie no cumplió su objetivo, pudiendo considerarse injustificada.

Ante este riesgo en la mayoría de las ocasiones se prefiere no colocar equipos de maniobras

al reactor, es decir, conectarlo de la forma como se indico en la figura N° 11.1. De esta

manera la indisponibilidad del reactor implica también la indisponibilidad de la línea,

debiendo coordinarse los mantenimientos en forma simultanea para una óptima operación.

El reactor serie. 4


Sin embargo, pudiera presentarse una indisponibilidad forzada y permanente del reactor,

que indispondría la línea por el mismo tiempo. En estos casos drásticos, pudiera preferirse

recuperar la línea con el fin de poder suministrar energía eléctrica y correr el riesgo que

ante una falla se puedan presentar daños en la subestación. Es conveniente aclarar que no

cualquier falla dañaría los equipos, típicamente las violaciones del nivel de cortocircuito se

presentan para fallas de muy baja impedancia con poca probabilidad de ocurrencia. En esta

situación, a pesar de no contar con los equipos de maniobra, siempre existe la posibilidad

de colocar un cable by pass entre los bushing del reactor, permitiendo recuperar la línea. La

diferencia en colocar este conector by pass o contar con equipos de maniobra está en el

tiempo de ejecución. Con equipos de maniobra se opera en cuestión de minutos y se

recupera la línea, mientras que el cable by pass puede tomar horas su conexión

incrementando el tiempo para recuperar la línea.

El reactor serie. 5


CAPITULO 12

EL COMPENSADOR ESTATICO El compensador estático es una composición de reactores y condensadores conectados en

paralelo a la red controlado por tiristores, como se ilustra en la figura Nº 12.1.

c

CONEXIÓN DEL COMPENSADOR ESTATICO A LA RED figura N° 12.1

b a

El compensador estático. Sistemas de Potencia II

1


El tiristor es un dispositivo electrónico el cual tiene como cualidad conducir en un sólo

sentido cuando se le aplica una tensión DC en la puerta, permitiendo el paso de la corriente

sólo durante su tiempo de conducción, de esta manera se varía la susceptancia del banco de

reactores, como se explica a continuación.

En la figura Nº 12.2 se muestran las formas de onda del voltaje y la corriente a través del

banco de reactores en función del ángulo de disparo en la puerta del tiristor. El ángulo de

disparo (ø) es medido a partir del momento que la tensión cruza por cero (ver figura Nº

12.2) y el ángulo de conducción ( ß ) es el intervalo del ángulo en que se tiene paso de

corriente a través del tiristor, medido entre los dos puntos adyacentes del cruce por cero de

la corriente. De acuerdo con esto, la máxima conducción se obtendrá para un ángulo

de disparo de ø = 90º y un ángulo de conducción de ß =180º. En la medida que se aumenta

el ángulo de disparo se reduce la componente principal de la corriente y se incrementa la

inductancia del reactor resultando en una reducción de la potencia reactiva consumida en el

reactor.

La corriente instantánea en el reactor viene dada por la siguiente expresión:

i = 2 V ( Cos ø - Cos w t )

XL

donde: V: voltaje eficaz

XL: reactancia del reactor a frecuencia fundamental

ø : ángulo de disparo

La componente fundamental de la corriente obtenida a través del análisis de Fourier será

I = ß - Sen ß V amp. : número pi

XL


2


FORMA DE ONDA DEL VOLTAJE Y LA CORRIENTE EN EL BANCO DE REACTORES EN FUNCION DEL ANGULO

DE DISPARO

FORMA DE ONDA DE LA CORRIENTE EN EL BANCO DE TIRISTORES PARA UN ANGULO DE CONDUCCION DE 180°

-2 .5

-2

-1 .5

-1

-0 .5

0

0 .5

1

1 .5

2

2 .5

0 90 180 270 360

angulo (grados)voltaje corriente


-1 .5

-1

-0 .5

0

0 .5

1

1 .5

0 90 180 270 360

angulo (grados) corriente


-1

-0 .8

-0 .6

-0 .4

-0 .2

0

0 .2

0 .4

0 .6

0 .8

1

0 90 180 270 360


FORMA DE ONDA DE LA CORRIENTE EN EL BANCO DE TIRISTORES PARA UN ANGULO DE CONDUCCION DE 40 °

-0 .2 5

-0 .2

-0 .1 5

-0 .1

-0 .0 5

0

0 .0 5

0 .1

0 .1 5

0 .2

0 .2 5

0 90 180 270 360


ß

Ø

Figura N° 12.2


3


esta ecuación se puede rescribir de la siguiente forma

Y= BL( ß) V

donde BL = ß - Sen ß

XL

El valor de BL será máximo para ß = 180º lo que implicaría una reactancia mínima

(BL=1/XL) y por lo tanto habrá un consumo máximo de reactivos en el reactor. Por el

contrario, el valor mínimo de BL se obtendrá para ß = 0º lo que implicaría una reactancia

máxima y por lo tanto un consumo mínimo de reactivos en el reactor.

La función principal del compensador estático es mantener constante el voltaje en sus

terminales mediante la variación en la absorción o entrega de reactivos del compensador

estático a la red. Asimismo, el hecho de que la variación de reactivos sea controlada por la

variación de la susceptancia del reactor de acuerdo a la conducción o no de los tiristores, le

confiere una alta velocidad de respuesta ante cambios del voltaje incrementando la

estabilidad transitoria. Antes de ampliar la discusión sobre el comportamiento del

compensador estático en el Sistema de Potencia se muestra a continuación la característica

voltaje-corriente.

12.1 CARACTERISTICA VOLTAJE-CORRIENTE

El compensador estático cuenta con un sistema de control que determina el instante de

conducción de los tiristores. En algunos diseños la consigna de control es la susceptancia

BL, mientras que en otros se utiliza el voltaje. En ambos, la respuesta esta en función de la

característica voltaje-corriente que se muestra en la figura Nº 12.3.


4


característica del compensador

Vreferencia lado inductivo

lado capacitivo

punto de operación

línea de carga

voltaje

Icompensador corriente

CARACTERÍSTICA VOLTAJE-CORRIENTE DEL COMPENSADOR Figura N° 12.3

En esta figura se muestra sobre el plano voltaje-corriente la característica del compensador

establecida para una pendiente muy pequeña, con un valor entre 3º y 6º ajustable por el

operador sobre la base de los estudios del Sistema de Potencia que se realicen,

normalmente este valor se fija y se varía muy esporádicamente cuando las condiciones de

operación han cambiado drásticamente.

El punto de operación esta definido por la intersección entre la característica del

compensador y la línea de carga del Sistema establecido por las condiciones del Sistema de

Potencia que definió el ángulo de conducción. Si se desea variar el punto de operación para

establecer una nueva tensión en barra, se debe cambiar el voltaje de referencia, con lo cual

gráficamente se puede representar como el desplazamiento de la característica del

compensador hacia una recta paralela hacia arriba o hacia abajo sin cambiar la pendiente.

En la figura Nº 12.4 se muestra a manera de ejemplo este efecto, al incrementar el voltaje

de referencia se define un nuevo punto de operación en el punto A pasando el compensador

de inductivo a capacitivo incrementando la tensión. Al decrementar el voltaje de referencia

se define un nuevo punto de operación en el punto B pasando el compensador de inductivo

a una condición más inductiva reduciendo la tensión.


5


voltaje A

B Vref decrementado

Vref

Vreferencia incrementado

Icompensador capacitiva

Icompensador Icompensador mas inductiva

corriente

CARACTERÍSTICA VOLTAJE-CORRIENTE DEL COMPENSADOR AL MOVERSE EL VOLTAJE DE REFERENCIA

Figura N° 12.4

De la misma forma al variar las condiciones del Sistema se movería la línea de carga para

colocar el compensador en una nueva condición inductiva o capacitiva pero manteniendo el

voltaje de referencia en barras (ver figura Nº 12.5 ).


6


voltaje

Icompensador capacitiva

Icompensador Icompensador mas inductiva

corriente

CARACTERÍSTICA VOLTAJE-CORRIENTE DEL COMPENSADOR AL MOVERSE LA LINEA DE CARGA

Figura N° 12.5


7


12.2 COMPORTAMIENTO DE COMPENSADOR ANTE UNA GRAN

PERTURBACION

En la figura N° 12.6 se muestra el comportamiento de la potencia reactiva y la tensión del

compensador estático ante una falla con pérdida de aislamiento en una línea cercana al

compensador, ocurrida en un tiempo igual a cero y despejada en 100 milisegundos al

disparar la línea fallada. En esta se observa como la respuesta inicial del compensador

estático es de incrementar la inyección de potencia reactiva, al pasar de una condición

inductiva (30 MVAR) a una condición capacitiva (150 MVAR) casi de forma instantánea

en respuesta a la depresión de tensión producto de la falla, es conveniente aclarar que en la

gráfica mostrada la curva de tensión se sale de escala, esta graficación fue realizada de esta

manera para denotar en forma amplia la zona de estudio, el valor mínimo de la tensión

alcanza un valor cercano a 0.4 pu.

Durante la falla el compensador estático procede a conectar todos sus bancos de capacitores

para una potencia de 280 MVAR, sin embargo como el condensador se comporta como una

impedancia constante, los reactivos inyectados al Sistema son mucho menores por la

reducción de tensión, en este caso 150 MVAR, magnitud que se reduce por debajo de 120

MVAR en el desarrollo de la falla al degenerar la caída de tensión durante ese período.

Al producirse el despeje de la línea fallada y la tensión retornar a un valor cercano a la

nominal, inmediatamente la potencia reactiva inyectada por el condensador se incrementa a

un valor de 280 MVAR lo que favorece la recuperación de la tensión.

El sistema de control del compensador al detectar la recuperación de la tensión procede a

reducir rápidamente la inyección de reactivos capacitivos a la red. Posteriormente, la

respuesta del compensador es variar la potencia reactiva entregada de forma tal de

estabilizar la tensión en su valor de referencia. En este sentido se observa en la gráfica

como la potencia reactiva oscila en contrafase con la tensión buscando su estabilización.


8


COMPORTAMIENTO DE LA TENSION TERMINAL Y DE LA

POTENCIA REACTIVA EN EL COMPENSADOR ESTATICO ANTE UNA GRAN PERTURBACION

tensión (pu)

potencia reactiva (MVAR)

tiempo (seg)

figura N° 12.6


9


De esta simulación se pueden concluir los siguientes aspectos sobre el compensador

estático:

a. Presenta una alta velocidad de respuesta.

b. Inyecta reactivos a la red de manera de mantener la tensión constante.

c. Durante la falla el compensador pierde un poco de su eficiencia por la característica del

condensador de comportarse como impedancia constante, siendo la inyección de

reactivos directamente proporcional al cuadrado de la tensión.

d. En el período post-falla el compensador tiende a estabilizar la tensión.

12.3 UTILIDAD DEL COMPENSADOR ESTATICO

Típicamente la aplicación de los compensadores estáticos esta dirigida hacia su instalación

en sistemas de transmisión donde su alta velocidad de respuesta juega un papel importante

en el incremento del límite de transmisión por estabilidad transitoria. En segunda instancia,

sería de gran importancia en el control de tensiones por su capacidad de mantener constante

la tensión de la barra ayudando a mantener el perfil de tensión de la red.

En sistemas de subtransmisión o distribución el compensador estático es poco usado,

generalmente el costo de la inversión lo coloca en desventaja con otras alternativas menos

de efectivas. Por ejemplo, son típicos en sistemas de distribución problemas de baja

tensión, donde el perfil de tensión a lo largo del día en el punto de entrega de un cliente

pudiera ser el indicado en la figura N° 12.7.

Por la naturaleza de los procesos realizados por este cliente, tal vez tensiones inferiores a

0.95 pu representan un problema para su equipamiento; ante esta situación la instalación de

un compensador estático le resolvería el problema, dado que se pudiera fijar una tensión de

referencia por encima de 0.95 pu de modo que inyecte reactivos para adecuar la tensión en

el punto de entrega al valor deseado. Sin embargo, en este caso el análisis de las ventajas


10


técnico-económicas lo pondría en desventaja frente a otras alternativas más sencillas como

puede ser la instalación de condensadores paralelos.

PERFIL DE TENSION EN EL PUNTO DE ENTREGA DE UN CLIENTE (variaciones lentas)

0.850.9

0.951

1.051.1

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

horas del díafigura N° 12.7

tensión (pu)

El análisis técnico indicaría que el compensador estático por su alta velocidad de respuesta

(0.5 ciclos) permite incrementar la tensión casi inmediatamente cuando esta descienda por

debajo de 0.95 pu, sin embargo la utilización de un condensador paralelo con un sistema de

control convencional que automatice su conexión y desconexión, también permitiría

mantener la tensión por encima de 0.95 pu con un tiempo de respuesta más lento

condicionado a la velocidad de respuesta del controlador y del interruptor (6 ciclos), que

para los efectos de un cliente de distribución este tiempo puede considerarse instantáneo,

no siendo para éste relevante la alta velocidad de respuesta del compensador estático.

Por otra parte, desde el punto de vista económico el costo de la inversión de un

compensador estático es más elevado comparado con un condensador paralelo, debido a

que el sistema de control con tiristores del compensador es de por sí más complejo con

mayores costos y requiere de una infraestructura con una ambientación, que garantice el

correcto funcionamiento de los tiristores, mucho más exigente que la requerida por los

sistemas de control típicos utilizados por los condensadores paralelos. Asimismo, los costos

operativos serían mas elevados en el compensador estático con exigencias de personal más

especializado para su mantenimiento y atención, igualmente los costos en los repuestos

serían más altos.


11


En algunas ocasiones pueden presentarse casos especiales a nivel de Subtransmisión donde

se justifique el alto costo del compensador estático frente a un condensador paralelo. Esta

situación se presenta, por ejemplo, en una acería donde la utilización de hornos de arco

origine fluctuaciones continuas y rápidas de la tensión como las indicadas en la figura N°

12.8.

PERFIL DE TENSION EN EL PUNTO DE ENTREGA DE UN CLIENTE (variaciones

rápidas)

0.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24tiempo (minutos)figura N° 12.8

tensión (pu)

En este caso la utilización de un condensador paralelo implica en primera instancia,

frecuentes conexiones y desconexiones del condensador que exigiría un gran desgaste del

interruptor asociado, y en segunda instancia de necesitarse continuas conexiones y

desconexiones del condensador en breves períodos de tiempo, esto no sería posible en el

condensador dado que una vez que éste se desconecta requiere de un tiempo en el orden de

los minutos para descargarse antes de volverlo a conectarlo, de modo de evitar la

ocurrencia de sobretensiones peligrosas durante la maniobra de energización. El

compensador estático por variar la inyección de reactivos sin conectar y desconectar

condensadores sino regulando la corriente en el banco mediante la conducción o no de los

tiristores, permite una respuesta continua y rápida para el control de la tensión. Esta

condición implica pagar un costo elevado para el control de la tensión pero los daños

originados por la fluctuación continua de la tensión deben así justificarlo, generalmente en

esta situación se prescinde de la rama inductiva dejando solo la rama capacitiva controlada

por tiristores.


12


En resumen la gran utilidad del compensador estático esta dirigida hacia su uso en redes de

transmisión como elemento importante en garantizar la estabilidad transitoria. En la red

eléctrica venezolana se cuenta con dos compensadores de 300 MVAR capacitivos y 300

MVAR inductivos cada uno, instalados en la red a 765 kV, específicamente en la S/E San

Gerónimo (Valle la Pascua) y la S/E La Horqueta (Maracay).

En la figura N° 12.9 se muestra un lay out de un compensador estático donde se observa la

distribución de los diferentes elementos que conforman un diseño típico. Asimismo en la

figura N° 12.10 se puede apreciar una fotografía de un compensador estático.


13


DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE LA DISPOSICIÓN FÍSICA DE LOS ELEMENTOS QUE COMPONEN EL

COMPENSADOR ESTATICO

1. transformador 2. reactores 3. capacitores 4. radiadores 5. radiadores 6. tiristores 7. sistema de

enfriamiento 8. sala de control 9. reactores

amortiguadores 10. sala de baterías 11. sala de UPS

Figura N° 12.9

FOTOGRAFIA DE UN COMPENSADOR ESTATICO

Figura N° 12.10


14


CAPITULO 13

TRANSFORMADORES CON CAMBIADOR DE TOMA El transformador es un equipo que consta de dos o más devanados conductores que se

ejercen inducción mutua, permitiendo reducir o aumentar la tensión de la red eléctrica. Uno

de los devanados denominado primario recibe tensión de la fuente, induciendo tensión

sobre el otro devanado denominado secundario. La tensión inducida en este devanado

podrá ser inferior o superior al devanado primario en función de la relación de

transformación definida por:

N1

a= -------- donde a : relación de transformación (pu/pu)

N2 N1: número de espiras del devanado primario

N2: número de espiras del devanado

secundario

V1 V1: tensión lado primario

V2= --------- V2: tensión lado secundario

a

De esta manera, cuando la relación de espiras del primario es igual a la relación de espiras

del secundario ( N1=N2 ), la relación de transformación es igual a uno ( a=1 ) y la tensión

del lado primario será igual a la tensión del lado secundario en por unidad ( V1=V2 ). Si la

relación de espiras del primario es mayor a la relación de espiras del secundario, la relación

de transformación será mayor a uno y la tensión del lado secundario se reducirá en

respuesta a la tensión del lado primario, esto es:

N1 > N2 a > 1 V2 < V1 transformador reductor

Transformadores con cambiador de toma Sistemas de Potencia II

1


Por el contrario, si la relación de espiras del primario es menor a la relación de espiras del

secundario, la relación de transformación será menor a uno y la tensión del lado secundario

se incrementará en respuesta a la tensión del lado primario, esto es:

N1 < N2 a < 1 V2 > V1 transformador elevador

El transformador viene equipado con un dispositivo denominado cambiador de tomas, que

permite cambiar con relativa facilidad el número de espiras de un devanado. En la figura

N° 13.1, se muestra un diagrama esquemático de un transformador ilustrando el cambiador

de tomas. En este caso particular, el cambiador esta ubicado en el devanado de 13.8 kV,

con cinco tomas identificadas con las letras de la ‘a’ a la ‘e’, el brazo pivote esta

identificado con la letra ‘n’. El movimiento de este brazo hacia cualquiera de las tomas

permite establecer un determinado número de espiras en el arrollado de 13.8 kV, con lo

cual se define una relación de transformación. El cambio de tap de una toma a otra en

presencia de corriente origina un arco eléctrico, que de no estar diseñado el cambiador de

tomas con un elemento para extinguir el arco, puede ocasionar desgaste e incluso daños en

los contactos que pudieran llevar a una indisponibilidad forzada del transformador. En los

transformadores de alta capacidad de potencia como los utilizados en los Sistemas de

Transmisión y Subtransmisión, el cambiador de tomas es un dispositivo externo al

transformador adherido a la cuba, a la cual se lleva el cableado del devanado con las

diferentes tomas. De esta manera, en caso de daño del cambiador el reemplazo del mismo

es accesible de realizar sin necesidad de una intervención mayor del transformador.

De acuerdo al dispositivo rompe arco con que este diseñado el cambiador de tomas, este

puede ser operado:

• Sin tensión.

• Con tensión y sin carga.

• Con carga.

A continuación se comentan cada uno de estos modos de operación:


2


13.8 kV 115 kV

n

cambiador de toma

c

ab

ed

DIAGRAMA ESQUEMATICO DE UN TRANSFORMADOR INDICANDO LA

UBICACIÓN DEL CAMBIADOR DE TOMAS figura N° 13.1


3


13.1 OPERACIÓN DEL CAMBIADOR DE TOMAS SIN TENSION

La operación de este cambiador sin tensión, implica desenergizar el transformador y por lo

tanto un posible corte de energía al cliente. Si se trata de un cliente atendido con un sólo

transformador, como se ilustra en la siguiente figura:

cliente

CLIENTE ATENDIDO CON UN SOLO TRANSFORMADOR

figura N° 13.2

Cualquier cambio de tap implica un corte de energía. Por el contrario, si se utiliza una

alimentación con dos transformadores en paralelo, como se indica a continuación:

cliente

CLIENTE ATENDIDO CON DOS TRANSFORMADORES figura N° 13.3

El cambio de tap pudiera realizarse sin cortar el suministro eléctrico, para esto debe

coordinarse la desenergización de los transformadores en baja carga, siempre y cuando este

valor de carga no supere la capacidad de un transformador. De esta manera, se desenergiza

un transformador por vez para realizar el cambio de tap.

Estos inconvenientes originan que este tipo de aplicación del tap se utilice típicamente en

transformadores asociados a unidades generadoras o en transformadores de distribución

colocados en postes, por los siguientes motivos:


4


Los transformadores asociados a unidades generadoras como se indican en la siguiente

figura:

cliente transformador de la unidad generadora

TRANSFORMADOR ASOCIADO A LA UNIDAD GENERADORA figura N° 13.4

Por estar conectados directamente a un generador, el control de tensiones en las barras

adyacentes al transformador se realiza con el generador, no siendo necesario cambiar el tap.

Solamente cuando las condiciones de carga han cambiado drásticamente se reajusta el tap,

para lo cual no habría mayor inconveniente para cambiarlo, dado que puede aprovecharse la

condición de baja carga donde generalmente se colocan generadores fuera de servicio por

control de frecuencia para realizarlo.

En los transformadores de distribución colocados en postes, la accesibilidad por parte del

personal para realizar un cambio de tap es restringida, debe disponerse de un camión cesta

para elevar el personal hasta el transformador, lo que implicaría acercarse a unas distancias

donde se expondría la seguridad del mismo, siendo conveniente desenergizar el

transformador. Ante la necesidad de desenergizar el transformador no tiene sentido dotarlo

con un cambiador de toma con dispositivo rompe arco.

Las razones expuestas están en concordancia con el factor económico, un cambiador de

toma operable sin tensión, reduce los costos del transformador, siendo esto un factor a

considerar cuando se tiene en cuenta que este tipo de transformador se utiliza para atender

cargas residenciales y pequeña industria, donde los costos deben mantenerse controlados.

Asimismo por razones técnico-económicas, el cambiador de tomas en muchos

transformadores de distribución no es accesible de forma externa, debe desenergizarse el


5


transformador, destapar una tapa de visita, e introducir la mano dentro del transformador

para realizar el cambio de tap.

Desde el punto de vista del control de tensiones, el tap debe ajustarse de forma permanente

para minimizar los cortes de energía al cliente producto de un cambio del mismo,

solamente cuando las condiciones de carga han variado drásticamente se debe reajustar el

tap.

13.2 OPERACIÓN DEL CAMBIADOR DE TOMA CON TENSION Y SIN CARGA

Este tipo de cambiador al igual que el cambiador operable sin tensión implica desconectar

la carga por el transformador, la diferencia estriba en que no es necesario abrir los

interruptores asociados a ambos lados del transformador, en la siguiente figura se ilustra

esta situación

Sistema I1 I2

TRANSFORMADOR CON CAMBIADOR DE TOMA OPERABLE CON TENSION Y SIN CARGA

figura N° 13.5

En caso de ser un cambiador operable sin tensión sería necesario abrir los interruptores I1 e

I2 para garantizar la ausencia de tensión al transformador. En cambio al ser el cambiador

operable con tensión y sin carga, sólo con abrir el interruptor I2 se podría realizar el cambio

de tap. Obsérvese que en ambos casos se debe interrumpir el flujo de potencia por el

transformador, con lo cual se compromete el suministro de energía a los clientes durante

esta operación.

En estas circunstancias el beneficio de haber usado un cambiador de tomas operable con

tensión en vez de uno operable con tensión y sin carga, es de haber ganado unos pocos


6


minutos en tiempo de maniobras, por esta razón típicamente esta opción intermedia no es

muy usada.

Una situación en donde puede plantearse comprar un cambiador de toma operable con

tensión y sin carga es la mostrada a continuación:

Sistema

S/E A S/E B S/E C

S/E D

EJEMPLO DE LA VENTAJA DE TENER UN CAMBIADOR DE TOMA OPERABLE CON TENSION Y SIN CARGA CON RESPECTO A UNO OPERABLE SIN TENSION

figura N° 13.6 En este caso se tiene un transformador conectado a la barra con seccionador, aunque en el

lado de baja tensión donde se encuentra el cliente se cuenta con un interruptor. La maniobra

de cambiar el tap en un transformador con dicho cambiador operable sin tensión, requerirá

abrir el interruptor del lado de baja tensión para desconectar la carga, posteriormente se

abre el seccionador con tensión para desenergizar el transformador y así realizar el cambio

de tap. Una vez completada esta operación el problema se presentaría para poner en

servicio el transformador. Como se observa, un planteamiento sería energizarlo con el

seccionador, sin embargo la energización con seccionadores no es aconsejable, por lo tanto

habría que abrir los interruptores asociados a las líneas de la S/E B proporcionando un corte

del servicio a los clientes de la S/E C, para proceder a energizar el transformador con el

interruptor de la línea habiendo cerrado previamente el seccionador del transformador sin

tensión. Posteriormente se recuperaría la carga de las S/Es C y D cerrando los interruptores

respectivos. Transformadores con cambiador de toma Sistemas de Potencia II

7


Por el contrario de usarse un cambiador de tomas operable con tensión y sin carga, la

maniobra sería abrir el interruptor del lado de baja tensión del transformador para

desconectar la carga y con esas condiciones de tensión en el equipo se realiza el cambio de

tap. Posteriormente, se vuelve a cerrar este interruptor para recuperar la carga. Una

maniobra más sencilla y con menos cortes del servicio eléctrico.

Aunque en esta situación pudiera resultar ventajoso usar un cambiador de tomas operable

con tensión y sin carga, esta alternativa compite con la opción de tener un cambiador

operable con carga donde se puede regular la tensión con el tap sin interrumpir el servicio

eléctrico como se explica a continuación.

13.3 OPERACIÓN DEL CAMBIADOR DE TOMA CON CARGA

Este tipo de cambiador no requiere interrumpir la carga para realizar el cambio de tap,

estando el cambiador diseñado con un dispositivo rompe arco para minimizar los puntos

calientes que se crean durante el cambio de tap. Este tipo de cambiador puede ser manual o

automático, a continuación se muestran ambos modos de operación.

OPCION MANUAL

En el cambiador operable en forma manual, el operador para realizar el cambio de tap debe

acercarse hasta el transformador y a través de un mando tipo volante mover éste para

realizar el cambio de tap. El mando del cambiador de toma puede motorizarse, en este caso

en vez de usar el volante se presiona un botón para que un motor acoplado al cambiador de

toma realice el cambio de tap sin necesidad de girar el volante. Asimismo, con la opción

motorizada la operación puede hacerse local o remota. En la opción local el botón estaría

ubicado adyacente al transformador, en la opción remota este botón puede colocarse en un

punto lejano como en la sala de mando de una subestación extendiéndose un cableado u

otro canal de comunicación para realizar la operación, esta modalidad le daría mayor

flexibilidad a la operación.


8


La desventaja de tener el cambiador de toma operable con carga en forma manual es que en

una subestación de distribución, por ejemplo (ver figura N° 13.7 ), donde se requiere

mantener una tensión estable en el lado de baja tensión para garantizar la calidad de la

misma a los clientes ubicados en los diferentes alimentadores, se dependería de la acción

del operador para realizar el cambio de tap. Es decir, en caso de presentarse una tensión en

barra fuera del rango deseado, el operador tendría que iniciar la acción del cambio de tap,

por lo que se dependería del factor humano. En donde el operador pudiera estar sujeto a

errores o descuido que en un sistema automatizado se minimizarían. Como contraparte, el

operador tendría mayor capacidad para analizar situaciones imprevistas para el cual el

sistema automatizado no estaría programado, por esta razón es preferible descargar al

operador de estas tareas rutinarias fácil de automatizar y dejarle al hombre la

responsabilidad de la supervisión y visión general de la operación.

Subestación de

distribución

DIAGRAMA ESQUEMATICO DE UNA RED CON UNA SUBESTACION DE DISTRIBUCION

figura N° 13.7 OPCION AUTOMATICA

Con esta modalidad el cambio de tap se realiza sin la intervención del operador en

respuesta a la acción de control de un sistema automatizado que se denominará controlador.

Este equipo tiene asociado un voltaje de referencia con un rango mínimo y máximo de

operación como se ilustra.


9


se ordena no hay se ordena el cambio de tap acción el cambio de tap para subir tensión para bajar tensión x x x Vmin Vref Vmax

NIVEL DE TENSION PARA EL CAMBIO DE TAP figura Nº 13.8

Cuando la tensión este en un valor comprendido entre el valor mínimo y máximo este no

ejercerá ninguna acción de control, por el contrario si la tensión es superior al valor

máximo o inferior al valor mínimo, el controlador ordenará un cambio de tap para bajar o

subir tensiones respectivamente según sea el caso. A esta acción de control se le asocia un

temporizado para evitar continuos cambios de tap producto de variaciones transitorias de la

tensión, como por ejemplo el arranque de un motor. El cambiador de tomas esta diseñado

para cambiar ante variaciones de tensión que impliquen cambios permanentes de la misma,

por este motivo para que el controlador tome una acción de control para mover el tap la

tensión debe permanecer un tiempo mayor al temporizado por encima o por debajo de la

tensión máxima o mínima respectivamente. Este tiempo típicamente esta en el orden de uno

a dos minutos.

La opción automática es muy usada en los transformadores ubicados en las subestaciones

de distribución y subtransmisión, no así en las subestaciones de transmisión donde se usa

con mas frecuencia la opción manual.

13.4 IMPORTANCIA DEL CAMBIADOR DE TOMAS

La utilidad del cambiador de tomas en un transformador es que permite regular en forma

fina la tensión en el punto cercano al cliente. Generalmente los cambiadores de toma están

diseñados para variar la tensión en un rango comprendido entre ± 10 % de la tensión Transformadores con cambiador de toma Sistemas de Potencia II

10


nominal, aunque en algunos cambiadores esto pudiera estar limitado a un rango de ± 5%.

Asimismo, el incremento o decremento de la tensión por variar el tap una posición esta

comprendido entre 1% y 1.5 %, es decir, si se deseara variar la tensión 10% debería

moverse el tap varias posiciones hasta ubicarlo en la posición máxima, con lo cual se

quedaría el transformador sin capacidad de regulación a la vez que se incrementaría los

cambios de toma, es conveniente puntualizar que en el cambiador de toma su vida útil esta

condicionado entre otros aspectos, aún número máximo de cambios de toma, debiéndose

optimizar cada cambio de tap. Estos considerandos reafirman que el cambio de tap debe

utilizarse para garantizar el control fino de la tensión con los mínimos cambios de tap.

13.5 OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES EN PARALELO CON

DIFERENTES TAP

Una condición que puede presentarse al operar transformadores en paralelo con cambiador

de toma, es que estos en determinado momento operen con diferente relación en el

cambiador de toma, es decir, dado dos transformadores en paralelo como se ilustra.

tap=1pu Icirculante tap=1.02 pu

OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES EN PARALELO CON DIFERENTE TAP figura N° 13.9

De relación nominal 115/13.8 kV (tap=1 pu), se puede presentar el caso que se tenga un

transformador operando en la relación 115/13.8 kV (tap=1pu) y el otro en la relación

115/14.07 kV (tap=1.02 pu), la consecuencia de esta operación es una corriente circulante

fluyendo únicamente por ambos transformadores. Una forma sencilla de entender este


11


fenómeno puede visualizarse a través del siguiente ejemplo. Supóngase dos

transformadores de una subestación operando en el lado de baja tensión con secciones de

barra desacopladas y sin carga.

tap=1pu V1=1pu V2=1pu T1 T2 V2=1.02pu tap=1.02pu

OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES CON DIFERENTE TAP. BARRAS DESACOPLADAS EN EL LADO DE BAJA TENSION

figura N° 13.10

Con el transformador T1 operando en la posición nominal (tap= 1pu) y el transformador T2

en la posición de tap=1.02 pu, se tiene que al inyectar la tensión nominal en el primario la

tensión en el secundario será V2= 1 pu para el transformador T1 y V2= 1.02 pu para el

transformador T2. Al acoplarse las secciones de barra en el secundario independientemente

del tap de cada transformador, la tensión en el secundario será un único valor que tenderá a

unificarse en el valor promedio de tensión entre ambas secciones de barra.

V1=1pu V2=1.01 pu Icirculante OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES CON DIFERENTE TAP CON CORRIENTE

CIRCULANTE figura N° 13.11


12


Esto trae como consecuencia una corriente circulante entre los transformadores para lograr

el equilibrio de la tensión, de acuerdo a la ley de Kirchoff.

La presencia de esta corriente origina la disminución de la capacidad de potencia del banco

de transformadores debido a la distribución desigual del flujo de potencia por los mismos.

En el siguiente ejemplo, se tienen dos transformadores de 20 MVA de capacidad cada uno

atendiendo una carga de 30 MVA, operando ambos en la posición de tap nominal (a=1).

V2=0.985 pu V1=1.0 pu 15 MVA

15 MVA

T2 a=1

T1 a=1

30 MVA FP=0.8 Inductivo 24MW 18MVAR9.3 MVAR

9 MVAR

12 MW

12 MW

9 MVAR

12 MW

9.3 MVAR

12 MW

DISTRIBUCION DEL FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES EN PARALELO OPERANDO CON EL MISMO TAP

figura N° 13.12

Como se observa al ser dos transformadores de igual impedancia la distribución de potencia

es equitativa. Al variarse el tap del transformador T1 a la posición 0.99 pu con el fin de

incrementar la tensión en el lado secundario, se crea una corriente circulante que altera la

distribución del flujo de potencia reactiva, dejando inalterable la distribución del flujo de

potencia activa. Como se observa en el figura N° 13.13, por un transformador fluyen 12.8

MVAR y por el otro 5.9 MVAR, lo que conlleva a que el transformador T1 este cargado en

aproximadamente 5 MVA más que el transformador T2. Este valor de potencia se traduce

en una reducción de la capacidad total del banco de transformación, es decir, en la medida


13


que se incremente la carga, el transformador T1 tendrá una potencia fluyendo por éste igual

a su capacidad nominal (20 MVA), estando aún el transformador T2 por debajo de este

valor. Representando la diferencia del flujo de potencia por este último transformador con

respecto a su valor nominal, el valor de potencia de reducción del banco de transformación.

La operación con los dos transformadores con flujo de potencia desigual no ocasiona

ningún problema a los transformadores, siempre y cuando el flujo se mantenga por debajo

de su potencia nominal, pudiéndose operarse en esta condición de forma indefinida sin que

esto origina una condición de riesgo. La desventaja de esta operación radicaría en la

reducción de la capacidad de transformación del banco.

V2=0.99 pu V1=1.0 pu 13.3 MVA

17.6 MVA

T2 a=1

T1 a=0.99


5.7 MVAR

11.9 MW

12.1 MW

12.3 MVAR

11.9 MW

12.8 MVAR

12.1 MW

DISTRIBUCION DEL FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES EN PARALELO OPERANDO EL TRANSFORMADOR T1 EN EL TAP 0.99 Y EL

TRANSFORMADOR T2 EN EL TAP NOMINAL figura N° 13.13

A manera de ejemplo, se varió el tap del transformador T1 a la posición 0.97, con el fin de

incrementar la diferencia con respecto al tap del transformador T2 y de esta manera

magnificar los efectos de la operación con diferente tap en transformadores en paralelo

facilitando su análisis. En la figura N° 13.14 se muestra esta condición, obsérvese que la

diferencia de tap incrementa la distribución desigual del flujo de potencia reactiva,

ocasionando incluso que el flujo de potencia reactiva por el transformador T2 se invierta en


14


una pequeña proporción, fluyendo por el transformador T1 toda la potencia reactiva

demandada por la carga. En este caso, esta operación origina una sobrecarga del 14% por el

transformador T1, lo que constituye una operación indeseada. La operación de un

transformador sobrecargado produce una elevación de la temperatura del mismo a valores

para la cual no esta diseñado, por esta razón los transformadores cuentan con una

protección de alta temperatura, que en una primera etapa señaliza una alarma, con el fin de

darle oportunidad al operador de reducir la carga, de no tomarse ninguna acción la

temperatura seguiría elevándose hasta alcanzar el valor de temperatura, para la cual la

protección emitiría un disparo al transformador. Nótese en este ejemplo que a pesar de

contarse con dos transformadores de 20 MVA cada uno, lo que proporcionaría una

capacidad de transformación de 40 MVA, no es posible suplir la carga de 30 MVA por la

condición de sobrecarga que provocaría operar con diferente tap

V2=1.0 pu V1=1.0 pu 11.9 MVA

22.8 MVA (14% sobrecarga)

T2 a=1

T1 a=0.97


1.3 MVAR

11.8 MW

12.2 MW

19.3 MVAR

11.8 MW

20.1 MVAR

12.2 MW

DISTRIBUCION DEL FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES EN PARALELO OPERANDO EL TRANSFORMADOR T1 EN EL TAP 0.97 Y EL

TRANSFORMADOR T2 EN EL TAP NOMINAL figura N° 13.14

Del ejemplo presentado se concluye que la operación de transformadores en paralelo con

diferente tap no tiene ningún beneficio, la pregunta ahora es ¿ Cuales con las condiciones

que originarían adoptar esta modalidad de operación ?. En verdad si hubiera posibilidad de

elección la respuesta sería ninguna, sin embargo pueden presentarse algunas circunstancias


15


en el Sistema de Potencia que obligarían a operar de esta manera, a continuación se

explican dos posibles situaciones.

1. Al operar transformadores en paralelo con cambiador de toma operable bajo carga y en

la modalidad automática, donde los cambios de tap son comandados por controladores

independientes, puede ocurrir que aún ajustándolos en los mismos valores, por errores

propios del equipamiento, se tenga una tensión umbral donde un controlador detecte la

condición de ordenar un cambio de tap y el otro controlador por la misma condición

marginal no ordene el cambio de tap, en ese momento los transformadores quedarían

operando con diferente tap provocando una corriente circulante. Esta condición como se

explicó anteriormente, no necesariamente representa una condición peligrosa, sin

embargo típicamente los sistemas de control asociados a estos transformadores pueden

detectar esta diferencia de tap, de manera tal de emitir una alarma al operador para que

este tome acción normalizando los tap.

2. En un segundo ejemplo, se puede mencionar el caso que se tenga una carga atendida

por un transformador. Esta carga pudiera con el paso de los años experimentar un

crecimiento que amerite colocar un segundo transformador en paralelo para atender la

demanda. Ante esta situación como alternativa temporal, la compañía eléctrica pudiera

colocar un segundo transformador que disponga en su almacén de la misma relación de

transformación e impedancia, pero tal vez con diferentes relaciones en su cambiador de

toma con respecto al transformador existente, esta desigualdad provocaría pequeñas

corrientes circulantes producto de la diferencia en las tensiones inducidas. Esta

situación persistiría hasta que se adquiera el transformador adecuado.


16


CAPITULO 14

SISTEMAS DE EXCITACION

El Sistema de excitación de una máquina sincrónica lo constituyen el conjunto de equipos

encargados de proveer y controlar la corriente del rotor necesaria para mantener el campo

electromagnético en el entrehierro, garantizar una tensión terminal en el generador

constante e igual a un valor de referencia dado y proporcionar la mínima corriente de

campo necesaria para que el generador no pierda estabilidad. Adicionalmente como

objetivo secundario, el Sistema de excitación controla la cantidad de potencia reactiva que

absorbe o entrega la máquina.

En la figura Nº 14.1 se muestra el conjunto generador-gobernador-excitatriz, en éste la

entrada a la excitatriz lo constituye el voltaje terminal de la máquina y su salida la tensión

de campo, la cual es inyectada en el devanado de campo (rotor) para que conjuntamente

con el movimiento rotativo de la máquina induzca una tensión terminal en el estator de la

unidad.

GENERADOR

POTENCIA MECANICA

TENSIÓN DE CAMPO EXCITATRIZ

VELOCIDAD

TURBINA GOBERNADOR

TENSIÓN TERMINAL

Figura N 14.1

Sistemas de excitación. Sistemas de Potencia II 1

UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD Se distinguen dos tipos básicos de excitatrices, estas son:

1. Excitatrices rotativas.

2. Excitatrices estáticas.

14.1 EXCITATRICES ROTATIVAS

Las excitatrices rotativas son las más antiguas y aún se encuentran en servicio en algunas

plantas de generación del país, aunque ya no están en el mercado. Constan de una fuente

DC representada por un generador de corriente directa ubicado en el mismo eje del

generador de potencia (ver figura Nº 14.2 ), por lo cual las variaciones de velocidad que se

producen en este eje producto de eventos en el Sistema de Potencia, pueden afectar la

tensión generada en la fuente de corriente directa. Por esta razón, este tipo de generadores

están asociados a elementos de control que permitan garantizar en gran medida una tensión

constante a la salida de la fuente DC.

TURBINA GENERADOR FUENTE DC

SISTEMA TURBINA-GENERADOR-EXCITATRIZ

Figura N° 14.2 La tensión de salida de esta fuente es aplicada sobre un reóstato variable y sobre el

devanado de excitación ubicado en el rotor del generador. La tensión aplicada sobre este

devanado es llamada tensión de campo y esta determinada por la caída de tensión

producida en el reóstato (ver figura Nº 14.3 ). El reóstato es controlado continuamente por

un regulador de voltaje, la actuación de este regulador mueve el cursor del reóstato


UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD variando la resistencia insertada, de esta manera se produce una variación de la caída de

tensión en el reóstato originando un incremento o decremento de la tensión de campo según

haya sido la consigna del regulador.

La actuación de este regulador es determinado por la señal de error proveniente de la

diferencia entre el voltaje terminal del generador y el voltaje de referencia que se desea

mantener. Cuando estas dos tensiones son iguales la entrada al regulador será cero, no

originándose ningún movimiento sobre el reóstato y se mantendrá la tensión de campo

constante. De producirse una variación en la tensión terminal que origine una señal error

diferente de cero, se producirá una señal de control en el regulador de voltaje que originará

un movimiento del reóstato para modificar la tensión de campo. Esta variación implicará un

incremento o decremento de la tensión terminal de modo de igualarla nuevamente a la

tensión de referencia y originar una señal de error igual a cero que produzca un nuevo

estado estacionario.

Vref Vt

REGULADOR DE VOLTAJE

FUENTE DC (acoplada al eje del generador)

+

+

Vt tensión de campo

GENERADOR

REOSTATO

EXCITARIZ ROTATIVA Figura N° 14.3


UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD 14.2 EXCITATRICES ESTATICAS

Estas excitatrices como su nombre lo indican no están asociadas a elementos rotativos que

impliquen componentes mecánicos, lo que le confiere una alta velocidad de respuesta.

Consta de una unidad reguladora de tensión y una unidad de fuerza construidas con

elementos eléctricos y electrónicos. En la figura Nº 14.4 se muestra un diagrama

esquemático de estas excitatrices.

La unidad de fuerza consta de un puente rectificador controlado por tiristores y una unidad

limitadora. El puente rectificador tiene como entrada la tensión terminal de la máquina

previamente reducida a través de transformadores de tensión. Esta señal de voltaje AC es

convertida en el puente a una señal de voltaje DC, denominada tensión de campo, la cual

alimenta al devanado de campo ubicado en el rotor de la unidad generadora, induciéndose

el voltaje terminal en el estator de la unidad.

limitador

RECTIFICADOR CONTROLADO

POR TIRISTORES

Vt Efd GENERADOR GENERADOR

DE PULSOS REGULADORDE VOLTAJE

Vt

Vre f+

Vt DIAGRAMA ESQUEMATICO DE UNA EXCITATRIZ ESTATICA

Figura N° 14.4


UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD El valor de la tensión de campo puede variarse cambiando el ángulo de disparo de los

tiristores, al conducir estos para diferentes ángulos originan distintos valores de voltaje DC

a la salida del puente de tiristores. El punto de conducción de los tiristores lo determinan

los pulsos enviados de la unidad reguladora de tensión.

La unidad limitadora sensa la corriente de campo de modo de establecer las limitaciones de

operación de la excitatriz. Este circuito utiliza la señal proveniente del puente rectificador,

si por alguna razón la corriente que circula por el devanado de campo sobrepasa los límites

permitidos, esta unidad limitará la salida máxima del puente hasta un valor máximo

llamado voltaje cielo. Este voltaje representa la máxima tensión DC que la excitatriz es

capaz de suplir desde sus terminales por un corto tiempo.

El regulador de tensión consta de una tarjeta comparadora de tensión, la tarjeta reguladora,

y la tarjeta de pulsos. Este regulador envía los pulsos al puente de tiristores para bajar o

subir la tensión de campo garantizando así la tensión terminal constante. El proceso se

inicia en la tarjeta comparadora de tensión, la cual recibe como entrada una señal DC de

bajo valor equivalente a la tensión terminal del generador, ahí se compara con la tensión de

referencia fijada por el operador, determinándose el error entre estas dos tensiones. La

diferencia entre estas dos señales es enviada al regulador, quien provee a la tarjeta de

pulsos, la consigna de control para enviar los pulsos que controlan la secuencia y el ángulo

de disparo de los tiristores.

14.3 MODELOS DE EXCITATRICES

De acuerdo al tipo de excitatriz se debe establecer el modelo que la representa, en este

material solamente se presentará el modelo de las excitatrices estáticas, dado que el análisis

de los modelos está más asociado a los Sistemas de Control. El modelo más utilizado para

representar las excitatrices estáticas se muestra en la figura N° 14.5.


UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD puente de tiristores y limitador comparador regulador de voltaje

+ puente limitador de corrientes negativas

figura N° 14.5 Efd min

Efd max Vt

K 1 + sTe 1 + sTb

1 + sTa

Vpss

Vt

Vref

Efd

En este modelo primeramente se simula el detector de la desviación de tensión, donde se

compara la diferencia entre la tensión terminal y la tensión de referencia, la desviación

obtenida permite excitar al regulador de voltaje, si esta diferencia es cero, este regulador no

se excita y no se genera ninguna acción de subir o bajar la tensión de campo, indicando que

el voltaje en terminales del generador es igual a la tensión de referencia. En el detector de

desviación de tensión se observa una tercera señal simbolizada como Vpss, esta señal es la

proveniente del estabilizador de potencia también denominado por la literatura

especializada como power system stabilizer ( PSS ), que para efectos de este análisis esta

señal no será considerada.

La salida del detector de desviación de tensión va hacia el regulador de voltaje, modelado

por una red de adelanto y atraso compuesto de un elemento derivativo con una constante de

tiempo Ta y un elemento integrativo con una constante de tiempo Tb. La ganancia del

regulador de voltaje esta representado por K, la cual esta asociada a una constante de

tiempo Te, que en muchos casos se puede despreciar ( Te=0 ).

La salida del regulador de voltaje va hacia un multiplicador, donde se multiplica con el

voltaje terminal representando el efecto del puente rectificador controlado por tiristores.

Posteriormente la señal obtenida pasa al puente limitador de corrientes negativas que

modela el efecto de los puentes rectificadores unidireccionales, que a través de un circuito

de descarga con una resistencia no lineal permiten proteger al devanado de campo de


UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD corrientes negativas, en el caso de no existir este circuito este bloqueo no es considerado en

el modelo.

Finalmente, la tensión obtenida pasa al limitador de la tensión de campo ( Efd ) limitada

por la tensión cielo tanto positiva como negativa.

DIFERENCIAS ENTRE LAS EXCITATRICES ESTATICAS Y LAS

EXCITATRICES ROTATIVAS

EXCITATRICES ROTATIVAS

− Presenta elementos electromecánicos.

− Presenta baja ganancia.

− Tiene una baja velocidad de respuesta

asociada a constantes de tiempo altas.

− La tensión de cielo alcanza bajos

valores, hasta dos veces el valor que

presenta esta tensión en condiciones

normales.

− Mayor mantenimiento por ser un

sistema rotativo, en especial el cambio

de carbones en las escobillas.

− No contribuye de manera significativa

a mejorar la estabilidad transitoria por

su baja velocidad de respuesta.

EXCITATRICES ESTATICAS

− Presenta elementos electrónicos.

− Presenta alta ganancia.

− Tiene una alta velocidad de respuesta

asociada a constantes de tiempo bajas.

− La tensión de campo alcanza altos

valores, hasta cinco veces el valor que

presenta esta tensión en condiciones

normales

− Menor mantenimiento por ser un

sistema estático.

− Mejora la estabilidad transitoria por su

alta velocidad de respuesta.

En base a estas diferencias a continuación se explica el comportamiento de la excitatriz

cuando es sometida a una pequeña y gran perturbación, donde se denotan estas diferencias.



14.5 RESPUESTA DE LA EXCITATRIZ ANTE UNA PEQUEÑA

PERTURBACION.

Una manera de examinar la respuesta del conjunto generador-excitatriz, consiste en aplicar

un escalón de tensión en el voltaje de referencia de la excitatriz con la unidad en carga, este

evento es considerado como una pequeña perturbación que permite teóricamente revisar los

modelos que representan los diferentes sistemas de control, de manera de estudiar la

respuesta dinámica del Sistema de Potencia ante perturbaciones. En la práctica esta es una

prueba que eventualmente se realiza para examinar la amortiguación de la unidad

generadora con sus lazos de control operando con los diferentes ajustes calculados en los

modelos teóricos.

En la figura N° 14.6 puede observarse un diagrama esquemático del conjunto generador-

excitatriz indicando el punto donde se inyecta el escalón de tensión. Este escalón consiste

en incrementar o decrementar bruscamente la tensión de referencia de la unidad generadora

de forma tal que la unidad suba o baje su tensión terminal en un pequeño porcentaje.

Típicamente el porcentaje de variación de este escalón esta acotado entre 1 y 5, de forma

tal que la perturbación introducida no afecte a los clientes conectados a la red eléctrica.

Con el fin de analizar la respuesta de una excitatriz estática y una rotativa ante una pequeña

perturbación, a continuación se estudia dicha respuesta ante un escalón de tensión del 5%

positivo en el voltaje de referencia de dichas excitatrices, que tenderá a incrementar la

tensión terminal en ese mismo porcentaje.



+

punto de inyección del escalón de prueba

Vref

Vt

TENSIÓN DE CAMPO

POTENCIA MECANICA

EXCITATRIZ

GENERADORVOLTAJE TERMINAL

VELOCIDAD

TURBINA GOBERNADOR

Figura N° 14.6

Al momento de producirse el escalón se crea un diferencial entre el voltaje terminal y el

voltaje de referencia, esta diferencia originará la actuación del regulador de voltaje que

ordenará incrementar la tensión de campo. En la figura N° 14.7 puede observarse la

respuesta de la tensión de campo para ambas excitatrices denotándose amplias diferencias

entre éstas que se detallan a continuación:

− Inicialmente se observa un súbito incremento de la tensión de campo de la excitatriz

estática permitiendo incrementar esta tensión desde 260 voltios hasta casi 1000 voltios,

es decir cuatro veces el valor inicial; mientras que en la excitatriz rotativa este



COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN DE CAMPO ANTE UN ESCALON DE TENSIÓN EN EL VOLTAJE DE REFERENCIA

Figura N° 14.8

Figura N° 14.7

ezcitatriz rotativaezcitatriz estática


COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN DE CAMPO ANTE UN ESCALON DE TENSIÓN EN EL VOLTAJE DE REFERENCIA



incremento es mas suave y gradual, incrementándose desde 260 voltios hasta 430

voltios, no alcanzando a duplicar su valor inicial.

− El tiempo de respuesta es notable en la excitatriz estática alcanzando su valor máximo

en 50 milisegundos, este valor puede observarse en mayor detalle en la figura N° 14.8,

donde se muestra la tensión de campo para ambas excitatrices en una escala de tiempo

menor ( de 0 a 1 segundo). En la excitatriz rotativa este valor máximo se alcanza casi a

los 10 segundos.

− El tiempo de estabilización de la excitatriz estática se alcanza aproximadamente en un

segundo, por lo cual el efecto sobre la dinámica de esta excitatriz es despreciable

después de este tiempo al mantenerse ésta en un valor constante. En la excitatriz rotativa

aunque su tiempo de estabilización sobrepasa los 10 segundos, puede considerarse que

después de los 2 segundos su efecto sobre la dinámica del Sistema es poco significativa,

dado que la variación de la tensión de campo después de ese tiempo es muy pequeña y

gradual.

La variación en la tensión de campo origina un incremento de la tensión terminal de la

unidad generadora. En la figura N° 14.9 puede observarse el comportamiento de esta

tensión ante el escalón de tensión introducido. En esta se puede observar que la tensión

terminal inicial es de 1 pu y tenderá a incrementarse en 5 % (1.05 pu). Al analizar la

respuesta tanto para la excitatriz rotativa como la estática se puede concluir:

− La tensión terminal alcanza su valor final de 1.05 pu en aproximadamente un segundo en

la excitatriz estática, en concordancia con la rapidez de respuesta de la tensión de

campo. Mientras que en la excitatriz rotativa el valor de 1.05 pu lo alcanza en

aproximadamente 6.5 segundos, denotando su menor rapidez de respuesta.


UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD − En dos segundos la tensión terminal para el caso de la excitatriz estática esta totalmente

estable e igual a un valor constante (1.05 pu). En la excitatriz rotativa, en diez segundos

aún la tensión terminal no se ha estabilizado presentando un sobrepaso con respecto a

1.05 pu que tenderá a estabilizarse después de ese tiempo.

Este incremento de la tensión terminal origina que la máquina se sobreexcite en mayor

proporción aportando potencia reactiva capacitiva al Sistema. En la figura N° 14.10 se

muestra el comportamiento de la potencia reactiva ante este evento, donde se evidencia este

efecto. Obsérvese como la potencia reactiva para ambos casos se incrementa desde su valor

inicial de 0 MVAR hasta un valor capacitivo, siendo mayor la rapidez de respuesta de la

excitatriz estática en concordancia con lo explicado anteriormente. En este caso la

excitatriz estática aporta una mayor cantidad de potencia reactiva, 180 MVAR en la

excitatriz estática contra 40 MVAR de la excitatriz rotativa.

En la potencia activa de la unidad (ver figura N° 14.11 ) se observa una oscilación

momentánea debido a que la variación en la tensión de campo introduce un cambio en el

torque eléctrico que afecta el torque acelerante y desacelerante de la unidad, este efecto es

transitorio mientras dure la respuesta de la tensión de campo. Es conveniente denotar que

para ambos casos el valor final de la potencia activa es igual al valor inicial, dado que no se

ha producido ningún desbalance generación-carga la máquina debe estabilizarse en el

mismo valor.



COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN TERMINAL ANTE UN ESCALON DE TENSIÓN EN EL VOLTAJE DE REFERENCIA

Figura N° 14.9



COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA REACTIVA ANTE UN ESCALON DE TENSIÓN EN EL VOLTAJE DE REFERENCIA

Figura N° 14.10



COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA ACTIVA ANTE UN ESCALON DE TENSIÓN EN EL VOLTAJE DE REFERENCIA


Figura N° 14.11



14.6 RESPUESTA DE LA EXCITATRIZ ANTE UNA GRAN PERTURBACION

En esta parte se estudia el comportamiento del conjunto generador-excitatriz ante una gran

perturbación, tal como la ocurrencia de una falla trifásica de baja impedancia de falla en

bornes del generador (ver figura N° 14.12 ). En este caso se trata de una excitatriz estática.

resistencia de falla

generador

SISTEMA ELECTRICO

Figura N° 14.12 Al producirse la falla se produce una fuerte depresión de tensión que ocasiona que la

tensión terminal de la máquina disminuya desde su valor pre-falla cercano a 1 pu a una

tensión muy baja en el orden de 0.4 pu, esta depresión de tensión se refleja en todo el

Sistema Eléctrico y tiene una corta duración ( 100 milisegundos ), correspondiente al

tiempo de despeje de la falla.

En la figura N° 14.13 se muestra el comportamiento descrito de la tensión terminal de la

unidad generadora. En esta se presenta una primera gráfica con una resolución de un

segundo, donde se evidencia la depresión de tensión inicial y la rápida recuperación de la

tensión una vez despejada la falla. Similarmente, se muestra una segunda gráfica con una

resolución de cinco segundos, donde se observa que la tensión se recupera rápidamente

estabilizándose en un segundo en un valor cercano a su valor pre-falla. En esta situación a

pesar que la máquina fue sometida a una gran perturbación, su exigencia no compromete la

estabilidad de la unidad.



Ante esta fuerte variación de la tensión terminal la excitatriz responde incrementando la

tensión de campo durante la falla para recuperar la tensión terminal. En la figura N° 14.14

puede observarse el comportamiento de la tensión de campo durante los primeros 100

milisegundos, la tensión de campo se incrementa desde su valor inicial de 250 voltios a un

valor cercano a los 900 voltios ( 3.6 veces), producto de la actuación del regulador de

tensión de la excitatriz al detectar una diferencia entre el voltaje terminal y el voltaje de

referencia.

En los primeros milisegundos a pesar que la tensión de campo se incrementa hasta su valor

cielo, se observa que momentos antes de despejar la falla la tensión de campo es inferior al

valor que tiene después de despejada la falla y que esta se incrementa súbitamente justo en

el momento de despejar la falla. Este comportamiento se debe a que la magnitud del voltaje

de campo esta determinada por el voltaje terminal inyectado en el puente rectificador de la

excitatriz. Durante el lapso de falla la tensión terminal se deprime un 60 % y es esta

fracción de la tensión terminal la que es rectificada en el puente de tiristores, los cuales

están a su máxima conducción para producir la tensión cielo en la excitatriz. Una vez

despejada la falla los tiristores conservan por unos milisegundos su máxima conducción,

sin embargo la tensión terminal inyectada al puente de tiristores para ser rectificada es

mayor, esta se ha recuperado a un valor cercano a 1 pu, produciéndose una tensión cielo

cercana a los 1900 voltios ( 7.6 veces el valor inicial ). Nótese que el incremento súbito es

producido por el incremento de la tensión terminal a ser rectificada y no por la acción del

regulador de voltaje al variar el ángulo de disparo de los tiristores. Una vez despejada la

falla y recuperada la tensión terminal, el regulador de voltaje enviará los nuevos ángulos de

disparo a los tiristores permitiendo en unos pocos milisegundos reducir la tensión de campo

a un valor cercano al valor pre-falla y contribuir de esa manera a estabilizar la tensión



Figura N° 14.13a

COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN TERMINAL EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN TERMINAL EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

Figura N° 14.13b



COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN DE CAMPO EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN DE CAMPO EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

Figura N° 14.14a

Figura N° 14.14b



terminal. En este proceso de estabilización la tensión de campo puede presentar unas

ligeras oscilaciones durante los primeros segundos como se observa en la figura N° 14.14,

estas tienden a amortiguar las variaciones en la tensión terminal producto de la acción del

torque acelerante y desacelerante.

La potencia reactiva en el generador sigue un comportamiento similar a la tensión de

campo. Durante la falla debido al incremento de la tensión de campo la máquina aporta una

gran cantidad de potencia reactiva capacitiva (ver figura N° 14.15 ), que fluye hacia el

punto de falla generando su contribución a la corriente de cortocircuito. Al despejarse la

falla se elimina este sumidero de reactivos y la máquina reduce su tensión de campo,

restableciendo la potencia reactiva a un valor cercano a su valor inicial.

Por el contrario, la potencia activa producida en el generador se reduce bruscamente

durante la falla, pasa desde su potencia inicial de 320 MW a casi 20 MW durante la falla.

La depresión de tensión impide la transmisión de potencia desde ese generador en

concordancia con la siguiente expresión:

P = Vt Vthe SEN ð

transmitida Xthe

donde: Vt : voltaje terminal

Vthe: voltaje thevenin equivalente del sistema eléctrico

Xthe: reactancia thevenin equivalente del sistema eléctrico

ð: ángulo de transmisión entre Vt y Vthe.



COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA REACTIVA EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

Figura N° 14.15a

COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA REACTIVA EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

Figura N° 14.15b



De esta expresión se deduce que si Vt tiende a cero el módulo ( Vt Vthe ) / Xthe también

tenderá a cero, originando una potencia transmitida muy pequeña durante la falla. Por su

parte, el ángulo de transmisión ð tendera a incrementarse. Este punto será analizado con

mayor detalle cuando se trate el problema de estabilidad transitoria.

En la figura N° 14.16 se muestra el comportamiento de la potencia generada por la unidad,

detallándose en una resolución de uno y cinco segundos. Denotándose la pequeña potencia

transmitida durante la falla, parte de esta potencia alimentará la resistencia de falla y otra

parte fluirá hacia el Sistema Eléctrico. Una vez despejada la falla, se recuperarán las

tensiones permitiendo restablecer Vt a un valor cercano a 1 pu como se explicó

anteriormente, por lo que el módulo ( Vt Vthe ) / Xthe adquirirá una magnitud similar a la

pre-falla. En ese instante la máquina volverá nuevamente a generar su potencia, aunque en

los primeros segundos se originará una oscilación de potencia producto de la variación del

torque acelerante ocasionado por la falla. Finalmente, la potencia se estabilizará en un valor

cercano a su valor inicial, dado que no se ha producido ningún desbalance generación-carga

ésta retornará a ese valor.

La aparición de un torque acelerante durante la falla producto que en ese lapso la potencia

mecánica es mayor que la potencia eléctrica, originará un incremento de la velocidad y por

lo tanto de la frecuencia ( ver figura N° 14.17 ). Sin embargo, después de despejada la falla

aparecerán las fuerzas restauradoras que contrarresten ese torque acelerante retornando la

máquina nuevamente a su velocidad y frecuencia normal.



COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA ACTIVA EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

COMPORTAMIENTO DE LA POTENCIA ACTIVA EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

Figura N° 14.16a

Figura N° 14.16b




COMPORTAMIENTO DE LA VELOCIDAD EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENCIA EN EL GENERADOR G1 ANTE UNA FALLA EN LA BARRA TERMINAL

Figura N° 14.17a

Figura N° 14.17b

CONDENSADOR SERIE UBICADO EN UN SISTEMA DE TRANSMISION

ESQUEMA DE UN CONDENSADOR SERIE UBICADO EN UN SISTEMA DE TRANSMISION

condensadorvaristor transformador de corriente

interruptor by pass

bobina amortiguadora gap

CONDENSADOR SERIE UBICADO EN UN SISTEMA DE TRANSMISION

CONDENSADORES

CONDENSADOR PARALELO

PARTES DEL INTERRUPTOR

INTERRUPTOR

SECCIONADOR

SECCIONADOR DE TIERRA

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

TRAMPA DE ONDA

BANCO DE BATERIA DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

AUTOTRANSFORMADORES

TRANSFORMADOR 230/34.5 KV

TRANSFORMADOR 115/13.8 KV EN PROCESO DE INSTALACION

AUTOTRANSFORMADOR 400/115 KV SIN SUS ACCESORIOS

TRANSFORMADOR ELEVADOR DE MACAGUA I

TRANSFORMADOR ELEVADOR DE MACAGUA II

PLACA DE UN TRANSFORMADOR , PARTE 1

PLACA DE UN TRANSFORMADOR , PARTE 2

SILICA DE UN TRANSFORMADOR

TABLERO DE UN CAMBIADOR DE TOMAS DE UN TRANSFORMADOR

TOROIDE DE TIERRA PARA DETECTAR CORRIENTES DE FUGA, EN PROCESO DE INSTALACION

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION INSTALADO EN POSTE

TORRE DE AMARRE A 400 KV

TORRE DE SUSPENSION A 230 KV

RAYO IMPACTANDO EL CABLE DE GUARDA DE UNA LINEA DE SUBTRANSMISION

ARCO ELECTRICO PRODUCTO DE UNA FALLA EN POSTE DE DISTRIBUCION

POSTE DE AMARRE EN DISTRIBUCION

AMORTIGUADOR INSTALADO EN LINEAS ELECTRICAS

CORTACORRIENTE Y PARARAYOS EN DISTRIBUCION

PARARAYO DE DISTRIBUCION

Reactor paralelo de 25 MVAr

Autotransformador 230/34.5 kV

Seccionador en posición cerrada

Seccionador en posición abierta

Seccionador de tierra

interruptores

Trampa de onda

Transformador de corriente

Transformador de corriente

sistema de potencia ii

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