Por lo general, las cargas en las instalaciones eléctricas utilizan la energía eléctrica de la red como fuente de alimentación, ya sea para convertirla en otra forma de energía o para convertirla en trabajo útil. Para que esto ocurra, generalmente es necesario que el equipo alimentado intercambie energía reactiva con la red.

Esto contribuye al incremento de la potencia total que transita por la red eléctrica, sobrecargando los generadores, los transformadores de potencia y los conductores de las líneas eléctricas. Adicionalmente, la potencia reactiva reduce el factor de potencia y aumenta la caída de tensión en las líneas de transmisión y distribución.

En este sentido, la corrección del factor de potencia en las instalaciones eléctricas sirve para atenuar el efecto negativo que provoca el tránsito de la potencia reactiva a lo largo de la red eléctrica.

Componentes de la Corriente Absorbida

En los sistemas eléctricos de corriente alterna, la corriente absorbida por una carga está representada por dos componentes: la componente activa (I_R) y la componente reactiva (I_Q).

La Componente Activa I_R está directamente relacionada con el trabajo útil desarrollado. Es decir, está relacionada con la energía transformada en otro tipo de energía, como la mecánica, la térmica, la lumínica, entre otras. La corriente I_R está en fase con la tensión de alimentación.

La Componente Reactiva I_Q sirve para producir el flujo necesario para la conversión de las potencias a través del campo eléctrico o del campo magnético, como ocurre en el núcleo de un transformador, o en el entrehierro de un motor. En este sentido, la componente reactiva es un índice del intercambio de energía entre la fuente de alimentación y la carga. Además, la corriente I_Q es perpendicular a la tensión.

En definitiva, en los sistemas eléctricos es necesario generar y transportar tanto la Potencia Activa útil (P) como la Potencia Reactiva (Q), para la conversión de energía eléctrica que no es utilizada por las cargas sino intercambiada con la red.

Factor de Potencia (Cosφ)

El Factor de Potencia, también identificado como «Cosφ«, es la relación entre la componente activa «I_R» y el valor total de la corriente «I», donde φ es el ángulo de fase entre la tensión (V) y la corriente (I), como se muestra en la siguiente figura:

Por lo que se observa en la figura anterior, mientras mayor sea componente reactiva, mayor será el ángulo φ, y por lo tanto, menor será el factor de potencia (Cosφ). Lo que quiere decir que el sistema eléctrico deberá generar y transmitir tanto la potencia activa útil «P» y una cantidad elevada de potencia reactiva «Q» que sobrecargue el generador y las líneas de transmisión innecesariamente.

El objetivo de las empresas de servicio eléctrico es que la Potencia Aparente «S» sea lo más parecida posible a la Potencia Activa útil «P», reduciendo al mínimo la Potencia Reactiva «Q» para optimizar la cantidad de energía generada y transmitida sin sobrecargar los elementos de la red eléctrica.

Valores Típicos del Factor de Potencia

El factor de potencia en cargas resistivas es igual a 1 porque no absorben componente reactiva.

Sin embargo, el factor de potencia en cargas inductivas varía dependiendo de las características constructivas de los equipos y del tipo de conversión de energía que requieren para su operación. Algunas cargas óhmico-inductivas son las siguientes:

• Transformadores en vacío: tienen un factor de potencia entre 0.10 y 0.15.
• Motores: tienen un factor de potencia entre 0.70 y 0.85.
• Soldadoras de arco: tienen un factor de potencia entre 0.35 y 0.60.
• Soldadoras de arco compensadas: tienen un factor de potencia entre 0.70 y 0.80.
• Soldadoras de Resistencia: tienen un factor de potencia entre 0.40 y 0.60.
• Hornos de arco: tienen un factor de potencia entre 0.75 y 0.90.
• Lámparas fluorescentes compensadas: tienen un factor de potencia de 0.90.
• Lámparas fluorescentes no compensadas: tienen un factor de potencia entre 0.40 y 0.60.
• Rectificadores: tienen un factor de potencia entre 0.60 y 0.95.
• Accionamientos de corriente continua: tienen un factor de potencia entre 0.40 y 0.75.
• Accionamientos de corriente alterna: tienen un factor de potencia entre 0.95 y 0.97.

Sanciones de las Compañías Eléctricas

En muchos países, gestionar una instalación con un bajo factor de potencia implica un incremento de los costes para el distribuidor de energía eléctrica, ya que sobrecarga las líneas de distribución y las fuentes de generación, y aumenta la caída de tensión a lo largo de la red eléctrica.

Como consecuencia, las empresas de servicio eléctrico aplican un sistema de tarifas que sanciona el uso de la energía con bajos factores de potencia.

De este modo, las compañías eléctricas nacionales pueden promover que los clientes reduzcan el consumo de la energía reactiva de la red, y lograr que el factor de potencia no caiga por debajo de 0.90. Es decir, a partir del sistema de tarifas aplicado, el usuario puede decidir incorporar un sistema de corrección de factor de potencia en sus instalaciones para ahorrarse el costo de las sanciones.

¿En qué consiste la Corrección del Factor de Potencia?

La corrección del factor de potencia consiste en producir localmente la potencia reactiva que necesitan los equipos locales para operar. De esta manera, no se consumirá potencia reactiva de la red, y se evitarán sanciones por parte de la compañía de servicio eléctrico.

En la imagen anterior podemos observar que P es la potencia activa y Q_C es la potencia reactiva de corrección (perteneciente al elemento de producción de energía reactiva local). Q₁ y φ₁ son la potencia reactiva y el ángulo de desfase antes de la corrección (la que necesita la carga para operar). Q₂ y φ₂ son la potencia reactiva y el ángulo de desfase en la red eléctrica después de la corrección.

1. Ventajas en Máquinas Eléctricas

La corrección del factor de potencia a un valor mayor de 0.9 permite dimesionar los generadores y los transformadores de la red eléctrica en capacidades constructivas más económicas. Ya que la potencia aparente S (la potencia nominal de fabricación) estará calculada en función de la Potencia Activa P, considerando una cantidad mínima de la potencia reactiva Q.

De lo contrario, si se permite que el sistema tenga un factor de potencia menor a 0.9, entonces las máquinas eléctricas deberán dimensionarse con una Potencia Nominal mucho mayor, para poder generar y transmitir la cantidad de Potencia Reactiva que demanda el sistema. Esto se traduce en mayores costos de inversión por parte de las compañías eléctricas.

Por otra parte, si el sistema eléctrico ya es existente, dimensionado para operar con un factor de potencia de 0.9, entonces, la potencia nominal de los generadores y transformadores no tendrán la capacidad de generar y transmitir más Potencia Reactiva Q que la que se diseñó durante la construcción de la red eléctrica. Por lo tanto, los generadores y transformadores trabajarán sobrecargados si se les exige operar a un factor de potencia menor a 0.9, llevando a ocasionar sobrecalentamiento y reducción de la vida útil de esos equipos.

2. Ventajas en Líneas Eléctricas

La corrección del factor de potencia trae ventajas con respecto al dimensionamiento de los cables y conductores de las líneas eléctricas. Ya que, si se reduce la componente reactiva de la corriente, entonces se reducirá la corriente total que se transmite a través de la línea. Es decir, se reduce la corriente nominal requerida para dimensionar las secciones de los cables, los interruptores de potencia, los seccionadores, y demás componentes de la red eléctrica.

3. Reducción de Pérdidas

La corrección del factor de potencia permite reducir las pérdidas de potencia en todas las partes de la instalación ubicadas aguas arriba del punto en el que se efectúa la corrección.

Esto se debe a que las pérdidas de potencia en un conductor eléctrico dependen de la resistencia del conductor y del cuadrado de la corriente que lo atraviesa. Si la corriente que atraviesa al conductor tiene una componente reactiva alta (en este caso, el factor de potencia es bajo), el conductor tendrá mayores pérdidas de potencia.

En cambio, si se reduce la componente reactiva de la corriente por medio de la corrección del factor de potencia, entonces la corriente que atraviesa al conductor será menor y tendrá menores pérdidas en el sistema eléctrico aguas arriba del punto de corrección.

4. Reducción de la Caída de Tensión

La caída de tensión en el sistema eléctrico será menor cuanto mayor sea el factor de potencia. Ya que la caída de tensión es proporcional al ángulo de desfase φ entre la tensión y la corriente. Mientras más componente reactiva haya en el sistema, mayor será el ángulo de desfase φ, y por lo tanto, mayor será la caída de tensión, perjudicando los perfiles de tensión de la red eléctrica y la calidad de energía que reciben los demás usuarios conectados a la red.

Elementos de Producción de Potencia Reactiva

Los principales elementos para la producción de potencia reactiva son los siguientes:

• Alternadores Sincrónicos: se actúa sobre la excitación del alternador para variar el valor de la tensión generada, y así poder regular las aportaciones de potencia reactiva a la red para mejorar los perfiles de tensión del sistema.

• Compensadores Sincrónicos: son motores sincrónicos que funcionan en vacío y se ponen en sincronismo con la red para absorber la potencia reactiva excedente o para proporcionar la potencia que falta. Son muy costosos en instalaciones de baja tensión.

• Compensadores Estáticos: consiste en sistemas electrónicos estáticos para el control de la potencia reactiva a través de parejas de tiristores en antiparalelo. Se utilizan mayormente en redes de alta y extra alta tensión.

• Bancos de Condensadores Estáticos: tienen la capacidad de acumular y suministrar energía, y se pueden utilizar en todos los niveles de tensión.

Tipos de Corrección del Factor de Potencia

Actualmente no existen reglas específicas para los diferentes tipos de soluciones de corrección de potencia, por lo que los condensadores pueden instalarse en cualquier punto, siempre y cuando haya una evaluación práctica y económica que se ajuste a las exigencias de cada proyecto.

A continuación, describiremos los principales métodos de corrección del factor de potencia dependiendo de la planificación y diseño de las instalaciones eléctricas.

1. Corrección Distribuida

La corrección distribuida consiste en dimensionar un banco de condensadores y conectarlo directamente a los terminales del dispositivo que necesita la potencia reactiva.

Sin embargo, hay ciertas desventajas en el modo de conexionado, por lo que se recomiendan tres tipos de conexionados, como se muestra en la siguiente imagen, en los que el ingeniero de diseño deberá discernir cuál esquema es más conveniente según las necesidades y según el presupuesto disponible de cada proyecto.

2. Corrección por Grupos

Este tipo de corrección consiste en corregir un grupo de cargas mediante la instalación de un banco de condensadores en la misma barra que alimenta al grupo de cargas en cuestión. En este caso, el beneficio de corrección afecta sólo a las líneas aguas arriba respecto al punto en el que se encuentra instalado el banco de condensadores.

3. Corrección Centralizada

La corrección centralizada consiste en instalar un único sistema de corrección en el punto inicial de la instalación. Usualmente, este tipo de corrección se utiliza en instalaciones con muchas cargas que funcionan generalmente de forma simultánea, donde no es económicamente viable instalar un banco de condensador local para cada carga.

La desventaja de la corrección centralizada es que las líneas de distribución de la instalación, aguas abajo del punto inicial donde se instaló el dispositivo de corrección, deben estar sobredimensionadas teniendo en cuenta la totalidad de la potencia reactiva absorbida por las cargas.

4. Corrección Mixta del Factor de Potencia

La corrección mixta consiste en la aplicación de la corrección distribuida en conjunto con la corrección centralizada. De forma que la corrección distribuida se utiliza para los aparatos eléctricos de mayor potencia, y la corrección centralizada se utiliza para la parte restante.

5. Corrección Automática

La corrección automática consiste en un conjunto de componentes que, por medio de un sistema de detección de tipo varimétrico y de un regulador de factor de potencia, permiten la inserción o la desconexión automática de los bancos de condensadores, siguiendo las variaciones de la potencia reactiva absorbida y manteniendo constante el factor de potencia de la instalación.

Conclusiones

La potencia reactiva genera múltiples problemas en las redes eléctricas desde la generación de energía hasta el punto de utilización. Es por eso que las compañías eléctricas sancionan a los clientes cuyas instalaciones eléctricas tengan un factor de potencia que caiga por debajo de límites preestablecidos. En este sentido, por razones económicas, es importante implementar soluciones de corrección de factor de potencia dentro de las instalaciones del cliente para que las cargas no consuman la potencia reactiva de la red, sino de una fuente local.

→ Artículo Recomendado: Colapso de Voltaje: Un Desafío para los Sistemas Eléctricos

¡Comparte este Artículo si te ha gustado!

Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, 2018.

ABB. Corrección del Factor de Potencia y Filtrado de Armónicos en las Instalaciones Eléctricas. Barcelona, España.

ABB Group. Leading digital technologies for industry

La entrada Corrección del Factor de Potencia se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Los armónicos en los sistemas eléctricos de potencia distorsionan la forma de onda de la tensión o de la corriente, ocasionando deficiencias en la calidad de energía que se distribuye a los consumidores. Esto trae como consecuencia el funcionamiento deficiente de los equipos eléctricos y el sobrecalentamiento de cables, motores y transformadores.

¿Cómo se generan los Armónicos?

Los armónicos son causados por las cargas no lineales.

Es decir, los aparatos electrónicos que se comportan como cargas no lineales tienen un principio de funcionamiento que absorbe una corriente no sinusoidal de la red. Provocando una caída de tensión no sinusoidal en el punto de conexión de la red. Esto, implica que las demás cargas conectadas a la red serán alimentadas con esa misma tensión distorsionada.

Específicamente, los principales aparatos que generan armónicos son: los ordenadores, las lámparas fluorescentes, los convertidores estáticos, los grupos de continuidad, los accionamientos de velocidad variable, las soldadoras, los hornos de arco y de inducción, entre otros.

En el interior de este tipo de aparatos puede haber impedancias no lineales, impedancias de tiempo variable, o impedancias de puentes rectificadores, cuyos dispositivos semiconductores conducen energía sólo durante una fracción de todo el periodo, creando comportamientos discontinuos e introduciendo numerosos armónicos que distorsionan la forma de onda de la corriente y del voltaje de la red.

Tipos de Armónicos

Los armónicos se pueden clasificar según su orden o según el conjunto de componentes de secuencia relacionado con la rotación de su campo magnético.

Clasificación de Armónicos según su Orden

1. Armónicos Impares

Los armónicos con números de orden impares son los más comunes, y se crean debido a las cargas no lineales. Específicamente, los armónicos múltiples de tres (como los de 3^er orden, 9^no orden, etc) son los más predominantes, ya que usualmente los de orden diferente se cancelan entre sí debido a los diferentes picos y valles de su forma de onda. Mientras que los armónicos múltiples de tres no se cancelan, sino que se suman entre sí y pueden causar corrientes de neutro muy altas.

2. Armónicos Pares

Los armónicos con números de orden pares no son simétricos y son poco comunes. Su presencia en la red es una señal de que hay un rectificador defectuoso en el sistema.

Clasificación de Armónicos según su Componente de Secuencia

1. Armónicos de Secuencia Positiva

Los armónicos de secuencia positiva crean un campo magnético en la misma dirección de rotación del sistema eléctrico.

2. Armónicos de Secuencia Negativa

Los armónicos de secuencia negativa desarrollan campos magnéticos en la dirección opuesta de rotación, provocando la reducción del par en los motores conectados a la red.

3. Armónicos de Secuencia Cero

Los armónicos de secuencia cero crean una señal monofásica que no produce un campo magnético giratorio de ningún tipo, pero pueden causar el aumento de la corriente demandada y, en consecuencia, pueden ocasionar calentamiento en los cables y conductores.

Efecto de Armónicos en Transformadores de Potencia

Los armónicos en los transformadores provocan sobrecalentamientos y fallos internos.

Específicamente, los armónicos de orden alto tienen frecuencias altas que aumentan la reactancia inductiva y, por lo tanto, aumenta la impedancia, por lo que también aumentan las pérdidas en el devanado del transformador.

Corrientes Parásitas

Las corrientes armónicas de orden superior generan corrientes parásitas (también llamadas Corrientes de Eddy) que causan pérdidas en el cobre y en el núcleo del transformador. Esto se debe a que esas corrientes parásitas provocan un fenómeno conocido como «efecto piel» en los devanados de los transformadores.

El efecto piel consiste en que la corriente alterna se distribuye con mayor densidad cerca de la superficie del conductor reduciendo el área de la sección transversal efectiva del cable. Dando como resultado una mayor resistencia y, por ende, una mayor pérdida de bobinado.

Adicionalmente, ocurre el efecto de proximidad que se produce cuando una corriente alterna fluye a través de un conductor que está muy cerca de otro conductor, como en el caso de los devanados del transformador. A medida que la corriente alterna fluye a través del primer devanado, genera un campo magnético que induce corrientes parásitas en la bobina adyacente, provocando el efecto piel en ese otro devanado.

Pérdidas en el Núcleo del Transformador

Las corrientes armónicas de orden superior pueden provocar pérdidas en el núcleo magnético del transformador debido al calor generado por las corrientes parásitas y la histéresis.

A nivel constructivo, se pueden reducir las corrientes parásitas mediante la laminación del núcleo. Es decir, se construye el núcleo con capas separadas por un aislante en lugar de ser un hierro macizo. De este modo, pasará el campo magnético, pero no pasarán las corrientes parásitas, sino que circularán dentro de las placas individuales del núcleo laminado, reduciendo considerablemente el efecto de calentamiento neto en el núcleo.

Histéresis

La histéresis es el cambio en los dominios magnéticos dentro del núcleo, y no está asociado con corrientes parásitas. A medida que la fuerza magnética cambia de polaridad, se crea energía que se disipa en forma de calor en el núcleo.

En este sentido, la pérdida total de potencia del núcleo es igual a las pérdidas por corriente parásitas más las pérdidas por histéresis.

Efecto de Armónicos en Motores

Los armónicos de corriente excesivos pueden hacer que los motores funcionen de manera ineficiente, que se sobrecalienten y que el eje del motor vibre.

Los motores sometidos a armónicos experimentan pérdidas en el devanado al igual que un transformador, con los efectos indicados en el apartado anterior de este artículo.

Las vibraciones en los motores son causadas por los armónicos de secuencia negativa porque producen campos magnéticos en la dirección opuesta a la frecuencia fundamental. Este efecto también reduce el par y aumenta la corriente requerida para las cargas del motor. Además, si la vibración alcanza la frecuencia de resonancia del eje, se puede dañar el motor.

¿Qué es la Distorsión Armónica Total (THD)?

La distorsión armónica total (THD: Total Harmonic Distortion) es la medida de la suma de los componentes armónicos de una forma de onda distorsionada.

En otras palabras, la THD es la suma RMS (Root Mean Square) de los armónicos dividida por el valor fundamental o el valor RMS de la forma de onda total. Y, normalmente se representa como un porcentaje de la amplitud.

¿Qué es la Distorsión Total de la Demanda (TDD)?

La distorsión total de la demanda (TDD: Total Demand Distortion) hace referencia a la distorsión armónica de corriente total de suma cuadrática, a la corriente de demanda promedio máxima registrada durante un intervalo de prueba.

Las mediciones de TDD son las más confiables para mediciones totales de armónicos de corriente.

¿Cómo se pueden mitigar los Armónicos?

Los armónicos en la red eléctrica se pueden mitigar aplicando filtros en puntos estratégicos del sistema eléctrico. Existen varios tipos de filtros, pero en este artículo los resumiremos en dos tipos: filtros pasivos, y filtros activos.

Filtro Pasivo

El filtro pasivo es el más económico y fácil de instalar. Está compuesto por un condensador conectado en serie a un inductor y su función es la de igualar la frecuencia de resonancia total a la frecuencia del armónico que se desea eliminar.

Por lo tanto, el filtro pasivo se dimensiona en cada caso en función del armónico concreto que se necesita filtrar.

Filtro Activo

El filtro activo está compuesto por una tecnología electrónica que le permite generar un sistema de armónicos con una amplia gama de frecuencias capaz de anular los armónicos de corriente presentes en la red de forma automática.

La ventaja de este tipo de filtro es que puede filtrar decenas de armónicos a la vez sin importar los costos de planificación para el dimensionamiento.

Conclusión

Es casi imposible evitar que haya componentes eléctricos que generen armónicos, sin embargo, es crucial conocer sus efectos para poder planificar y diseñar un sistema eléctrico con filtros adecuadamente dimensionados, y con transformadores de potencia con el derrateo correcto para soportar los armónicos sin dañarse en condiciones de operación normal, y sin afectar el rendimiento de la vida útil. De esta manera podremos garantizar que los motores y demás cargas de la red no se vean perjudicadas por sus efectos.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué son los Transitorios? • LeiryChinchilla.com

Comparte este Artículo si te ha gustado.

Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, 2018.

IEEE Std 519. Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. New York, USA.

ABB. Corrección del Factor de Potencia y Filtrado de Armónicos en las Instalaciones Eléctricas. Barcelona, España.

Electrical test equipment | power station to plug | Megger

La entrada ¿Qué son los Armónicos? se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Transitorios de Impulso

Un transitorio de impulso es un cambio repentino de frecuencia no eléctrica en la condición de estado estable del voltaje o de la corriente, y es causado por rayos y por cargas inductivas.

La frecuencia de este tipo de transitorio tiene componentes de alrededor de 100kHz. Además, el transitorio de impulso es unidireccional en polaridad, es decir, puede ser de polaridad positiva o de polaridad negativa.

Transitorios Oscilatorios

Un transitorio oscilatorio es un voltaje o corriente cuyo valor instantáneo cambia de polaridad rápidamente.

Estos transitorios tienen una oscilación característica que puede variar desde menos de 5kHz hasta 5MHz. Y, el valor de la frecuencia puede ser un indicador del origen de la perturbación.

1. Transitorios Oscilatorios de Baja Frecuencia

Los transitorios oscilatorios de baja frecuencia (menores de 5kHz) se originan principalmente debido a la energización de bancos de capacitores.

2. Transitorios Oscilatorios de Frecuencia Media

Los transitorios oscilatorios de frecuencia media (entre 5kHz y 500kHz) pueden ocurrir cuando un banco de capacitores se conmuta en una proximidad eléctrica cercana a otro banco de capacitores que ya está energizado.

Además, los transitorios oscilatorios con frecuencias fundamentales inferiores a 300 Hz pueden ser originados por la energización de un transformador o por ferrorresonancia.

Otras causas pueden ser la conmutación de cables y la respuesta del sistema ante un transitorio de impulso.

3. Transitorios Oscilatorios de Alta Frecuencia

Los transitorios oscilatorios de alta frecuencia (entre 500kHz y 5MHz) pueden ocurrir por la conmutación de alta velocidad de dispositivos electrónicos de potencia, como las fuentes de alimentación conmutadas, que pueden repetirse varias veces por ciclo. También pueden ser causados como respuesta del sistema ante un transitorio de impulso.

Por otro lado, los transitorios oscilatorios de alta frecuencia tienen impacto en ubicaciones residenciales y comerciales que operan paneles solares sin batería de respaldo, porque los paneles solares responden casi instantáneamente a los cambios en la radiación solar.

¿Qué daños pueden causar los Transitorios?

Como los voltajes transitorios tienen alta magnitud y un tiempo de subida muy rápido, provocan la degradación o rotura del aislamiento de los cables, así como del material dieléctrico de los switchgears, transformadores y motores.

Cuando ocurren pequeños transitorios repetidos en los equipos, su aislamiento se degrada lentamente, llegando a provocar la falla eventual del aislamiento y una disminución del tiempo medio entre fallas.

Por ejemplo, los transitorios en una bobina de un motor o un transformador disiparán la mayor parte de su energía en las primeras bobinas, dañando el aislamiento que las rodea. Mientras que cada bobina posterior presentará más resistencia y capacitancia al transitorio, reduciendo su magnitud y su energía.

Métodos de Detección de Transitorios

A continuación, describiremos varios métodos sugeridos por la IEC60050-161 para detectar transitorios.

1. Método Comparativo

El método comparativo consiste en detectar un transitorio cuando se excede un umbral absoluto fijo.

En este caso, el usuario establece un umbral absoluto. Luego, cada muestra se compara con el límite. Si la muestra excede el límite, comienza un evento transitorio. El evento transitorio finaliza cuando una de las siguientes muestras cae por debajo del umbral.

2. Método de la Envolvente

El método de la envolvente es similar al método comparativo, pero con la forma de onda fundamental eliminada antes del análisis.

Es decir, la forma de onda fundamental se filtra y luego cada muestra se compara con el límite. Si la muestra excede el límite, comienza un evento transitorio. Y, el evento transitorio finaliza cuando la siguiente muestra cae por debajo del umbral.

3. Método de la Ventana Deslizante (Sliding-Window)

El método de la ventana deslizante consiste en comparar los valores instantáneos con los valores correspondientes del ciclo anterior.

Por lo tanto, cada muestra se compara con la muestra correspondiente del ciclo anterior. Si la diferencia entre estas muestras excede el límite, entonces comienza un evento transitorio. El evento transitorio finaliza cuando la diferencia entre una muestra siguiente y su muestra correspondiente del ciclo anterior cae por debajo del umbral.

Conclusión

Los transitorios son fenómenos que pueden ocurrir en cualquier sistema eléctrico. Una de las soluciones que se puede utilizar para mitigar los efectos de los transitorios de tensión es instalar supresores de pico en la entrada de los alimentadores.

Sin embargo, es recomendable instalar analizadores de calidad de energía en todas las instalaciones eléctricas para poder monitorear este tipo de perturbaciones y poder detectar a tiempo cualquier falla de aislamiento que pueda haber en los equipos de la instalación.

→ Artículo Recomendado: Pararrayos de Alta Tensión • LeiryChinchilla.com

¡Comparte este Artículo si te ha gustado!

Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, 2018.

Electrical test equipment | power station to plug | Megger

OMICRON | Soluciones innovadoras de prueba de sistemas eléctricos

La entrada ¿Qué son los Transitorios? se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

En este sentido, las soluciones de fuentes de energía solar realmente ayudan en muchos sentidos a diversificar la matriz energética y a disminuir los costos de la electricidad en las empresas de servicio. Pero ¿realmente es una solución netamente óptima? ¿o estamos cambiando unos problemas por otros?

La verdad es que las redes eléctricas son sistemas dinámicos que pueden impactar el funcionamiento de las plantas fotovoltaicas. Así como también, los parques solares pueden afectar negativamente a las condiciones normales de operación de las redes eléctricas afectando la calidad de energía entregada a los clientes.

¿Cuáles son los Problemas de Calidad de Energía en Plantas Fotovoltaicas?

Los principales problemas que traen los parques solares al sistema eléctrico son las siguientes perturbaciones en el punto de interconexión:

• Sobretensión.
• Desbalance.
• Potencia inversa.
• Transitorios.
• Armónicos.

Por lo tanto, es indispensable monitorear estas perturbaciones con el objetivo de tomar acción y mitigar los efectos a mediano y largo plazo.

Análisis de Calidad de Energía en Plantas Fotovoltaicas

La mejor manera de mitigar estos problemas es implementando analizadores o medidores de calidad de energía para examinar constantemente las perturbaciones que los PVs están entregando a la red en el punto de interconexión.

A continuación, indicamos los principales parámetros que deben ser monitoreados por los medidores de calidad de energía.

1. Regulación de Voltaje

El objetivo de monitorear la regulación de voltaje de la planta fotovoltaica es asegurar que no se estén experimentando aumentos de voltaje que puedan provocar fallas prematuras.

Los problemas de sobretensión generalmente ocurren cuando las plantas solares se interconectan a la red en sistemas radiales. Cuando la red eléctrica entrega energía convencional desde el lado de «fuente» suele haber una pequeña caída de voltaje en el lado de «carga» debido a la impedancia de la red radial.

En este caso, cuando se interconecta un sistema fotovoltaico en el lado «carga» de la red radial, su energía fluye hacia el lado «fuente» y como consecuencia puede causar un aumento de voltaje en el lado «carga» que varía dependiendo de la longitud y diámetro de los cables, así como de la cantidad de energía que se retroalimenta a la red.

Este problema se puede corregir a través de la tecnología de los inversores o de ciertos sistemas de control y protección especializados para sistemas fotovoltaicos. De lo contrario, si no se corrige la sobretensión, puede traer como consecuencia la falla prematura de los motores conectados a la red, como los asociados a los aires acondicionados, máquinas de lavado, refrigeradores, entre otros.

2. Cambio Rápido de Voltaje (RVC)

Se debe monitorear si el parque solar está presentando cambios rápidos de voltaje (RVC: Rapid Voltage Change) que pueden generar parpadeo de la luz en los clientes conectados a la red. En este sentido, el RVC es el parámetro indicador de la estabilidad de voltaje entregado a la red.

3. Desbalance

Es recomendable monitorear el posible desbalance de voltaje en el punto de interconexión a la red para poder determinar si la planta solar está creando condiciones de desbalance en la red de distribución que pueda afectar a otros sistemas.

Típicamente, el desbalance ocurre cuando se conectan múltiples sistemas fotovoltaicos a la misma fase de una red radial. De modo que, en sistemas trifásicos, esa fase tendrá un voltaje más alto que las demás fases, ocasionando grandes desequilibrios de corriente.

Por otro lado, se tiene el problema de potencia inversa que ocurre en redes radiales, en que los relés de protección están configurados para que la energía fluya desde el lado «fuente» hacia el lado «carga». En este caso, si se interconecta un sistema fotovoltaico en el lado carga, la energía va a fluir en la dirección contraria en la que inicialmente fue predefinido el flujo normal de energía en esa red radial. Lo que podría ocasionar disparos erróneos de los relés de protecciones si no se toman las previsiones para actualizar la configuración de los relés de la red eléctrica y adaptarlos a los nuevos cambios de flujo de energía.

4. Transitorios

Los transitorios de alta velocidad deben monitorearse para evitar que ocasionen fallas prematuras de los dispositivos electrónicos de los clientes conectados a la red.

Cuando la radiación solar cambia, ya sea por nubes, contaminación o cualquier otra causa, la salida de la planta fotovoltaica cambia casi instantáneamente. De modo que, si el sistema no está equipado con dispositivos que mitiguen este efecto, puede inyectar transitorios de alta frecuencia en la red eléctrica.

5. Armónicos

Los armónicos siempre deben monitorearse, ya que los inversores utilizados en las plantas fotovoltaicas crean armónicos de voltaje y de corriente de muy alta frecuencia, entre el 39 y el 49. De modo que, si se presentan en exceso, pueden provocar el calentamiento de los conductores y, por lo tanto, producir fallas de aislamiento en cables, motores y transformadores.

Cuanto mayor sea la frecuencia del armónico, mayores serán los efectos de calentamiento en los cables, debido al aumento de las corrientes de Foucault que generan un mayor efecto piel.

Conclusión

Efectivamente, las soluciones de fuentes de energía solar traen innumerables beneficios para los sistemas eléctricos nacionales, regionales, comerciales y residenciales. Sin embargo, no se deben descuidar los parámetros de calidad de energía para evitar daños y perturbaciones en cascada tanto en la red eléctrica como en los equipos domésticos de los usuarios conectados. Es primordial implementar medidores de calidad de energía en el punto de interconexión de las plantas solares para garantizar que estén operando dentro de los rangos óptimos de operación.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eéctricas?

¡Comparte este artículo si te ha gustado!

Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, PA 19403 USA, 2018.

La entrada Problemas de Calidad de Energía en Plantas Fotovoltaicas se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Hoy en día se considera que la Energía Eólica es una fuente de energía eficiente en términos de costos, de impacto medioambiental y de retorno de la inversión. Ya que por lo general el retorno de la inversión ronda entre 3 y 5 años dependiendo de la robustez del parque eólico.

Sin embargo, la producción de potencia eléctrica mediante aerogeneradores depende de la interacción entre las palas del rotor y del viento, transformando primero la energía cinética de este en energía mecánica de rotación, y después transformando esta última en energía eléctrica. Por lo que las principales desventajas de las fuentes eólicas son la variabilidad y la aleatoriedad del viento que incide en los aerogeneradores.

Ventajas de la Energía Eólica

Una de las principales ventajas de las instalaciones eólicas es que no tiene emisiones contaminantes y representan un gran ahorro de combustibles fósiles para la matriz energética de los países. Además, hacen una conversión eficiente de la energía eólica en energía eléctrica, con un rendimiento teórico del 59%.

Por otro lado, permite los esquemas de generación distribuida con bajos costos de mantenimiento y de servicio, ya que no hay costes de abastecimiento de combustible. En adición a esto, los aerogeneradores son de fácil desmantelamiento al final de su vida útil, que ronda entre los 20 a 25 años.

Tipos de Aerogeneradores Según su Sistema de Regulación

Los aerogeneradores tienen diferentes tecnologías dependiendo de la marca y del año de fabricación. Generalmente existen 3 tipos de aerogeneradores según su sistema de regulación y control del par aerodinámico que actúa sobre el rotor, así como del par electromagnético que actúa sobre el generador y el posible par aplicado al eje por los frenos mecánicos.

En este sentido, cuando los vientos son inferiores a la velocidad nominal del rotor, los sistemas de regulación y control actúan para maximizar el par aerodinámico, y con eso maximizan la potencia extraída. Por otro lado, cuando los vientos son superiores a la velocidad nominal del rotor, los sistemas de control modulan el par aerodinámico para mantener la velocidad de rotación dentro de los límites aceptables, y con eso lograr estabilizar la potencia extraída manteniéndola próxima al valor nominal.

Aerogeneradores con Velocidad de Rotación Fija

Los aerogeneradores con velocidad de rotación fija fueron los primeros en fabricarse. Su rotor gira a una velocidad prácticamente fija independientemente de la velocidad del viento incidente. Esto es debido a que la velocidad del rotor es establecida por la frecuencia de la red, la relación del multiplicador y el número de polos del generador eléctrico.

En términos de control, el par del generador varía en función del par aerodinámico. Y la única manera de controlar el par del generador, y la potencia de salida, es actuar regulando el propio par aerodinámico.

La desventaja de este tipo de aerogenerador es que cada fluctuación de la velocidad del viento produce una fluctuación del par mecánico, que a su vez produce una fluctuación de la potencia inyectada a la red. Que, si la red eléctrica en el punto de interconexión es débil, causará fluctuación de la tensión con efectos negativos para los usuarios conectados.

Aerogeneradores de Velocidad de Rotación Variable

Los aerogeneradores con velocidad de rotación variable son aquellos en los que el par del generador puede variarse independientemente del par aerodinámico. Por lo que la velocidad de rotación del rotor puede ser controlada actuando tanto sobre el par aerodinámico, como sobre el par del generador, con el objetivo de acelerar o desacelerar el rotor.

En este tipo de aerogeneradores, los sistemas de velocidad variable mantienen constante el par electromecánico y la variación de la velocidad del rotor absorbe las fluctuaciones de velocidad del viento. Por lo tanto, su sistema eléctrico interno es más complejo que el de los sistemas de velocidad fija y suelen equiparse con generadores síncronos o asíncronos conectados a la red mediante un convertidor de potencia que controla la velocidad del rotor.

La ventaja de estos sistemas de velocidad variable para generación de energía eólica es que se incrementa la potencia extraída del viento como resultado de una mejor eficiencia. A demás, mejora la calidad de la potencia entregada a la red eléctrica gracias a la amortiguación de las fluctuaciones del viento.

Principales Tipos de Control de Aerogeneradores

En pocas palabras, los aerogeneradores deben estar equipados con sistemas de control que permitan maximizar la producción de energía manteniendo el funcionamiento de los componentes del aerogenerador dentro de los límites de velocidad y de carga. Es decir, inyectar potencia de calidad aceptable a la red, garantizando el funcionamiento seguro del aerogenerador.

Control del Par del Generador / Regulación de Pérdida

El control del par del generador se logra a través de un convertidor electrónico de potencia que regula la fase y la frecuencia de las corrientes que circulan por los bobinados del generador.

Control del Par Aerodinámico / Regulación del Ángulo de Paso

El control del par aerodinámico actúa sobre la geometría del rotor, regulando el ángulo de paso de toda la extensión de la pala o cambiando la geometría solamente en una parte.

Es decir, el ángulo de paso de la pala del aerogenerador puede regularse tanto para disminuir como para incrementar el ángulo de ataque hacia la pérdida aerodinámica.

Sistemas de Protección y Seccionamiento

Tenemos claro que los sistemas de control constituyen el «cerebro del aerogenerador» y proporcionan la lógica de control para regular los procedimientos de arranque y parada de la turbina. Sin embargo, su principal objetivo es proteger al rotor del aerogenerador contra velocidades excesivas.

Adicionalmente, se debe equipar todo el sistema interno de los aerogeneradores con equipos de protección contra sobreintensidades y sobretensiones generados por la incidencia de descargas atmosféricas.

Usualmente, la lógica de control se programa en un PLC, logrando que los sistemas de protección y seccionamiento desconecten el aerogenerador de la red en caso de funcionamiento anómalo. Esto permite que los demás aerogeneradores del parque de generación de energía eólica sigan funcionando correctamente.

Efectos de la Energía Eólica sobre la Red Eléctrica

En términos generales, las redes eléctricas de cualquier país o región suelen estar sometidas a variaciones en la frecuencia de la tensión ocasionadas por desviaciones entre la potencia generada y la potencia absorbida. Que, a su vez, debido a la impedancia de las líneas de transmisión y distribución de la red, causan una variación de la tensión con respecto al valor nominal.

Del mismo modo, la red eléctrica se ve afectada por la conexión de parques de generación de energía eólica en función de su potencia nominal y del nivel de fallo del sistema en el punto de interconexión.

Fuentes de Energía Tradicionales

Antes de entender los efectos de la energía eólica sobre la red eléctrica, es importante que recordemos las ventajas técnicas de las fuentes de energía tradicionales.

Las fuentes de energía tradicionales consisten en grandes generadores síncronos instalados en centrales eléctricas de gran potencia alimentadas por recursos derivados del petróleo o hidráulicos.

Estos generadores tienen la capacidad de responder ante las variaciones de carga manteniendo constante la frecuencia de la red y ajustando la tensión de alimentación. A su vez, cada generador está sincronizado con todos los demás generadores de la red, con el objetivo de garantizar la estabilidad de los parámetros eléctricos ante cualquier variación de carga o turbulencia.

→ Artículo Recomendado: La Energía Nuclear y su Importancia en las Redes Eléctricas • LeiryChinchilla.com

En pocas palabras, cuanto mayor sea la potencia inyectada por una central de generación tradicional, mayor será su capacidad de influir en la estabilidad de la frecuencia y voltaje de la red.

Calidad de Potencia Entregada a la Red por los Parques Eólicos

Los aerogeneradores no tienen la misma capacidad de responder ante variaciones de carga en la red en la que están conectados. Por el contrario, la inyección de potencia eléctrica de los parques eólicos de gran escala puede influir negativamente en la calidad de la tensión de la red. Por esa razón, se ha establecido la norma IEC 61400-21 para determinar las características de calidad de potencia de los aerogeneradores en función de la variación de la tensión, parpadeo, armónicos, transitorios, frecuencia, y paradas.

En este sentido, se tiene que los principales efectos que ejercen los parques eólicos de gran escala sobre la red eléctrica son los siguientes:

• Variaciones de voltaje, causadas por las variaciones en la potencia producida por el aerogenerador.

• Fluctuaciones de tensión y parpadeo, causadas por maniobras, efecto sombra de la torre, error de ángulo de paso de las palas, error de orientación o variación repentina del viento.

• Armónicos, causados por los inversores y por los rectificadores.

• Consumo de potencia reactiva, causado por los componentes inductivos o generadores asíncronos. Deben ser compensados por bancos de capacitores.

• Picos o caídas de tensión, causado por maniobras.

Sin embargo, cada uno de estos efectos es mayor o menor dependiendo del tipo de aerogenerador, del avance de la tecnología de los controladores internos con la que se fabricó, y de la robustez de la red eléctrica en el punto de interconexión del parque eólico.

Estabilidad de la Frecuencia en Redes con Energía Eólica

Como se ha mencionado anteriormente, la frecuencia es un indicador del equilibrio o desequilibrio entre la potencia activa generada y absorbida en una red eléctrica. Esto incluye las pérdidas de transmisión y distribución.

Bajo condiciones de funcionamiento normal de la red, la frecuencia debería estar muy próxima al valor nominal. Dependiendo de las regulaciones de cada país, el promedio de variación que se suele permitir es de más o menos 0,1Hz.

Sin embargo, si una central de generación eléctrica sale de servicio, o si ocurre un aumento de carga, se produce un desequilibrio entre generación y consumo. En este caso se debe recurrir a los controles primarios y secundarios de la frecuencia de la red para estabilizar el sistema eléctrico. En estos casos, los parques eólicos no siempre aportan estabilidad al sistema, sino que a veces adicionan más desequilibrio a la red por las fluctuaciones del viento.

Reservas de Regulación Primaria

Las reservas de regulación primaria consisten en algunas centrales de generación tradicional, conectadas a la red, que están equipadas con controladores de frecuencia. Es decir, estas generadoras incrementan su producción en un intervalo de tiempo de 1 a 30 segundos hasta restablecer el equilibrio de la potencia total consumida y estabilizar el valor de la frecuencia.

Reservas de Regulación Secundaria

Usualmente, las reservas de regulación secundarias son aquellas centrales de generación de rápida puesta en marcha. Como lo son las turbinas de gas, o las plantas hidroeléctricas. Y se activan cuando la frecuencia de la red es demasiado baja.

En otras palabras, las reservas de regulación secundaria tienen controladores que ejecutan un incremento o reducción gradual de la producción total durante un tiempo entre 10 y 60 minutos. Estos controles tienen el objetivo de hacer retornar la frecuencia a su valor nominal y liberar las reservas de regulación primaria.

La Naturaleza Intermitente de la Energía Eólica

La naturaleza intermitente de la energía eólica tiene consecuencias sobre la fiabilidad del sistema eléctrico. Dado que, por regulaciones nacionales e internacionales, los sistemas eléctricos deben proporcionar la potencia demandada por las cargas conectadas a la red con una baja probabilidad de falla.

Esto implica que, para mantener la fiabilidad del sistema eléctrico, los parques eólicos deben ser capaces de asumir parte de la capacidad de producción convencional, más que todo durante los picos de carga.

Sin embargo, una gran cantidad de potencia eólica intermitente puede disminuir la eficiencia de la generación convencional al hacer que las centrales tradicionales funcionen fuera de sus puntos óptimos al tratar de regular constantemente el impacto de esa intermitencia. Es por esto que, en algunos casos, es preferible desconectar los aerogeneradores mientras se gestionan los controles de estabilidad de la red.

Conclusiones acerca de la Energía Eólica

Cada año se hacen avances tecnológicos más eficaces para contrarrestar los efectos negativos de los parques eólicos de gran escala que son interconectados a las redes eléctricas. Sin embargo, no debemos minorizar los efectos de la energía eólica que hoy en día están afectando a los sistemas eléctricos interconectados. Es de vital importancia que se reconozcan estos problemas a tiempo, para poder planificar efectivamente cuáles serán las reservas primarias y secundarias de generación convencional que van a garantizar la estabilidad del sistema frente a turbulencias, perturbaciones o aumentos excesivos de cargas.

→ Artículo Recomendado: Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS) y sus Riesgos.

Comparte este artículo si te ha gustado.

Referencias Bibliográficas

ABB Plantas Eólicas. Soluciones de energía eólica | ABB

La entrada La Energía Eólica y su Impacto en las Redes Eléctricas se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

En muchos casos, los problemas de voltaje pueden ser causados por interrupciones en las instalaciones eléctricas provenientes de fallas o fluctuaciones de carga. En otros casos, la degradación del voltaje está relacionada con la operación en exigencias mayores a la capacidad de transferencia de energía del sistema eléctrico.

Cuando el voltaje del sistema eléctrico disminuye, se requieren corrientes más altas para soportar los requisitos de transferencia de energía. Esto implica una condición que puede evolucionar hacia la disminución continua de los niveles de voltaje en todo el sistema eléctrico en el que no actúan las reservas reactivas, o son insuficientes. Dando como reultado el colapso total del voltaje, generando interrupciones prolongadas y generalizadas del sistema eléctrico.

Para evitarlo, se deben implementar esquemas que sean capaces de detectar síntomas de colapso inminente con tiempo suficiente para iniciar la acción correctiva apropiada.

¿Cómo Mitigar el Colapso de Voltaje?

Es de esperarse que los niveles de voltaje en todo el sistema caigan de manera no uniforme. Por lo que se debe identificar cuáles son las barras críticas en las que se deben monitorear los voltajes y tomar acción para mitigar el colapso de voltaje. A demás, es necesario utilizar relés de voltaje de alta precisión para evitar errores de operación.

A continuación, veremos cinco formas en las que se puede mitigar el colapso de voltaje del sistema eléctrico.

1. Implementación de Reservas Reactivas en el Sistema Eléctrico

Lo primero que se utiliza para mitigar el colapso del voltaje es la reserva de suministo reactivo desde la etapa de planificación, diseño y construcción del sistema eléctrico. Adicionalmente, se requiere un sistema de control automático que pueda poner en servicio las reservas reactivas dentro de un período de tiempo que satisfaga las características dinámicas del sistema de potencia. Este sistema de control comprende lo siguiente:

• Reguladores de Voltaje Automáticos de Acción Rápida.
• Controles Automáticos para cambiar rápidamente los bancos de capacitores.
• Reconexión de Alta Velocidad en las Líneas de Transmisión.

2. Coordinación de los Sistemas de Control de Excitación de las Plantas de Generación de Energía

Es importante que los limitadores y los sistemas de control de excitación de las plantas de generación de energía se establezcan y coordinen correctamente de modo que la capacidad reactiva completa de los generadores esté disponible para el soporte del voltaje del sistema durante condiciones de degradación de voltaje.

3. Reducción de los Niveles de Voltaje en las Barras de las Subestaciones de Distribución

Se puede mitigar el colapso de voltaje con la reducción de la carga, sin desconectar circuitos, al reducir los niveles de voltaje en las barras de las subestaciones de distribución. Esto podría ayudar efectivamente a mantener los niveles de voltaje en el sistema de alta tensión, y puede servir para mitigar una condición de colapso de voltaje de acción más lenta.

4. Bloqueo de los Cambiadores de Tomas en los Transformadores de Distribución

En cuanto a los sistemas de distribución, la degradación de los niveles de tensión se pueden mitigar mediante la acción de bloqueo de los cambiadores de tomas automáticos de los transformadores de distribución.

Durante condiciones normales de operación, los cambiadores de tomas actuarían para aumentar el voltaje cuando este cae por debajo de los valores prescritos.

Sin embargo, durante condiciones de degradación del voltaje, si el cambiador de tomas actúa para intentar aumentar el voltaje de distribución, contribuirá a un decaimiento mayor del voltaje en el lado de alta tensión, agravando el problema. Es por esta razón que se recomienda bloquear los cambiadores de tomas de forma manual o automática cuando se detectan condiciones de colapso de voltaje en el sistema de alta tensión.

5. Deslastre de Carga para Evitar el Colapso de Voltaje

El deslastre de carga debe implementarse como última opción en caso de que se hayan agotado todos los demás esfuerzos para evitar un colapso total de voltaje.

Deslastre de Carga de Forma Manual

En el caso de que el voltaje del sistema decaiga gradualmente en el tiempo, es efectivo estabilizar el voltaje a través de programas manuales de deslastre de carga. Para esto, se desarrollan procedimientos planificados previamente para que los operadores del sistema procedan con la desconexión de las cargas cuando se está produciendo un colapso de voltaje.

Sin embargo, el deslastre de carga de forma manual tiene la desventaja de que el criterio de desconexión de carga recae sobre el juicio humano para reconocer el problema de voltaje y concluir que el único recurso sea soltar la carga.

Deslastre de Carga de Forma Automática

En el caso de que la degradación del voltaje del sistema sea muy rápida, no da tiempo de que la interacción humana pueda tomar acción para recuperar el voltaje antes de que colapse. En consecuencia, se producen pérdidas repentinas de las instalaciones críticas del sistema, llevando al colapso total del voltaje. Es por esto que es necesario aplicar esquemas automáticos de deslatre de carga con relés de bajo voltaje, definidos con el número de función ANSI 27.

Los esquemas automáticos de deslastre de carga consisten en la instalación de varios relés de bajo voltaje para monitorear mútiples fases, configurados para operar en un rango de 85% a 95% del voltaje normal. Además, se coordinan con retardos de tiempo adecuados para permitir las variaciones de voltaje transitorio esperadas en condiciones de operación normal del sistema. Estos retardos de tiempo suelen oscilar entre 30 ciclos y varios minutos, dependiendo del análisis del sistema eléctrico. Adicionalmente, este esquema debe ser supervisado por relés de detección de fallas, con el objetivo de evitar el deslastre durante o después de fallas del sistema.

Sin embargo, la configuración de los esquemas automáticos de deslastre de carga por bajo voltaje es un proceso complejo que requiere un análisis exhaustivo de las características dinámicas del sistema de generación de energía asociado.

→ Artículo Recomendado: La Energía Eólica y su impacto en las Redes Eléctricas

¡Comparte este Artículo si te ha gustado!

Fuentes

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

Power Management | Schweitzer Engineering Laboratories (selinc.com)

La entrada Colapso de Voltaje: Un Desafío para la Operación Continua de los Sistemas Eléctricos (Protección ANSI 27) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Existen muchas razones por las que se desconecta intencionalmente un sector de la ciudad por un tiempo determinado. Una de esas razones es que la demanada de consumo energético aumente significativamente y sobrepase las capacidades de generación del sistema eléctrico. Esto ocasiona que la frecuencia del sistema decaiga por debajo de un límite aceptable y, si no se corrige, puede resultar en el cierre total del sistema eléctrico.

Por lo tanto, con el objetivo de evitar un apagón en la red eléctrica, se procede a desconectar intencionalmente algunos sectores de la red hasta que la carga demandada coincida con la generación disponible en ese momento. A esto es a lo que llamamos «Deslastre de Carga«.

De aquí viene la necesidad de utilizar relés de baja frecuencia en los sistemas eléctricos, ya que su función principal es detectar sobrecargas.

¿Qué ocurre cuando hay sobrecargas moderadas en el sistema eléctrico?

Usualmente, los sistemas de energía se operan de manera que los generadores no funcionen a plena capacidad, para que tengan una reserva de energía. De este modo, cuando hay cambios de carga normales y sobrecargas moderadas pueden ser absorbidos por la reserva giratoria en el sistema de generación eléctrica.

Por lo general, a los propietarios de las plantas de generación se les suele pagar por la generación mantenida en reserva. Por lo tanto, las sobrecargas moderadas dan como resultado pequeños incrementos de velocidad y reducción de frecuencia que activan a los gobernadores para aumentar la entrada del motor primario (como la entrada de mayor caudal de agua en las turbinas hidráulicas). Es decir, ocurre un intercambio de energía cinética de las masas giratorias del sistema hasta que el sistema pueda ajustarse a un nuevo equilibrio de carga-generación.

¿Qué ocurre cuando hay sobrecargas excesivas en el sistema eléctrico?

Usualmente, las sobrecargas excesivas aparecen en el sistema eléctrico cuando hay condiciones climáticas extremadamente cálidas. También ocurren cuando hay tormentas provocando múltiples interruptciones de las instalaciones claves del sistema, ocasionando patrones de flujo de carga inusuales.

En este escenario, el sistema eléctrico se torna vulnerable y las protecciones de línea podrían disparar asumiendo las fallas en su zona. Esto causaría una reacción en cadena dando como resultado que partes del sistema eléctrico se separen en islas.

Cuando se forman islas dentro de un sistema de potencia, existe una alta probabilidad de que exista un desajuste de generación y carga dentro de la isla. Si existe un exceso de generación, la frecuencia aumentará y la generación retrocederá en un intento de crear un equilibrio adecuado. Por otro lado, si la carga excede la generación, la frecuencia caerá y la carga debe limitarse para crear un equilibro aceptable antes de que las protecciones del generador operen y se caiga toda la red eléctrica.

En general, la tasa de caída de frecuencia en tales situaciones es relativamente rápida. La velocidad a la que cae la frecuencia es una función variable con el tiempo, dependiendo de la cantidad de sobrecarga, la constante de inercia del sistema, y las variaciones de carga y generación a medida que cambia la frecuencia.

Por lo tanto, como la caída significativa en la frecuencia suele ocurrir en unos pocos segundos, no hay suficiente tiempo para que un operador tome la acción para el deslastre de carga oportuno. Por esta razón, es necesario proporcionar instalaciones automáticas de deslastre de carga de baja frecuencia para que la operación sea rápida.

Sistema Automático de Deslastre de Carga por Baja Frecuencia

La clave para detectar sobrecargas en partes del sistema eléctrico está en la monitorización de la caída de frecuencia, o de la tasa de disminución de la frecuencia.

En los grandes sistemas eléctricos, son innumerables las causas que pueden ocasionar un desequilibrio entre la carga y la generación de energía. Por lo que resulta difícil determinar con rapidez y precisión dónde y qué acción se debe tomar. Sin embargo, lo recomendable es instalar relés de baja frecuencia en varios puntos de carga y configurarlos para eliminar progresivamente los bloques de carga hasta que se detenga la caida de frecuencia y vuelva a la normalidad. Para esto también es útil el relé de tasa de cambio de frecuencia.

Cualquier medida en un punto del sistema, como con los relés de frecuencia o de tasa de cambio, es una aproximación al problema. Como resultado, en general, probablemente se elimine más carga de la que realmente sería necesaria, pero es mucho más importante evitar un apagado masivo.

Lo recomendable es ubicar los relés de forma distribuida en todo el sistema, configurados con diferentes niveles de frecuencia para disparar cantidades variables de carga. Tomando en cuenta que, en la medida de lo posible, primero se eliminan las cargas no esenciales.

¿Cómo se restaura la carga nuevamente?

Después del deslastre de carga, hay que esperar que el sistema se estabilice y que la capacidad de generación esté disponible para satisfacer la carga caída. Luego, comienza la restauración automática de la carga usando relés de frecuencia. Las cargas deben agregarse en pequeños incrementos, con intervalos de tiempo suficientes para que el sistema se ajuste y evitar volver a caer en un escenario de baja frecuencia.

Los relés de frecuencia se identifican con el número ANSI 81. Son extremadamente precisos y funcionan contando los cruces por cero del voltaje filtrado del sistema de corriente alterna.

Conclusión

En términos generales, la práctica del deslastre de carga por baja frecuencia ha evitado grandes apagones y ha limitado algunos apagones a sectores pequeños con tiempos de interrupción mínimos. Sin embargo, no se pueden anticipar todas las posibilidades de que sigan ocurriendo apagones.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eéctricas?

¡Comparte este artículo si te ha gustado!

Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

La entrada Deslastre de Carga por Baja Frecuencia (Protección ANSI 81) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.