c Subestaciones

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3° Parte: Conexiones de los Servicios Auxiliares Los equipos y servicios auxiliares son aquellos que no intervienen directamente en la producción del grueso de la energía producida por una central, pero sin su funcionamiento podrían sufrir averías importantes los componentes de la instalación, o bien la central o subestación saldrían de servicio. Su importancia es fundamental, ya que permiten la alimentación o abastecimiento del consumo propio de los equipos internos. Se los suele dividir en:
SERVICIOS ESENCIALES: son aquellos cuya parada, aunque sea por brevísimo tiempo, compromete la seguridad de marcha del turbo-alternador o turbo-grupo hidráulico, u otra máquina motriz, o el reactor en una central nuclear, o la caldera, etc. Entre ellos tenemos: los motores de las bombas de agua de circulación y refrigeración, las bombas de extracción del vapor condensado, los ventiladores de tiro forzado e inducido de calderas, las bombas de combustible, las bombas de aceite de refrigeración y lubricación de cojinetes de empuje en hidro-alternadores, motores de refrigeración de transformadores, accionamiento de compuertas y otras máquinas de menor potencia. También todos los componentes del sistema de control y comando de la central o subestación, sistemas de comunicaciones y computación, etc.
SERVICIOS GENERALES: o también “no esenciales”, son aquellos cuya parada, aunque prolongada, no compromete la seguridad de algún componente o de la central. Así encontramos: alumbrado en general, puentes grúas, bombas de movimiento de combustible entre tanques semanales a diarios, ventilación de la sala de máquinas, compresores de aire menores, talleres de reparación y mantenimiento, bombas de agua potable, molinos y transportadores de carbón, ascensores y otros consumos de menor importancia.

En las centrales térmicas antiguas, los equipos auxiliares eran accionados mediante pequeñas máquinas y turbinas a vapor. En las hidroeléctricas era común accionar a las bombas de aceite para los cojinetes mediante pequeñas ruedas Pelton o turbinas Francis de eje horizontal. Actualmente, los equipos son accionados casi exclusivamente mediante electromotores de CA, y en ciertas ocasiones importantes por motores de CC (donde, por razones de seguridad, son alimentados por baterías - por ejemplo lubricación de cojinetes). El empleo de máquinas de CA se debe a su mayor simplicidad y seguridad, y debido al menor costo de motores y del sistema de alimentación, como también por su bajo mantenimiento. Siempre que es posible, se emplean motores con rotor en jaula de ardilla. Los de este tipo, en una o dos velocidades, son muy comunes en el accionamiento de las bombas de circulación o extracción del vapor condensado, los ventiladores y sopladores, compresores, molinos y transportadores de carbón, elevadores de compuertas y válvulas mariposas de admisión. Las bombas de alimentación de calderas son accionadas en algunos casos por motores con rotor bobinado o mejor por máquinas del tipo de doble jaula, debido al elevado par de arranque que requiere dicha bomba. Algunas bombas muy especiales son accionadas por motores sincrónicos, cuando deban funcionar las 24 hs. del día, debido a que con ellos es posible corregir el factor de potencia de la instalación. Tienen el inconveniente de una complicada puesta en marcha. La disposición de las barras, de los interruptores y de los equipos para la alimentación de los servicios auxiliares de la central, tiene que ser estudiada con miras a la simplicidad, alta seguridad y bajo costo. Al proyectar un sistema de esta clase, se tienen en cuenta los siguientes factores: potencia y naturaleza de la central y su modo de trabajo, las fuentes de energía disponibles y la importancia de los equipos auxiliares. Cabe mencionar que para los servicios esenciales, los equipos se duplican (a veces hasta se cuadruplican ...), instalando así posibles reservas para ser empleadas al ser requeridas. Para los servicios generales esto rara vez se cumple, siendo equipos únicos. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Las centrales eléctricas, en cuanto a los equipos y sistemas auxiliares se refiere, se las construye básicamente con dos concepciones diferentes: como centrales de barra o centrales de bloque tal como desarrollaremos a continuación. En las primeras - las centrales de barra - los generadores alimentan directamente a un sistema de barras colectoras. Esta técnica se emplea en centrales industriales y otras pequeñas centrales abastecedoras de energía, como las centrales de punta e hidroeléctricas antiguas (como la central Ing. Fitz Simon y la central Ing. Carlos Cassaffouth, ambas en la provincia de Córdoba sobre el Río III). Así, la energía para el consumo propio de la central se toma de las barras principales. Cuando la tensión es la misma en generación y auxiliares (bastante común en el caso de baja potencia), es conveniente intercalar reactores limitadores de cortocircuito, ya que la potencia disponible en barras principales es en este caso muy alta, tal como vemos a continuación:

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Cuando la tensión de generación es mayor que la de auxiliares (como ocurre casi en todas las hidroeléctricas y térmicas grandes), los transformadores reductores se encargan de limitar las corrientes de cortocircuito. El abastecimiento se lleva a cabo ya sea por las máquinas principales, por una turbina o Diesel de uso interno (para la puesta en marcha o seguridad), o por una interconexión con otra central. Obsérvese el seccionamiento longitudinal que aparece en las barras de auxiliares, a que hiciéramos referencia antes. Por lo general las secciones son tantas como máquinas posee la central. A veces se agregan 1 o 2 barras para servicios generales y para el arranque. En las centrales de bloque, la energía producida por el generador es elevada a través de un transformador llamado principal (según la empresa también elevador principal o de bloque o de unidad), y enviada a las barras colectoras principales de la central.

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Todas las grandes centrales para entrega a gran distancia, se construyen como centrales de bloque. En ellas, las alimentaciones del consumo del propio bloque son tomadas desde los bornes del alternador, a través de un transformador llamado de auxiliares (también de grupo o de bloque) con 2 o 3 devanados, según las tensiones que deba alimentar. Este transformador es propio de cada bloque, aunque en caso de una emergencia puede alimentar a otros servicios, inclusive los auxiliares de otro bloque. La conexión entre la máquina, transformador elevador y transformador de unidad se realiza mediante barras blindadas en aire, para evitar cualquier posibilidad de cortocircuitos tan próximos al alternador y estas elevadas corrientes destruyan gran cantidad de componentes muy caros de la instalación. La central (o bien el bloque) arranca hasta la marcha de régimen, por medio de un transformador de arranque (también llamado de central o auxiliar), que luego será empleado para servicios generales, con la barra de puesta en marcha. A esta se conectan consumidores como el alumbrado, la red de incendio, los ascensores, los puentes-grúa, etc. Con la ayuda de dispositivos automáticos, se tiene la posibilidad de transferir las cargas de un bloque a la instalación general, en caso de averías, mantenimiento o revisión de las máquinas del bloque. En casos muy especiales (en máquinas muy grandes o en centrales con transformadores elevadores de 3 devanados) se intercala un seccionador bajo carga entre el alternador y el punto de unión entre los transformadores principal y de unidad (este caso se da en las máquinas: CO7 de Central Costanera, SN5 de San Nicolás, en las nucleares de Atucha I y Embalse, en El Chocón, en Salto Grande, ambas máquinas de la central Piedrabuena, etc.). La magnitud de la potencia para consumo propio de una central eléctrica, es distinta según sea la clase de servicio de la central, la potencia de los generadores (cuanto más grandes son, generalmente mayor es la potencia necesaria de auxiliares), y lógicamente al tipo o fuente primaria de energía. Como dato de referencia, las centrales nucleares consumen hasta un 8 ~ 10 % de la potencia que producen, las térmicas de vapor hasta un 6 % (algunas un poco más), las Diesel y las de gas no llegan al 1 ~ 2 %, y las menos consumidoras son las hidroeléctricas con mucho menos del 1 %. En estas últimas, los auxiliares son de funcionamiento intermitente o esporádico en su gran mayoría (subir o bajar una compuerta, mover el puente-grúa, etc.). En la página anterior, vemos un esquema típico de una central de bloque (muy similar a cualquier térmica convencional), con doble juego de barras principales en 132 KV, con siete líneas de salida (A ~ G), dos máquinas generadoras con sus sistemas de auxiliares, y otros equipos. Ellos se alimentan, para cada bloque, mediante los transformadores auxiliares 1 y 2; que rebajan desde la tensión de generación a 6,6 KV a barras de unidad, de las cuales parten los servicios esenciales de mayor potencia. También en esta tensión encontramos las barras de central, alimentada a través del transformador de central, que se emplea para arranque y para servicio general, de alta potencia. Entre las barras de 6,6 KV existen varias interconexiones que permiten el traslado automático de las cargas de una sección a otra, para lograr una alta confiabilidad en el servicio interno. En cada sector (para cada unidad y para la central), encontramos barras de tensión baja, generalmente en 380/220 V para los consumos de menor potencia, tanto los esenciales como los generales. Nuevamente debe observarse el seccionamiento longitudinal en las barras de auxiliares. Esto permite una rápida desconexión de la sección en caso de falla en algún sector, y no trasladar el cortocircuito a todo el sistema, o bien mantener el servicio en caso de falla de algún sector. Este seccionamiento es algo sumamente común en los sistemas de auxiliares. Uno de los inconvenientes que posee el siguiente anterior (raramente empleado en las centrales hidroeléctricas, en las cuales los sistemas de auxiliares son mucho más simples) es que las Página 4 de 16

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perturbaciones en el sistema de potencia pueden verse reflejadas a los auxiliares, por ejemplo por un disparo o interrupción debido al cierre de la válvula de vapor, y el consabido exceso de velocidad.

Para evitar esto, e impedir que se detengan los motores alimentados por los auxiliares esenciales se dispone del transformador de central, y complicados sistemas de conmutación automática. En los sistemas de gran potencia, se emplea una combinación de los sistemas de suministro de potencia de auxiliares, mediante generadores de uso interno, generadores acoplados al mismo eje de los principales, grupos motor-generador y convertidores estáticos o rotativos, alimentación directa desde otra central, transformadores de 3 devanados desde barras del alternador, etc. Haciendo especial referencia al método de otro alternador sobre el mismo eje del principal, en nuestro país existen pocas máquinas, todas ellas antiguas, como lo eran las 6 primeras máquinas de las Central Puerto Nuevo (52,5 MVA cada una – que ya no existen más), y la Nº 4 de la Central Nuevo Puerto (60 MVA aunque está limitada a sólo 30 MW por problemas de calderas). Esto tiene fundamentalmente dos inconvenientes: el primero de carácter físico, ya que se trata de dos alternadores con sus respectivas excitatrices, lo que alarga excesivamente el eje de la máquina, y ocupa mucho espacio en la sala de máquinas, y el segundo de carácter técnico, ya que cualquier avería en el generador auxiliar, por pequeña que fuera, exige sacar de servicio a toda la máquina.

En este esquema se resumen todos los métodos conocidos para obtener la energía para los servicios auxiliares: 1 - Desde barras principales (típico de centrales de barra), 2 - Desde barras del alternador con transformador de 3 devanados (típico de las de bloque), 3 - Generador auxiliar accionado por el mismo eje del principal (caso típico de centrales muy viejas, ya en desuso), 4 - Turbina u otro motor de uso interno (común en centrales de alta potencia), y 5 - Alimentación directa desde otra central (también para alta potencia y gran seguridad).

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Con referencia a los sistemas auxiliares de las subestaciones transformadoras, la potencia que ellos consumen es muy baja, ya que se necesita alumbrado general, compresores de aire para los interruptores, bombas de agua de refrigeración y de aceite para transformadores, y otros consumos menores como cargadores de baterías, sistemas de comando, control y comunicaciones, etc. En las nuevas subestaciones de 500 KV del Sistema Interconectado Nacional, las barras de auxiliares (que también lo aprovechan de reactores trifásicos de compensación de líneas), son por lo general en 13,2 KV: Barras de 500 KV

13,2 KV

0,4 KV

∆/Y Y

∆

Transformadores

Y

∆/Y Z Barras de 220 KV

Barras de Auxiliares y Reactores

Reactores

Conexiones a los Auxiliares de la Subestación

En el esquema anterior vemos a una subestación típica de interconexión de 500 KV a 220 KV mediante un transformador reductor de 3 devanados, con su primario y secundario en Y y su terciario en ∆ en 13,2 KV que alimenta a la barra de la que parten dos transformadores reductores a 0,4 KV para los auxiliares de la subestación en baja tensión, y también a los reactores de compensación, en conexión Zig-Zag, para el efecto capacitivo de las líneas, tal como se verá más adelante. Otras tensiones comunes para los servicios auxiliares son: 2,3 KV y 4,16 KV en las viejas centrales de gran potencia, 3,3 KV y 6,6 KV aplicables prácticamente a todas las nuevas centrales y en los casos especiales de CO7 de Costanera y las 2 máquinas de la Central Piedrabuena, todas con máquinas de procedencia soviética, también 11 KV. La central Atucha II tendrá, cuando esté terminada - además de los 6,6 KV comunes en todas las instalaciones modernas, barras en 13,2 KV.

Para los sistemas de baja potencia, tanto en centrales como en subestaciones, la tensión normalizada moderna es de 380/220 V (0,4 KV), pero también encontramos otros valores en las viejas instalaciones, como por ejemplo 500 V y 660 V.

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4° Parte: Conexiones de elementos de protección, limitación de cortocircuitos y compensación de las líneas. Sistemas adicionales especiales Cuando los sistemas de distribución están compuestos por líneas largas, especialmente las aéreas, éstas pueden quedar cargadas al ser desconectadas; o bien por efecto capacitivo adquirir potenciales peligrosos para el personal que deba realizar reparaciones en la misma, debido a la cercanía con otras líneas energizadas; o por las descargas atmosféricas o por el frotamiento con el viento; etc. Estas tensiones inducidas también se presentan en las subestaciones, con barras libres y otros componentes desconectados. Así, es necesario poner a tierra todas las líneas, barras y todos los otros elementos de servicio en las instalaciones, cuando no estén energizados (fuera de servicio). Esto se logra mediante los seccionadores de puesta a tierra, tanto para líneas como para barras, y en muchos casos cuando la longitud de la línea así lo justifica (tal como en el caso especial de las líneas de Futaleufú a Madryn) también mediante interruptores de potencia. Veamos en un esquema de doble juego de barras, con el agregado de descargadores en las líneas que permiten limitar las sobretensiones en servicio debidas a descargas atmosféricas, errores de maniobra, etc. Para el descargador puede incluirse un seccionador, que permita sacarlo de servicio para efectuar las tareas de mantenimiento o recambio al final de la vida útil, como se muestra en la línea de la derecha:

En alta y extra alta tensión, es común que los descargadores posean, conectados en serie, los llamados contadores de descargas, instrumentos amperométricos que permiten indicar cuando los descargadores han llegado al fin de su vida útil y deben ser reemplazados. Para limitar las corrientes de cortocircuito, un método eficaz emplea reactores en serie con las líneas aéreas y los cables subterráneos, transformadores, autotransformadores, generadores, etc.; son construidos con núcleo de aire, a fin de que el valor de reactancia no varíe con la corriente, y así la caída de tensión sea proporcional a ésta (ya que el aire no se satura como ocurre con el hierro). Se emplean cuando las líneas son relativamente cortas y su pequeña impedancia natural no ayuda a limitar las corrientes de cortocircuito, o cuando se dispone de grandes valores de potencia de cortocircuito en barras de centrales y subestaciones: Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Varias son las posibilidades de conexión de las mismas, como se puede ver en el esquema: a) con reactor general, b) en forma individual con cada salida, c) en sistemas con seccionamiento longitudinal de barras, con reactor longitudinal, y d) en sistemas de barras múltiples, con reactor transversal.

Para ver la aplicación de estos ejemplos, el alumno puede recorrer los esquemas reales de subestaciones y centrales que completan este trabajo. Cuando se trata de sistemas interconectados con gran capacidad y densidad de potencia, como es el caso de la ciudad de Buenos Aires y los partidos suburbanos, existen divisiones por zonas o sectores con sus unidades generadoras e interconexiones con sistemas de otras regiones, vinculados también mediante una conexión flexible a través de reactores limitadores, que mantienen el paralelo del sistema permitiendo el intercambio de energía entre las secciones, pero limitan las corrientes en caso de una cortocircuito o falla grave en algún sector; o en caso de requerir realizar un paralelo poder hacerlo con ángulos de fase importantes (algo más de los 10°). Así al producirse una falla, los reactores impiden que todas las máquinas del sistema salgan de servicio, separando mediante interruptores a la zona fallada, la cual queda como una isla eléctrica. Por ejemplo, la subestación de 132 KV de la Central Costanera es un punto de unión de dos de los sectores (indicados con colores: rojo, azul, verde, amarillo, blanco, etc.) en que se ha dividido al Sistema del Gran Buenos Aires. En la misma encontramos las dos posibilidades de paralelo: flexible (mediante reactores limitadores) y rígido (sin elemento alguno de limitación).

Las líneas largas son sumamente capacitivas, tanto más cuanto más largas son. Esto provoca sobretensiones al final de la misma, especialmente si ésta está con carga débil o bien la misma es capacitiva, lo que entre otras cosas se traduce en la saturación de los núcleos transformadores Página 8 de 16

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reductores, inestabilidad en el sistema, excesiva corriente “de vacío” de la línea, etc. Se conoce como Efecto FERRANTI a la elevación natural de la tensión.

Entonces, se instalan reactores en paralelo con las líneas, en la mayoría de los casos en las subestaciones no próximas a centrales generadoras, construidos con núcleo de hierro (con un entrehierro apreciable) para disminuir sus dimensiones. Los mismos pueden ser conectados de variadas formas en las diferentes subestaciones de la red, como ser: a) directamente a cada línea, b) al sistema de barras mediante selectores, c) a cada juego de barras individualmente, d) a través de barras de reactores (especiales para ellos) o bien d) mediante los arrollamientos terciarios de los transformadores y autotransformadores de potencia reductores (de 500 KV a 220 KV o 132 KV), y e) se pueden encontrar otras tantas soluciones.

Algunos sistemas poseen reactores con secundario (como un transformador convencional) en baja potencia, para alimentar a los circuitos auxiliares de la subestación, especialmente durante la puesta en marcha por primera vez de la misma. Otros, poseen un reactor de neutro intercalado entre el centro de estrella y tierra, empleado por los sistemas de protección, el cual puede ser puenteado y así conectar rígidamente a tierra el centro de estrella de los reactores. El reactor de neutro se emplea en sistemas de muy alta tensión 500 KV. Veamos en el esquema siguiente el resumen:

En el caso de las líneas muy largas, como las que unen al complejo CHOCON-CERROS COLORADOS o las centrales de ALICURÁ y PIEDRA del ÁGUILA con Buenos Aires, se agregan también capacitores en serie para compensar la caída de tensión en la reactancia inductiva de la línea de transmisión. Los bancos de capacitores se instalan por lo general en subestaciones intermedias, y no en las terminales. Entre otros, el efecto que se produce es un "acortamiento" de la línea (por disminución de la reactancia inductiva compensada con la capacitiva del banco). Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Lógicamente, también se instalan los bancos de reactores antes mencionados. Esto forma un circuito PI (π) con los elementos reactivos invertidos respecto del circuito equivalente que presenta la línea. Así, como a los bancos de reactores en derivación se los debe poder sacar de servicio desconectándolos, a los bancos de capacitores en serie se los debe poder puentear mediante un interruptor que realice un by-pass:

Además de reducir enormemente la caída de tensión de la línea, al agregarse los capacitores serie la misma puede transmitir una mayor potencia y permite también mejorar la estabilidad del sistema interconectado por dicha línea. Sin embargo, debe tenerse especial cuidado en la secuencia de maniobras a realizar para conectar los bancos reactivos y los diferentes tramos de líneas (o corredores), a efectos de evitar severas sobretensiones anormales, que destruirían fácilmente la aislación de los elementos involucrados. Si se estudia con cuidado, puede verse que se trata de circuitos que pueden quedar conectados como circuitos resonantes, pudiendo generar sobretensiones muy peligrosas.

Otra posibilidad de compensar los parámetros reactivos de las líneas de transmisión de energía y del conjunto línea-carga, aunque menos frecuente pero muy efectivo por varias razones, es mediante el empleo de compensadores sincrónicos, es decir mediante el empleo de máquinas rotativas. Debe recordarse que sobreexcitando a una máquina sincrónica (como motor o preferentemente sin carga mecánica en su eje) ésta se comporta como un capacitor y subexcitándola como un inductor. Además tiene la gran ventaja de poder tomar fácilmente cualquier valor de potencia reactiva, con sólo regulársele la corriente de excitación en CC; y no en valores discretos o fijos como en el caso de un inductor o de un capacitor. Por lo general se los conecta al terciario del o los transformadores reductores en subestaciones muy importantes; también mediante transformadores reductores especiales. La tensión de servicio de estas máquinas es media, ya que se trata de máquinas rotativas (ver la 1° parte del trabajo). Este caso lo podemos ver en la subestación EZEIZA en el sector perteneciente a TRANSENER (ex HIDRONOR). Esta subestación es la gran compensadora rotativa de la red nacional.

En algunas subestaciones viejas próximas a la ciudad de Córdoba todavía se cuenta con algunos compensadores rotativos de pequeña potencia. También se puede usar a las máquinas de las centrales de acumulación por bombeo como grandes compensadoras sincrónicas haciendo rotar a la máquina en vacío con la turbina en seco es decir con la napa de agua deprimida. Se dibujan algunas posibilidades: Página 10 de 16

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Sin duda, el empleo de compensadores sincrónicos hace mucho más cara a la instalación pero reúne las ventajas antes mencionadas y agregan momento de inercia al sistema interconectado, lo que mejora enormemente su estabilidad.

En algunas subestaciones de alta tensión, como en el sector de 132 KV de Paso de la Patria y en sistemas de media y baja tensión se emplea también la compensación paralelo con bancos de capacitores, mejorando no sólo el factor de potencia de la carga y así manteniendo el nivel de tensión sino actuar como filtros de armónicos cuando la instalación está próxima a grandes rectificadores o convertidores; y la compensación serie, también con bancos capacitivos para disminuir los efectos de la reactancia inductiva de las líneas de transmisión y así elevar el Barras de 220 KV rendimiento disminuyendo las caídas de tensión y las corrientes circulantes (de compensación), logrando una mejor regulación de la Barras de 13,2 KV tensión.

Y

∆

Z

Y

Reactores

Barras de 132 KV

Bancos de Capacitores de compensación en //

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En el esquema de la izquierda se presenta a una subestación reductora de 220 KV a 132 KV con un transformador de 3 devanados, con sus arrollamientos de alta tensión en conexión Y y el de baja tensión en conexión ∆ conectada a un banco de reactores de compensación de la potencia reactiva de vacío de la línea en conexión Zigzag. Sobre las barras de 132 KV se

∆

∆

encuentran conectados dos bancos de capacitores en ∆ para actuar como filtros de armónicos.

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Con excepción de los compensadores sincrónicos, los sistemas convencionales de compensación son discretos, es decir no permiten una regulación fina de la potencia reactiva. Sin embargo, están empleándose modernamente nuevos sistemas con control de semiconductores de alta potencia como los tiristores. Actualmente se están imponiendo, en cuanto a compensación paralelo para las cargas, los sistemas automáticos de compensación estática, que consisten en bancos de capacitores y de inductores fijos que entran en servicio automáticamente, en función de la potencia reactiva necesaria para mantener al factor de potencia y la compensación de la tensión dentro de los valores estipulados por las diferentes empresas suministradoras del servicio eléctrico, y así permiten regular - dentro de amplios márgenes - la tensión en la barra (y por consecuencia en la propia red). Uno de los factores de calidad del servicio es la constancia de la tensión, que depende ampliamente de las condiciones de potencia reactiva en la red. Los cambios en la configuración de ésta y de las condiciones de las cargas, motivan variaciones de tensión en el sistema; especialmente cuando la carga es baja pueden ser grandes las fluctuaciones de tensión. La regulación de la tensión desde la central generadora no puede compensar todas las condiciones. Así, la compensación suplementaria se lleva a cabo mediante compensadores estáticos, regulados electrónicamente con la ayuda de tiristores.

Estos compensadores poseen un esquema general como el siguiente:

Están compuestos por: 1- Transformador reductor para adaptar la tensión de la red a la del banco compensador, por lo general en media o alta tensión. Habitualmente no es necesario este transformador cuando el banco se conecta al terciario de un transformador reductor de, por ejemplo, 500/220/132 KV. 2- Reactores controlados por tiristores. La corriente puede ser continuamente regulada por el cebado de los tiristores en antiparalelo, logrando en pocos milisegundos grandes variaciones de la potencia reactiva. Los armónicos producidos se pueden disminuir considerablemente conectando en triángulo al banco. 3- Baterías de capacitores fijos (del lado secundario) que ayudan a filtrar las componentes poliarmónicas, próximas al lugar de su generación. Página 12 de 16

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4- Baterías de capacitores controladas por tiristores, con inductores limitadores de corrientes de conexión.

Los tiristores en antiparalelo constituyen un interruptor que está en disposición para conectar y desconectar a los bancos en el menor tiempo posible. Los reactores en serie sirven para limitar la corriente de conexión del banco. Sin embargo, hay una diferencia sustancial respecto del control que se ejerce entre el banco de capacitores y el de inductores: los primeros no se pueden regular en forma continua y tampoco entonces la potencia reactiva capacitiva (debido al problema de la discontinuidad de tensión en la conmutación), sólo es posible hacerlo por escalones. Pero con la ayuda del banco inductivo continuo se logra una regulación sin saltos y con gran velocidad. Se maneja al conjunto de la siguiente manera: •

Para controlar al banco manejando únicamente potencia reactiva inductiva: 1. Se modifica el ángulo de disparo de los tiristores en serie con el banco 2 de los reactores conectados en ∆ , con lo que se regula desde 0 hasta el 100 % de la potencia reactiva inductiva, continuamente en todos los valores intermedios, 2. Se conecta el banco de capacitores fijos 3 solamente para disminuir los armónicos generados por la conmutación de los tiristores, no para agregar potencia reactiva capacitiva, 3. NO se actúa en absoluto sobre los capacitores 4, es decir se los deja desconectados.

•

Para controlar al banco manejando ambas potencias reactiva inductiva y capacitiva: 1. Para regular entre el 0 % y 50 % se conectan simultáneamente uno solo de los bancos de capacitores 4 conectados en ∆ y el banco de reactores 2, pero hasta el 50 % de su potencia inductiva, resultando entonces: 50 % de inductivo + 50 % de capacitivo = 0 % de potencia total (OJO: son de signo contrario !!!), 2. En las condiciones anteriores se actúa regulando a los reactores (NO a los capacitores !!!) aumentando o disminuyendo la conducción en este banco regulable, 3. Así, si la potencia inductiva es del 75 % (variable), “restando” la capacitiva del 50 % (fija) nos quedan 25 % inductiva. Por el contrario, si se ajusta el inductivo en un 20 % (variable), nos queda después de restar los 50 % capacitivos, un 30 % de exceso capacitivo !!! pero actuando solamente con la potencia inductiva, 4. Adicionalmente, se puede conectar al banco de capacitores 3 para los armónicos

•

Para controlar al banco manejando únicamente potencia reactiva capacitiva: 1. Se conectan simultáneamente ambos bancos de capacitores 4 y el banco de reactores 2, al 100 % se su potencia reactiva inductiva. Entonces resulta el siguiente cálculo elemental 2 x 50 % de capacitivo + 100 % de inductivo = 0 % de potencia reactiva total, tal como si no se hubiera conectado nada !!!, 2. Se modifica el ángulo de disparo de los tiristores en serie con el banco de reactores 2, con lo que se regula desde 100 % hasta el 0 % de la potencia reactiva inductiva, continuamente en todos los valores intermedios, 3. Así, y “restando” para cada valor del ajuste de la potencia inductiva anterior el 100 % de la capacitiva, pasamos desde el 0 % de capacitivo (para el 100 % de inductivo) al total del 100 % de capacitivo (correspondiente al 0 % de inductivo) con todos los posibles valores intermedios, nuevamente actuando únicamente sobre el ángulo de disparo de los tiristores en serie con los inductores, 4. Idéntica consideración a la anterior para el banco de capacitores 3.

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Comparativamente, los compensadores estáticos poseen menores pérdidas y son más duraderos que los compensadores sincrónicos, pero también son más delicados. La primera subestación en nuestro país con compensación estática es General Rodríguez de TRANSENER (antes le pertenecía a la empresa SEGBA). Es interesante destacar que no todos los reactores con núcleo de aire se los emplea como limitadores de corrientes de cortocircuito, recordando que éstos se instalan al mismo tiempo en las tres fases y que en ese caso la inductancia individual es lo suficientemente alta como para producir una caída de tensión importante, proporcional a la corriente de cortocircuito que los atraviesan. También encontramos otros que se instalan en una, dos o las tres fases, y sirven para permitir el ingreso de información y señales mediante onda portadora a la línea de transmisión. Adicionalmente se instalan capacitores en serie con el transmisor o el receptor, de valores tales que a la frecuencia industrial de 50 Hz no introducen modificaciones apreciables en los parámetros de las líneas, pero a la frecuencia de la onda portadora (más de 100 KHz) permiten un fuerte acoplamiento entre el transmisor y el receptor, a ambos extremos de la línea. Esta onda portadora se emplea desde hace muchas décadas para comunicaciones telefónicas, de telemando, de telemetría, etc. Veamos este esquema, que es muy común en todas las líneas aéreas:

Entonces, en este esquema, ni el reactor sirve para limitar la corriente de cortocircuito, ni el capacitor para compensar la línea. Se puede deducir que a la frecuencia empleada los capacitores presentan una pequeña reactancia, y por el contrario las bobinas una de alto valor. Así, la información “no entra” en la subestación de donde procede, pero viaja fácilmente por la línea y al llegar al otro extremo el capacitor la acopla al Receptor. Otra aplicación muy importante del método de onda portadora es en sistemas modernos de protección de la línea de transmisión, ya que de la comparación entre las fases de la onda portadora (en dos de las fases) con la recibida en el otro extremo hace posible la implementación de esquemas direccionales de potencia y protección de distancia. Casi en todos los casos, en paralelo con el reactor se agrega un pequeño capacitor que formará con él un circuito resonante paralelo a la frecuencia de portadora y así mejorar el acoplamiento entre Receptor y Transmisor.

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Escuela Técnica “OTTO KRAUSE”` Departamento de Electrotecnia

Sistema Eléctrico de Interconexión – Red Nacional

Volviendo al tema de los reactores, existen otros del tipo trifásico conectados en Zig-zag, muy empleados en sistemas de distribución generalmente en media tensión. Veámoslo en un ejemplo concreto: Supongamos un transformador reductor de tres devanados (o un autotransformador) de 500 KV a 132 KV. Por las condiciones inherentes de las redes primaria y secundaria, tanto uno como otro lado deben estar conectados en estrella Y y con sus centros sólidamente conectados a tierra. Esto impide que los sistemas queden flotantes, y también que se puedan admitir cargas no del todo equilibradas (como orientación, podemos decir que no es prudente que el desequilibrio supere el 10 % ya que valores superiores producirían un corrimiento del neutro, calentamiento de cubas, etc.) en transformadores trifásicos. Las cosas empeoran si se trata de transformadores monofásicos conformando un banco trifásico. Así, como se dijo antes, se dispone de un terciario (el 3° devanado) siempre conectado en triángulo ∆ llamado arrollamiento de compensación, que normalmente maneja por lo menos el 33 % de la potencia total del transformador (o sea, compensa hasta el 100 % de desequilibrio). Este arrollamiento puede no tener salida al exterior, quedando cerrado sobre sí mismo; o bien a una tensión adecuada, por ejemplo 13,2 KV, alimentar a consumos locales y a los mismos servicios auxiliares de la subestación. Pero, al tratarse de un triángulo ∆ quedaría el sistema flotante (muy peligroso); o si para salvar lo anterior, un vértice se conectara a tierra, deberían aislarse los otros conductores a 13,2 KV y no se dispondría de la tensión simple de: 13,2 / 3 = 7,62 KV

Entonces, se debe generar artificialmente el centro de estrella del sistema. Se emplea un reactor trifásico de tres columnas conectado en Zig-zag con una resistencia limitadora entre su centro y tierra. Por lo general la potencia reactiva del reactor es del 50 % de la del arrollamiento al que va conectado. El valor de la resistencia depende de la corriente de cortocircuito unipolar que se admita. Veamos el esquema:

En este circuito se visualizan las dos posibilidades más comunes. La de la izquierda permite tener conectado siempre al reactor de neutro, mientras esté en servicio el sistema de 13,2 KV a efectos de generar siempre el centro de estrella para la distribución. A la derecha, el reactor con selectores, Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Conexión de los Servicios Auxiliares 3° Parte

Subestaciones Eléctricas de de Transformación y Distribución

empleado cuando son varias las entradas de transformadores y así no instalar un reactor por cada transformador.

Como puede observarse, además se emplea el reactor como compensador de líneas largas, tal como se ha explicado con anterioridad, para disminuir la potencia reactiva capacitiva. El esquema anterior es ampliamente utilizado en las subestaciones que posee la provincia de Buenos Aires, con los niveles de 132 KV y 33 KV para redes de transmisión y rurales con los bobinados del transformador conectado en Y en subestaciones a la intemperie, y 13,2 KV para distribución en la ciudad con el bobinado del transformador conectado en ∆ esta red conectada a celdas interiores.

Vemos en la imagen de la izquierda un grupo de celdas de MT de construcción interior, para distribución en 13,2 KV de un centro poblado con gran concentración de cargas.

Celdas de distribución de MT

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Ing. Horacio Eduardo Podestá