Libro Centrales eléctricas II

2015

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA, ELECTRONICA Y SISTEMA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENEIRIA ELECTRICA

CENTRALES ELÉCTRICAS II

SEMESTRE: NOVENO

Puno – Perú, agosto del 2015

Índice MATRIZ ENERGETICA ......................................................................................................... 3 CENTRALES ELECTRICAS .................................................................................................. 14 GENERADOR ELECTRICO: ................................................................................................ 19 PATIO DE LLAVES ............................................................................................................. 28 DISPOSITIVOS ED PATIO DE LLAVES: ............................................................................... 36 SALA DE CONTROL ........................................................................................................... 63 SERVICIOS AUXILIARES .................................................................................................... 74 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS ...................................................................................... 78 SISTEMAS DE PROTECCIÓN ............................................................................................. 83 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ............................................................................... 115 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional .................................................................. 118 PROTOCOLO DE PUESTA EN MARCHA DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA .......................... 119 PUESTA EN PARALELO DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA CON EL SISTEMA ELÉCTRICO DE 122 INSTITUCIONES NORMATIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................... 126 BIBLIOGRAFIA: ............................................................................................................... 133 ANEXOS: ........................................................................................................................ 134

INTRODUCCION Una central de generación de energía eléctrica es capaz de transformar alguna clase de energía (química, cinética, nuclear, térmica, solar, entre otras), en energía eléctrica. Para la generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas, que ejecutan alguna de las transformaciones citadas. Estas constituyen el primer escalón del sistema de suministro eléctrico. La generación eléctrica se realiza, básicamente, mediante un generador; si bien estos no difieren entre sí en cuanto a su principio de funcionamiento, varían en función a la forma en que se accionan.

Desde que se descubrió la corriente alterna y la forma de producirla en los alternadores, se ha llevado a cabo una inmensa actividad tecnológica para llevar la energía eléctrica a todos los lugares habitados del mundo, por lo que, junto a la construcción de grandes y variadas centrales eléctricas, se han construido sofisticadas redes de transporte y sistemas de distribución. Sin embargo, el aprovechamiento ha sido y sigue siendo muy desigual en todo el planeta. Así, los países industrializados o del primer mundo son grandes consumidores de energía eléctrica, mientras que los países en vías de desarrollo apenas disfrutan de sus ventajas.

Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales generadoras se clasifican en químicas cuando se utilizan plantas de radioactividad, que generan energía eléctrica con el contacto de esta, termoeléctricas (de carbón, petróleo, gas, nucleares y solares termoeléctricas), hidroeléctricas (aprovechando las corrientes de los ríos o del mar: mareomotrices), eólicas y solares fotovoltaicas. La mayor parte de la energía eléctrica generada a nivel mundial proviene de los dos primeros tipos de centrales reseñados. Todas estas centrales, excepto las fotovoltaicas, tienen en común el elemento generador, constituido por un alternador de corriente, movido mediante una turbina que será distinta dependiendo del tipo de energía primaria utilizada.

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 MATRIZ ENERGETICA 1.1.

CONCEPTO

La matriz energética se refiere a una representación cuantitativa de toda la energía disponible, en un determinado territorio, región, país, o continente para ser utilizada en los diversos procesos productivos. Un concepto semejante es el de Oferta Total de Energía Primaria (OTEP), usada por ejemplo por la CEPAL. El análisis de la matriz energética es fundamental para orientar la planificación del sector energético con el fin de garantizar la producción, la seguridad energética y el uso adecuado de la energía disponible.

1.2.

SECTOR ENERGETICO

El sector energético de una nación se refiere al sector de actividades primarias, secundarias y terciarias destinadas a la producción, transportación, innovación, manejo y venta de los productos energéticos del país. Los recursos energéticos de un país difieren según la abundancia y variedad de los recursos naturales del área. Entre los recursos energéticos más explotados se encuentran el petróleo, el gas natural, el carbón, etc. También existen diversos tipos de productos energéticos producidos de varias formas, como la electricidad.

1.3.

CONSUMO MUNDIAL

Desde los años setenta, el consumo de energía mundial se ha más que duplicado, llegando a un consumo de 12.274,6 Mtep de energía primaria total en 2011. Particularmente, los niveles de consumo de la región de Asia han tenido unos aumentos espectaculares en los últimos quince años, a causa de los incrementos de demanda de energía primaria de China y la India. a. Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctrica El consumo mundial de energía eléctrica mostró durante el periodo 1994-2004, un crecimiento medio anual de 3.1%, al pasar de 11,329 TWh en 1994 a 15,431 TWh en 2004. Este ritmo de crecimiento ha sido primordialmente impulsado por los países en transición, dado que son mercados en proceso de expansión y madurez, por lo que actualmente hacen una utilización menos eficiente de la energía en comparación con los países industrializados. Las regiones que han alcanzado altos niveles de estabilidad y madurez de mercado, como son los casos de Norteamérica y Europa Occidental, se han caracterizado por registrar incrementos moderados en el consumo de energía eléctrica durante los años Página | 3

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 recientes, con tasas de 2.0% y 2.2%, respectivamente. En Norteamérica en particular, los incrementos en el consumo de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá se ubicaron en 1.9% y 1.3% durante 1994- 2004, respectivamente. En México el consumo de energía eléctrica (ventas internas del sector público y consumo autoabastecido) ha crecido a un ritmo de 5.7% en promedio anual durante dicho periodo. Los mayores crecimientos en el consumo de energía eléctrica se han presentado (y la tendencia se mantendrá) en países no miembros de la OCDE de Asia y Medio Oriente, con tasas de 7.5% y 6.5% durante dicho periodo, respectivamente. El fuerte impulso en el consumo de la primera de estas regiones, proviene de China e India, países que durante 2004 demandaron el 77% del total de energía eléctrica consumida. En el caso de Medio Oriente, Irán y Arabia Saudita impulsan el crecimiento en el consumo de energía eléctrica al incrementar su demanda durante 1994-2004 con un ritmo anual de 7.3% y 5.5%, respectivamente.

b. Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica La capacidad mundial instalada para la generación de energía eléctrica se incrementó en 2.8% respecto a 2003, ubicándose en 3,729 GW. Los países de Norteamérica concentran en conjunto, el 29.8% de la capacidad mundial instalada, destacando EUA, con 942 GW, lo que representa el 84.9% del total en Norteamérica y el 25.3% del total mundialmente instalado.

1.4.

MATRIZ ENERGETICA DEL PERU Y POLITICAS ENERGETICAS

La generación eléctrica en el Perú, según datos actualizados al cierre del año 2013, se produce por dos tipos de centrales: hidroeléctricas (50.14%) y termoeléctricas (49.14%). Asimismo, en términos geográficos, las macro regiones Centro (30.40%) y Lima (50.40%) concentran la mayor parte de la producción de la energía nacional. a. Promoción de inversiones, y electrificación rural. El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de electrificación rural del país, mediante la promoción de la inversión, la ejecución de proyectos, y mecanismos de subsidio para el desarrollo de estos. En los últimos años se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual dio como resultado principalmente de la puesta en marcha del Proyecto Camisea en el 2004, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso.

Página | 4

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 b. Proyecciones económicas, industria. El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), proyecta que la economía cierre el año con un crecimiento de 3.1% para el 2014 (5.8% al 20134), mientras que para los siguientes dos años se estima un crecimiento de 5.5% y 6.3%, respectivamente; proyección que se fundamenta en la recuperación del sector minero y mejores expectativas de los agentes económicos. En ese sentido, dado la estrecha relación entre el crecimiento del PBI y la producción de energía eléctrica5, el BCRP espera un comportamiento similar en el crecimiento del sector eléctrico. c. Transporte de Gas natural y Gasoducto del Sur peruano. Al 2013, el 96.2% de la generación termoeléctrica usa gas natural, cuyo transporte está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP) (único sistema existente). A pesar de las expansiones llevadas a cabo, la capacidad de TgP se encuentra totalmente contratada. La alta participación y dependencia de un único sistema de transporte es bastante riesgoso para asegurar el abastecimiento eficiente, por ello el Estado Peruano con el proyecto Gasoducto Sur Peruano espera que en el año 2020 el gas natural del Proyecto Camisea llegue hasta las costas de Moquegua y Arequipa; la disponibilidad de gas natural en esta zona del Perú impulsaría las inversiones en centrales termoeléctricas.

d. Calce de oferta y demanda y perspectivas. A corto plazo se observa un calce adecuado, no obstante, a largo plazo se podría presentar problemas derivados de sobrecargas en diversos sistemas de transmisión a partir del 2020, por lo que la planificación en cuanto al sub sector de transmisión es primordial, de lo contrario los costos marginales se incrementarían considerablemente. En cuanto al sub sector de generación, es de resaltar que hay proyectos de generación comprometidos sólo hasta el 2016, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas las elevadas razones de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de gran envergadura y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o más, podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que conllevaría a altos precios de energía.

1.5.

ENTORNO ECONÓMICO

a. Entorno Macroeconómico Durante los primeros nueve meses del año se ha presentado un comportamiento mundial desigual, con un crecimiento sostenido y pausado de la economía estadounidense, un estancamiento de la zona del euro, una ralentización de la actividad Página | 5

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 2014 se ubicó en 3.3%; es decir, 0.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En la misma línea, la proyección para el 2015 se redujo a 3.8% desde el 4.0% estimado con anterioridad. El reporte menciona que la recuperación mundial es frágil aún con mejoras en las perspectivas, a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal, una política monetaria activa y menores tenciones geopolíticas. El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la cual ha consignado un crecimiento en base al consumo interno con menor influencia de las exportaciones. El país asiático pronosticó un crecimiento de 7.5% para el 2014, pero este nivel se redujo a 7.4% debido a los problemas de crédito interno principalmente. También, se han presentado retracciones en América Latina, especialmente Brasil; Rusia, a causa de la caída de la inversión y grandes salidas de capital influenciados por las tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las perspectivas de crecimiento favorables para el 2015 presentan como catalizadores el repunte de las economías avanzadas (1.8% de crecimiento económico), en especial Estados Unidos (2.2%); así como los mercados emergentes (4.4%), como África subsahariana (5.1%) e India (5.6%). El Perú registró un crecimiento de 2.8% en el periodo enero-septiembre 2014, menor a lo registrado en el mismo periodo del 2013 (4.9%), explicado principalmente por el deterioro de los términos de intercambio causado fundamentalmente por menores precios internacionales de los metales que el Perú exporta, afectando de esta manera las exportaciones y la balanza comercial. Según el BCRP6, la proyección del crecimiento del PBI al finalizar el año 2014 sería de 3.1%, lo cual muestra una revisión a la baja respecto a lo anunciado en julio (4.4%) y en abril (5.5%), debido a la caída de la inversión privada ante un deterioro de las expectativas de los agentes económicos y menores exportaciones de productos tradicionales principalmente. 1.6.

ENTORNO ENERGÉTICO

La estructura de producción eléctrica peruana se concentra en centrales hidroeléctricas (50.14%7) y termoeléctricas (49.14%), además se muestra una creciente participación de termoeléctricas (44% el 2012 y 46% el 2013) efecto de su mayor atractivo en costos consecuencia de la puesta en marcha en el 2004 del proyecto Camisea. Asimismo, con la culminación del Gasoducto del Sur Peruano (que tiene plazo de finalización hasta el 2019) se podrá transportar gas natural de Camisea a la zona sur del Perú, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona, de este modo

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte. Por otro lado, el consumo de energía se encuentra muy ligado al desarrollo de la economía, en el caso peruano, en mayor medida a las empresas mineras e industriales del hierro y el acero. Al tercer trimestre del 2014, la energía consumida fue 31,888 GWh mayor en 5.38% respecto al mismo periodo del 2013; en ese mismo periodo el PBI creció 2.80%. Además, PCR espera que para los años 2015 y 2016 la generación de energía crezca a un nivel mayor, dado los nuevos proyectos de extracción minera (Constancia, Toromocho y Cerro Verde) y mejores perspectivas para la economía peruana (5.5% para el 2015 y 6.3% para el 2016 según el BCRP).

1.7.

ANÁLISIS CUALITATIVO

a. Marco Regulatorio A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión privada mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el marco de una serie de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las reformas se centraron en reemplazar el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas por un nuevo esquema con operadores privados; así, se promovió la competencia mediante la creación de un mercado de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos específicos de regulación en cada segmento como costos auditados en la generación y combinaciones de tasa de retorno en la transmisión y distribución. Producto de la reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado promulgó una serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la eficiencia. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (Ley 25844, y D.S. 009-93-EM) Vigente a partir de 1992, establece como principio general la división de las actividades que conforman el sector eléctrico en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. Esta ley establece un régimen de libertad de precios para aquellos suministros que pueden desarrollarse de forma competitiva y un sistema de precios regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre 2004, el Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad - anual, antes semestral-, y el horizonte temporal utilizados en la fijación de las tarifas – proyección de 2 años para la oferta y demanda, antes 4 años. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y Reglamento (Ley 28832, D.S. 017-2000-EM) Establece como objetivos principales: (i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios, al racionamiento prolongado por falta de Página | 7

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 energía y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y (iii) propiciar competencia efectiva en el mercado de generación. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (Ley 29179) Establece que la demanda de potencia y energía que esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos de suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los generadores conforme al procedimiento que sea establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).

b. Fondos Gubernamentales El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de electrificación rural del país, mediante la ejecución de proyectos, y mecanismos de subsidio para proyectos de electrificación rural. Entre las iniciativas destaca el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), creado en el año 2001 mediante la Ley N° 27510, el cual establece subsidios cruzados sobre las tarifas para el consumo mensual de ciertos usuarios, los cuales, dado su diseño, no afectan los ingresos de las empresas prestadoras de los servicios; y la creación de la unidad de Gerencia del Proyecto FONER, que otorga subsidios directos a los costos de inversión en proyectos de electrificación rural, con participación de empresas de distribución, Gobiernos Regionales y Locales y el Sector privado. Por otro lado, se da énfasis a la promoción de la inversión privada en electrificación rural, resaltando los esfuerzos de Pro-Inversión y Gobiernos Regionales; en este sentido, la Dirección General de Electricidad del MINEM otorga Concesiones Eléctricas Rurales brindando prioridad a proyectos que requieran un menor porcentaje de subsidios del Estado, mayor compromiso de inversiones y menor tarifa eléctrica. Finalmente, es de mencionar el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), creado con la Ley N° 29852 en abril 2012, con el propósito de proporcionar energía menos contaminante a poblaciones vulnerables. 1.8.

ESTRUCTURA DEL SECTOR

El sistema verticalmente integrado con el que contaba el sector antes de la década de los 90s que se caracterizaba por insuficientes inversiones, déficit, bajo coeficiente de electrificación, cortes, y racionamiento, se cambió por una nueva estructura, la cual mediante la separación de la cadena productiva, la apertura del mercado a la competencia y la introducción de la inversión privada, entre otros, logró un desarrollo significativo del sector. Actualmente, el mercado eléctrico peruano está compuesto por

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 entidades normativas, reguladoras, y promotoras, tres subsistemas (generación, transmisión, y distribución), y consumidores finales (libres y regulados). Dentro del segmento de generación eléctrica existen diversas tecnologías para abastecer energía, cuya eficiencia depende del tamaño de la demanda. Para el caso de la producción hidráulica, esta requiere una gran inversión, no obstante, sus costos operativos son bajos, por lo que es adecuado utilizar este tipo de centrales para abastecer una alta demanda de energía. La generación a base de combustibles, como diesel, petróleo, y gas natural, tiene menores costos de inversión, sin embargo presentan altos costos variables, por lo que es más eficiente utilizar este tipo de generación para cantidades menores. Esta característica de la generación conlleva a una combinación de tecnologías con el fin de optimizar costos. Por otro lado, el sistema de transmisión está compuesto por un conjunto de líneas cuya función es elevar o reducir la tensión con el fin de permitir interconexiones. El mencionado sistema está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual se constituyó en octubre 2000, y abastece alrededor del 85% de la población. La mayor demanda de electricidad, y la oferta de generación deben ir de la mano con una mayor capacidad de transmisión con el fin de evitar congestiones, y brindar eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema. El tercer subsector del sistema es la distribución, mediante la cual la energía eléctrica es llevada desde las subestaciones hasta los consumidores finales. Cuando la energía eléctrica se transmite del generador al distribuidor, esta se reparte entre dos tipos de clientes, i) regulados, los cuales se caracterizan por una demanda máxima menor a 1 MW por suministro, y ascienden a 6.35 MM de usuarios, y ii) libres, categorizados de esta manera consumidores finales cuya demanda se encuentra por encima de 1 MW, por lo que pueden optar libremente si por ser clientes regulados o libres, los grandes usuarios suman 290, los cuales incluyen importantes complejos mineros, comerciales o industriales. Es de resaltar que para los mismos, los precios de carga y energía y otras condiciones de suministro de electricidad se negocian libremente. El proveedor puede ser una empresa de generación, de distribución o cualquier otro proveedor minorista.

Es de mencionar que el objetivo del COES es principalmente la minimización de costos, por lo cual se encarga de coordinar la demanda y la oferta. El Comité llama a producir a las generadoras en orden de prioridad según sus costos, empezando por aquellas que presenten los más bajos hasta cubrir la demanda en cada momento del día. De lo anterior, se infiere que los generadores no deciden cuándo ni cuanta energía producir, dado que deben recibir indicaciones del COES para el despacho de la misma. Luego de esta indicación, la producción ingresa a un pool de energía, con el fin de ser entregada Página | 9

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 a distribuidores y clientes libres, por lo que se infiere también que las empresas generadoras no tienen conocimiento a qué distribuidor o cliente va dirigida la energía que produjeron, mientras que las distribuidoras no tienen conocimiento de la potencia recibida y del proveedor de energía. Independientemente de lo que ocurra en el mercado físico, los compromisos de pago pactados en los contratos deben cumplirse. a. Fijación de tarifas eléctricas El sector eléctrico se encuentra dividido entre el mercado regulado, y el mercado libre, este último caracterizado por competencia entre generadores y distribuidores. Los mecanismos de determinación de precios en ambos mercados difieren. Para el primero, la formación de tarifas responde a precio firmes, y precios en barra9, mientras que para el segundo, sus precios son determinados básicamente por precios libres y precios firmes10, no obstante, en ambos casos las tarifas de transmisión y distribución se encuentran reguladas. Sobre la tarifa eléctrica regulada, esta es fijada periódicamente por OSINERGMIN, de acuerdo con los criterios, las metodologías y los modelos económicos establecidos en la LCE y su Reglamento.

La tarifa máxima aplicada a usuarios regulados tiene tres componentes, los precios a nivel de generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes y el Valor Agregado de Distribución. Dichos componentes son calculados para cada Sector de Distribución Típica, mediante estudios de costos encargados por las concesionarias de distribución a consultoras precalificadas por la Comisión de Tarifas de Energía, en estos estudios se debe considerar criterios de eficiencia de inversiones y gestión de un concesionario que opera en el país; adicionalmente, OSINERGMIN realiza un estudio paralelo. Los costos de generación, transmisión y distribución se determina tomando en cuenta una empresa de modelo eficiente, la cual considera: i)

Costos asociados al usuario, independientemente de su demanda de potencia y energía,

ii)

pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, y

iii)

costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a distribución, por unidad de potencia suministrada.

Para el cálculo del precio de energía se toma en cuenta: i)

precio de combustibles,

ii)

escenarios de hidrología,

iii)

situación de embalses,

iv)

tasa de actualización, Página | 10

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 v)

plan de obras,

vi)

costo de racionamiento, y

vii)

proyección de demanda.

Luego de tomar en cuenta dichas variables, se valoriza la energía consumida en distintas horas del día, calculándose así el precio de energía para los bloques de punta y fuera de punta, en función a los costos marginales y la demanda; las cifras luego son ponderadas por la cantidad de horas de cada bloque y se obtiene el precio básico de la energía. Para el cálculo del precio de potencia, se utiliza la anualidad de la inversión de la última central que es llamada a producir, conocida como central marginal. Adicionalmente se calcula el costo fijo anual de operación y mantenimiento, asimismo, se toma en cuenta la potencia efectiva, la tasa de indisponibilidad, tipo, tamaño y ubicación de la central. El precio de generación se fija anualmente y entran en vigencia en el mes de mayo de cada año. La suma de la tarifa de generación y los peajes de transmisión (del Sistema Principal) se conoce como tarifa en barra. Antes de ser aprobado el precio en barra, se verifica que la diferencia entre el mismo y el promedio ponderado de los precios firmes o libres resulte menor al 10%, si resulte mayor al 10% se realiza ajustes al precio básico de potencia con el fin de alcanzar la diferencia objetivo. La tarifa se fija cada año, en el mes de mayo.

1.9.

ANÁLISIS CUANTITATIVO

a. Evolución de la generación La composición de la matriz energética se ha mantenido estable a lo largo de los años, centrándose en la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, no obstante, a partir de agosto 2012 se observa la aparición de energía eólica y a partir de abril 2014 de generación solar, aunque estas representan aún una parte mínima de la producción total (0.27% y 0.45% de la producción nacional entre enero y septiembre 2014 respectivamente). Es de mencionar los esfuerzos del Estado peruano con el fin de incentivar la generación con fuentes renovables no convencionales (i.e. D.L. 100215, y su Reglamento D.S. 012-2011-EM), y las subastas de Recursos energéticos. Asimismo, es de resaltar la Ley N° 2854616 para sistemas aislados rurales, no conectados al SEIN, que tiene como finalidad promover el uso de energías renovables para electrificación en zonas rurales, aisladas y de frontera. La generación eléctrica ha tenido un promedio de crecimiento de 6.5% para el periodo 2008-2013, observándose una desaceleración del crecimiento en línea con la ralentización de crecimiento del PBI peruano, por lo que a pesar de la entrada de dos centrales de ciclo combinado en el año 2012, disminuyó el crecimiento en casi 3 pp. Página | 11

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Actualmente, se encuentran en funcionamiento tres centrales de ciclo combinado (12.65% del total de generación y 25.38% de la generación térmica en los primeros 9 meses del año 2014), pertenecientes a Edegel, - inicio de operaciones en el año 2006-, Kallpa, y Chilca,-ambas iniciaron operaciones en el año 2012-. Las centrales de ciclo combinado, a pesar de requerir una mayor inversión, son más eficientes debido a la recuperación térmica que se logra en el mismo. Otro factor resaltante que ha impulsado la generación a lo largo de los años es el incremento del grado de electrificación del país, gracias en gran parte a los esfuerzos del estado en cuanto a electrificación rural, es así que para el año 2013 el indicador fue de 88.5%. La producción de energía en plantas térmicas es hasta cuatro veces más costosa que la generada en centrales hidroeléctricas17, dado que en las primeras el costo de combustibles18 incrementa considerablemente sus costos variables, por lo que en el sistema eléctrico, el cual se rige por el menor costo, se da prioridad a las hidroeléctricas hasta su capacidad máxima, luego se da paso a la generación térmica. No obstante, la participación de ambos tipos de energía varía durante el año producto del ciclo hidrológico, el cual abarca los meses de noviembre a mayo, y está compuesto por un periodo de avenida19, seguido del estiaje20. No obstante, si bien se espera un crecimiento por debajo del promedio, las cifras para los siguientes dos años tendrán un mejor desempeño en contraste con el 2014. Entre las tendencias del subsector de generación, se encuentra el mayor uso de gas natural como insumo para la generación termoeléctrica, dado que es una fuente más barata, y ambientalmente amigable, en adición ayuda al objetivo de diversificación de fuentes energéticas. b. Principales generadores Respecto a la producción de electricidad, en los primeros nueves meses del año 2014, los principales generadores de electricidad por grupo económico fueron: i)

el Estado (23.65% del total), a través Electroperú (16.39% del total), Egasa (3.13% del total), San Gabán (1.91% del total), Egemsa (1.58% del total) y Egesur (0.63% del total).

ii)

el Grupo Endesa (22.32% del total), a través de Edegel (19.21% del total), Chinango (2.16% del total) y Empresa Eléctrica de Piura (0.96% del total).

iii)

Enersur (16.92% del total), y

iv)

Kallpa Generación (14.93% del total). Cabe resaltar que las generadoras que tuvieron un incremento en su producción fueron Empresa Eléctrica de Piura (+212.78%), Kalla Generación (+11.85%), Edegel (+7.39) y San Gabán

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 (+0.98%); mientras que las demás empresas generadoras mencionadas anteriormente presentaron una reducción en su producción. Es de mencionar que Lima concentra el 41.6% del total de consumo de energía eléctrica, resaltando que el 31.3% de la población se ubica en la capital. El consumo promedio de energía per cápita fue de 1,352.7 KWh/hab, resaltando que el mayor consumo de energía per cápita sigue siendo el de Moquegua (10,493.6 KWh/hab) en línea con su PBI per cápita (S/.51,293/hab) que se mantiene en el primer lugar. Por otro lado, es importante resaltar que se observa una elevada concentración de producción de energía en el centro del país (75.2% al 2013), lo cual incrementa el riesgo de abastecimiento, en caso de desastres naturales.

c. Transmisión En el Perú, la transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.). Según el Anuario Estadístico de Electricidad del MINEM del año 2013 ambos sistemas reúnen un total de 20 585 km de líneas de transmisión, con niveles de tensión superiores a 30 kV. Al cierre del año 2013, las empresas concesionarias que desarrollan como actividad principal la transmisión eléctrica ascienden a nueve. Red de Energía del Perú S.A. (REP S.A.) que dispone de 4 949 km (24% del total nacional); Consorcio Transmantaro S.A. con 9%, Abengoa Transmisión Norte S.A. con 5% y Red Eléctrica del Sur.S.A., Eteselva S.R.L., Interconexión Eléctrica ISA Perú, Consorcio Energético Huancavelica y Etenorte E.I.R.L. con 2% cada una, totalizando una longitud de 9 638 km de líneas (48% del total nacional) para este grupo, el restante 52% corresponde a Empresas del Mercado Eléctrico y de uso propio. La longitud de las líneas representativas del SEIN en los últimos años se mantuvo relativamente constante, no obstante al año 2013 se observa un fuerte incremento (+82.9%), consecuencia principalmente de la licitación de 11 nuevas líneas (seis adjudicadas por REP S.A., y 2 por Transmantaro S.A.), y en menor medida la ampliación de líneas existentes. d. Distribución Las principales empresas de distribución de energía eléctrica que destacan por la cantidad de clientes a los que atienden, y esta son: Edelnor con 20.38% de participación, Luz del Sur con 15.59%, Hidrandina con 11.57%, Electrocentro con 10.39%, Electro Sur Este con 6.70%, Electronorte con 6.49% y las demás (17 empresas) con 28.88%. A septiembre

2014,

las

empresas

distribuidoras

de

electricidad

atendieron

aproximadamente a 6.35 millones de clientes regulados (6.07 millones a septiembre 2013) y 290 clientes libres (284 a septiembre 2013). Página | 13

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

1.10.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA

En la transmisión eléctrica se generan pérdidas de energía, conocidas como pérdidas técnicas (62.40% del total de pérdidas del 2013), las cuales si bien no pueden reducirse por completo, pueden minimizarse, dado que se generan como consecuencia de: i)

el calentamiento de los conductores o líneas de transmisión.

ii)

densidad de corriente eléctrica, y

iii)

la resistencia eléctrica.

1.11.

PROYECTOS DE INVERSIÓN

Se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual se dio como resultado principalmente de la puesta en marcha de Camisea en el 2004, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso. Asimismo, con el desarrollo del Gasoducto del Sur Peruano se podrá transportar el gas natural a la zona sur, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona del Perú, de este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte. Con el objetivo de incrementar la potencia efectiva del parque generador (oferta de energía eléctrica), la capacidad y el alcance de las redes de transmisión se estima una inversión privada para el periodo 2014-2016 por un monto aproximado de US$5,757 MM22. Algunos de estos proyectos son: Central Hidroeléctrica de Molloco, Central Térmica de Quillabamba, Línea de Transmisión 220 KV Moyobamba-Iquitos y Línea de Transmisión 500 KV Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo. Es de mencionar que al 2013 el 96.2% de la generación de las centrales térmicas usa gas natural, por lo cual es importante considerar que el transporte del mismo está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP), y es el único sistema de transporte de dicho combustible, cuya capacidad, a pesar de sus dos ampliaciones, -la primera en el 2009, y la segunda en el 2010-, se encuentra totalmente contratada. Es así que se observa un alto grado de dependencia del gas natural, lo cual es bastante riesgoso, no obstante, se ha iniciado una nueva expansión del gasoducto, la cual estará culminada para el año 2015. CENTRALES ELECTRICAS Las centrales eléctricas son las instalaciones productoras de energía eléctrica. Son instalaciones dónde hay un conjunto de máquinas motrices y aparatos que se utilizan para generar energía eléctrica. Página | 14

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Las centrales reciben el nombre genérico de la energía primaria utilizada: centrales térmicas de carbón, centrales nucleares, centrales hidráulicas o hidroeléctricas, centrales eólicas, centrales geotérmicas, etc.

2.1.

TIPOS DE CENTRALES ELÉCTRICAS

Según el servicio que haya de prestar las centrales eléctricas se pueden clasificar en: a. Centrales de base o principales. Su función es suministrar la mayor parte de la energía eléctrica en forma permanente, son de gran potencia; la instalación suele estar en marcha durante largos períodos de tiempo y no deben sufrir interrupciones de servicio. Generalmente, se trata de centrales nucleares, térmicas e hidráulicas y utilizan como maquinas motrices las turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas hidráulicas respectivamente. b. Centrales De Punta Exclusivamente proyectadas para cubrir la demanda de energía eléctrica cuando se dan picos de consumo, o sea en las horas - punta; en dichas horas - punta, se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal. Trabajan en espacios cortos de tiempo, durante determinadas horas, su funcionamiento es periódico. Debido a la capacidad de respuesta necesaria, generalmente suelen ser centrales térmicas.

c. Centrales De Reserva Son centrales capaces de sustituir, total o parcialmente a las centrales de base en las siguientes situaciones: escasez o falta de materias primas (agua, carbón, fuel-oíl, etc.) o fallas en sus maquinarias. Las centrales a las que se suele recurrir en esos casos son las hidráulicas o con turbinas de gas debido a la rápida capacidad de respuesta.

d. Centrales de socorro: Las centrales de socorro son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña potencia y generalmente accionadas por motores Diésel; se instalan en vagones de Página | 15

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 ferrocarril, o en barcos especialmente diseñados y acondicionados para esta misión. e. Centrales de acumulación o de bombeo: Son las que en las horas bajas utilizan la energía sobrante para bombear agua de un río o de un lago hasta un depósito mediante bombas centrífugas accionadas por los alternadores de la central, que se utilizan como motores. En periodos de gran demanda de energía, los alternadores trabajan como generadores accionados por las turbinas que utilizan el agua previamente elevada anteriormente.

2.2.

COMPONENTES DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA.

Las centrales eléctricas lo componen áreas operativas que en su conjunto garantizan la continua y eficiente operación, además controlan los diferentes parámetros de funcionamiento de la central eléctrica, estas son: a. Zona De Abastecimiento: La zona de abastecimiento de una central eléctrica permite que la planta mantenga su correcto funcionamiento, en esta zona abunda el recurso que utilizará la central para convertirla en energía eléctrica, es conveniente también la cercanía de la central para abastecerse de dicho recurso que en su mayoría es natural ya que debe verse los aspectos económicos y la eficiencia de la central eléctrica. - para centrales solares.- Para que se abastezca de dicho recurso, estas centrales están en las zonas de mayor incidencia solar, por ejemplo los desiertos. - para centrales eólicas.- Deben de estar en las zonas donde haya bastante flujo de corrientes de aire que son por lo general en las zonas marinas, donde aprovechan las brisas marinas.

- para centrales hidroeléctricas.- La fuente está constituida por una o varios ríos que aportarán el agua a la central y donde la planta debe hacer diversas obras civiles para aprovechar mejor el recurso hídrico.

Página | 16

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 b. Casa De Máquinas: La Casa de Máquinas concentra los equipos electromecánicos directamente responsables por la producción de la energía eléctrica. En ella están la caja espiral, la turbina, el generador, el sistema de excitación y el regulador de velocidad. En el caso de centrales hidroeléctricas, la disposición de la casa de máquinas puede ser en caverna, exterior o pie de presa.

En una central hidroeléctrica, en la casa de máquinas se pueden encontrar: 

Recintos para turbinas.



Los elementos para la reparación y montaje



Los sistemas de protección para el generador y sus componentes como la excitatriz

c. Patio De Llaves: Son las instalaciones eléctricas que comprenden los aparatos eléctricos, esta zona puede ser en ambiente cerrado o al aire libre, está destinado como enlace entre la central eléctrica y las líneas de transmisión que transportan la energía eléctrica a los centros de consumo.

d. Servicios Auxiliares: Es un componente importante porque comprende aquellos,

equipos,

instalaciones que son necesarias para suministrar la energía eléctrica a todas las instalaciones de la central eléctrica ejm en corriente alterna, sistema de aire acondicionado que se requiere para el frente de los transformadores, para los interruptores de máquinas, el sistema de aire acondicionado y continua, banco de baterías, cargador de batería, mantenimiento y reparación etc. e. Servicios Complementarios: Son aquellos servicios que sirven para que el personal asegure el buen funcionamiento de la central. Ejm: servicios de comedor, seguro, agua potable, equipos antiincendios, servicios de entretenimiento o distracción

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 f.

Sistema De Protección: Esté componente protege a la central eléctrica de eventualidades internas y externas para asegurar su funcionamiento óptimo y continuo, identifica, localiza y repone el efecto o falla en su mayoría en forma automática ejm: los relés.

g. Sala De Control: Este componente es el cerebro de la central eléctrica, es el centro de mando y operación de la planta, supervisa, mantiene y ajusta todos los parámetros para que la energía eléctrica se produzca en forma continua y con calidad.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 GENERADOR ELECTRICO: Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial eléctrica entre dos de sus puntos (llamados polos, terminales o bornes) transformando la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominada también estator). Si se produce mecánicamente un movimiento relativo entre los conductores y el campo, se generará una fuerza electromotriz (F.E.M.). Este sistema está basado en la ley de Faraday. Se tienen dos tipos de generadores: síncronos y asíncronos. En las centrales hidroeléctricas los más utilizados son los generadores síncronos.

3.1.

GENERADOR SÍNCRONO:

El generador síncrono es un tipo de máquina eléctrica rotativa capaz de transformar energía mecánica (en forma de rotación) en energía eléctrica. Su principio de funcionamiento consiste en la excitación de flujo en el rotor. La razón por la que se llama generador síncrono es la igualdad entre la frecuencia eléctrica como la frecuencia angular es decir el generador girara a la velocidad del campo magnético a esta igualdad de frecuencias se le denomina sincronismo. El generador síncrono está compuesto principalmente de una parte móvil o rotor y de una parte fija o estator. El rotor gira concéntricamente en el eje del generador a una velocidad sincrónica de 1800 revoluciones por minuto (RPM) para 60 Hz (1500 RPM para 50 Hz).

3.2.

PARTES DE UN GENERADOR SÍNCRONO.

A continuación se detalla las partes fundamentales que componen un generador síncrono.

Página | 19

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 3.3.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

El principio de funcionamiento de un G.S se basa en la ley de Faraday. Para crear tensión inducida en el circuito de armadura (estator), debemos crear un campo magnético en el rotor o circuito de campo, esto lo lograremos alimentado el rotor con una batería, este campo magnético inducirá una tensión en el devanado de armadura por lo que tendremos una corriente alterna fluyendo a través de él.

Al operar como generador, la es suministrada a la máquina por la aplicación de un torque y por la rotación del eje de la misma, una fuente de energía mecánica puede ser, por ejemplo, una turbina hidráulica, a gas o a vapor. Una vez estando el generador conectado a la red eléctrica, su rotación es dictada por la frecuencia de la red, pues la frecuencia de la tensión trifásica depende directamente de la velocidad de la máquina.

3.4.

CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES SÍNCRONOS

Los parámetros fundamentales a considerar en los generadores de las centrales hidráulicas: • Potencia activa • Potencia reactiva • Potencia aparente • Factor de potencia • Tensión • Reactancia síncrona (relación de cortocircuito)

Para la selección de la turbina hay que considerar que influye en: • Velocidad nominal • Velocidad de embalamiento • Momento de inercia 3.5.

CIRCUITO EQUIVALENTE MONOFASICO DE UN GENERADOR SINCRONO

El circuito monofásico equivalente de un Generador Síncrono viene representado en la siguiente figura: La figura muestra el circuito equivalente de un generador síncrono:

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

De este circuito, solo nos centraremos en el circuito de armadura, en la cual se tienen tres cantidades que son fundamentales en el comportamiento del GS, las cuales son: Para determinar estos valores se realizan principalmente tres pruebas, la prueba resistencia de armadura, la prueba de vacío y la prueba de cortocircuito.

a. Prueba de Resistencia de Armadura: Esta prueba consiste en hacer uso de una fuente de corriente continua en cada fase de la armadura, aplicando el método del Voltio-Amperimétrico, Cabe mencionar que si la prueba se realiza con corriente continua, el valor de la resistencia obtenida debe ser ajustada, en primer lugar por temperatura (a temperatura de trabajo), y posteriormente por efecto skin, para finalmente obtener el valor de la resistencia n corriente alterna. b. Prueba de Vacío: Esta prueba consiste, como dice su nombre, en colocar el Generador en vacío, es decir sin carga alguna en sus bornes, haciéndola girar a su velocidad nominal y con corriente de campo igual a cero. Al ir aumentando gradualmente el valor de la corriente de campo, se obtienen diversos valores de y ya que la corriente que circula por la armadura siempre será cero debido que se encuentra en vacío, se obtendrá que Gracias a ésta prueba, con los valores obtenidos, se puede formar "La curva de Características de Vacío" que permite encontrar la tensión interna generada por una corriente de campo dada. Se debe notar que en un principio, la curva es prácticamente una recta, esto es debido a que al inicio la fuerza magnetomotriz se ejerce en el entrehierro, y el incremento de la corriente de campo es casi lineal.

c. Prueba de Cortocircuito: Finalmente se tiene la prueba de cortocircuito, el cual consiste en llevar nuevamente la corriente de campo a cero, para luego cortocircuitar los bornes

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 del generador y proseguir a ir incrementando la corriente de campo, obteniéndose la siguiente gráfica. Se observa que al contrario de la curva en vacío, en esta prueba se obtiene una recta, esto es debido a que los campos magnéticos que se generan al conectar la armadura en cortocircuito, prácticamente se anulan, produciendo un campo neto pequeño como se muestra en el diagrama fasorial siguiente; provocando que la máquina no se sature. d. Otras Pruebas: Como complemento, es dable decir que a los GS se les debe someter a otras pruebas, entre las cuales tenemos: 

Prueba de Aislamiento: Mide el aislamiento entre las bobinas y, entre las bobinas y la carcasa.



Prueba de Calentamiento: Mide la temperatura de trabajo del generador a plena carga.

 3.6.

Pruebas bajo Carga Resistiva, Inductiva, Capacitiva y Mixta CARACTERISTICAS DE LOS GENERADORES SINCRONOS BAJO CARGA.

La diferencia de funcionamiento en vacío al de carga es que existe una composición de flujos, debido a las corrientes que circulan en el inducido, éstas alteran el valor y forma de la tensión inducida.

Un incremento de carga es un incremento en la potencia real o la reactiva suministrada por el generador. Tal incremento de carga aumenta la corriente tomada del generador. Si no cambiamos la resistencia de campo, la corriente de campo se mantiene constante, y por tanto, el flujo (también es constante).

Además, si el motor primario mantuviera su velocidad (constante, la magnitud del voltaje interno generado también sería constante. Supongamos un generador síncrono reducido a su mínima expresión: monofásico, bipolar, una espira, y en los siguientes estados de carga:

Página | 22

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 a. Carga inductiva En este caso los flujos aparecen en sentido contrario. Produciendo un efecto desmagnetizante, es decir que los flujos se restan; y además produciendo que los polos inducidos de igual nombre estén enfrentados. El diagrama fasorial que se muestra a continuación es de una carga con fdp en atraso.

b. Carga resistiva El flujo producido por los polos del rotor y el producido por las corrientes del inducido están desfasados. Generando así una distorsión del campo resultante. El diagrama tiene un fdp igual a la unidad.

c. Carga capacitiva pura En este caso los flujos tienen igual sentido. Dando como consecuencia un efecto magnetizante, es decir que los flujos se van a sumar; y los polos inducidos contrarios enfrentados. El diagrama fasorial que se muestra a continuación es de una carga con fdp en adelanto.

3.7.

CURVA DE CAPACIDAD DE UN GENERADOR SINCRONO. Página | 23

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Las curvas de capacidad son unas curvas de potencia que nos muestran los límites de calentamiento del rotor y del estator, asumiendo que la tensión en bornes se mantiene constante y que Para explicar cómo sé que obtienen estas curvas, tenemos el siguiente diagrama fasorial de un generador con FP en atraso y a tensión nominal.

3.8.

REFRIGERACIÓN EN EL GENERADOR SÍNCRONO.

En el sistema convencional de enfriamiento el gas hidrogeno se hace circular por medio de un ventilador interno y una vez que la perdida de calor producida en el generador se absorbe por el agua de enfriamiento, el gas circula de 30 a 40 veces por minuto. Usando gas hidrogeno es posible aumentar la potencia asignada incrementando la presión del gas, posteriormente los adelantos obtenidos en los materiales de rotor y otros componentes han permitido un aumento constante en la potencia de estas unidades. En los generadores enfriados por hidrogeno en forma convencional no obstante que se utilizan presiones mayores de 2 Kg / cm2 se dificulta aumentar la potencia debido al grueso espesor de la pared de aislamiento de la bobina de excitación. Para evitar este problema ya se utilizan turbogeneradores enfriados internamente, en este caso a los conductores de estator y rotor se les perfora y se alimentan a través de los agujeros gas hidrogeno a alta velocidad y a mayor presión que el sistema convencional Ventajas Del Uso De Hidrogeno. 

El hidrogeno posee poca densidad y por lo tanto se reducen las pérdidas aerodinámicas.



Como el gas hidrogeno tiene una alta conductividad térmica y un alto coeficiente de transferencia térmica por su superficie, el aumento de la potencia por volumen de unidad del material activo se ve asegurada, con el hidrogeno se pueden fabricar turbogeneradores de mayor potencia. Página | 24

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Se reducen los gastos de mantenimiento ya que el sistema cerrado del gas de recirculación no permite la entrada de polvo y humedad.



La vida útil del aislamiento del devanado del estator se prolonga debido a que la ausencia de oxígeno y de humedad disminuyen el efecto corona que pudiera presentarse durante condiciones normales.



El ruido aerodinámico se reduce por la menor densidad del gas y por el sistema cerrado de ventilación.



El generador enfriado por hidrogeno es muy apto para usarse en exteriores.

3.9.

EXCITACIÓN

La excitatriz de un generador eléctrico síncrono de corriente alterna sirve, básicamente, para alimentar de corriente continua el rotor del generador, y convertir éste en un electroimán. El proceso de alimentar de corriente continua el rotor (que gira) supone resolver como generar la corriente continua necesaria, y además, como introducirla en un elemento que está girando. La excitatriz es la encargada de suministrar la tensión y corriente continua para alimentar el rotor de un generador síncrono, y convertir a éste en un electroimán con capacidad en general para regular la intensidad del campo magnético.

Todas ellas deben tener idealmente la capacidad de regular la tensión de alimentación del rotor, para variar el campo magnético de acoplamiento. Existen tipos básicos de excitatriz:



Excitatriz Estática O De Anillos Rotativos Y Escobillas

Página | 25

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 También llamado por transformador de compoundaje, consiste en que el devanado de campo del rotor es alimentado desde una fuente de alimentación a transformador y rectificadores que toma la tensión y corriente de salida del estator. El transformador, de tipo especial, posee dos devanados primarios, llamados de tensión e intensidad, que se conectan en paralelo y en serie a los bornes de salida del estator. El transformador convierte la tensión de salida a una más baja (30V aprox), que se rectifica y aplica al rotor por medio de escobillas y anillos deslizantes. Es un sistema con autorregulación intrínseca, ya que al tener el bobinado serie, al aumentar el consumo sobre el generador, aumenta el flujo del transformador y por lo tanto aumenta la excitación del generador. 

Excitatriz De Imanes Permanentes Las máquinas de imanes permanentes -que permiten prescindir de bobinas polares, escobillas, excitatriz y equipos reguladores de tensión- eliminan las pérdidas producidas por la excitación del rotor, aumentando la eficiencia y optimizando el rendimiento, incluso a regímenes bajos de carga, además de reducir los requisitos de refrigeración. Asimismo, ayudan a disminuir el tamaño de las máquinas de tecnología asíncrona o síncrona convencional, optimizando el ratio potencia/espacio.



Excitatriz De Diodos Giratorios La fuente de continua es un rectificador no controlado situado en el mismo rotor (dentro del mismo) alimentado en alterna por un generador situado también en el mismo eje y cuyo bobinado de campo es excitado desde un rectificador controlado que rectifica la señal generada por el giro de unos imanes permanentes situados en el mismo rotor



Generador Autoexcitado Excitatriz independiente de corriente continua que alimenta el rotor a través de un juego de anillos rozantes y escobillas.



Excitatriz Principal Y Excitatriz Piloto: La máquina principal de continua tiene como bobinado de campo otra máquina de excitación independiente, accionada por el mismo eje.

Página | 26

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 3.10.

REGULACIÓN EN GENERADOR SINCRONO

Tenemos las siguientes: a. Regulador De Tensión (Avr): El regulador automático de voltaje, proporciona una extinción al rotor, el rotor debe tener un campo magnético constante en cuanto a la dirección de sus líneas magnéticas (no en cuanto a intensidad del campo) y este se logra excitándolo con corriente directa (alterna rectificada) la corriente alterna generada por el generador, debe ser de una frecuencia constante 60hz; y para eso el rotor siempre gira a la misma velocidad independientemente de que carga esté produciendo (se mide en mega watts) no en voltaje, como los requerimientos de carga (consumo de la energía producida) son variables, la generación de mega watts es variable a frecuencia y voltaje constante, si no tienes un regulador automático de voltaje (llamado AVR en inglés) esto no se puede lograr. Se tiene lo siguientes tipos de reguladores de tensión: 

Reguladores electromecánicos.



Regulares tirrill.



Reguladores Brown Boveri.



Reguladores electrónicos.

b. Regulador De Velocidad (Ras):

Regulador de velocidad es el mecanismo, de distinta índole, destinado a conseguir, en cualquier circunstancia, el equilibrio de los trabajos motor y resistente presentes en una turbina, manteniendo, sensiblemente constante, la velocidad de sincronismo del grupo ante todas las cargas solicitadas, protegiéndole, además, contra velocidades excesivas que pudieran surgir. Página | 27

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

3.11.

FRECUENCIA EN EL GENERADOR

El tema de frecuencia tiene que ver con el siguiente concepto: a. Control Automático De La Generación (Agc) Si en algún momento la energía eléctrica generada en un sistema no coincide con la demandada más las pérdidas, se produce un desequilibrio en el balance de potencia. Este déficit o exceso de potencia sólo se puede obtener mediante la energía cinética almacenada en los generadores. Como la energía cinética depende de la velocidad del generador, cualquier desequilibrio en el balance de potencia activa se traducirá en una variación de la velocidad del generador, y por lo tanto en una desviación de la frecuencia eléctrica del sistema. Por ejemplo, si en el sistema eléctrico se tiene momentáneamente un exceso de generación, la frecuencia del sistema aumentará. La velocidad de aumento de la frecuencia dependerá del exceso de potencia activa generada, así como del momento de inercia total de todos los generadores en servicio. Por lo tanto, los valores de la frecuencia de un sistema eléctrico están relacionados con los flujos de potencia activa por las líneas, entre los generadores y las cargas de todo el sistema eléctrica. Esta relación tiene un carácter global de forma que desequilibrios entre la potencia generada y demanda en un nudo tienen influencia en la frecuencia de todo el sistema, a esta relación se le denomina interacción P-f.

El objetivo del control automático de la generación (AGC), además de mantener el valor de la frecuencia en su valor nominal de 60 Hz, debe de cumplir dos requisitos adicionales: 

Se deben mantener los valores acordados o contratados de intercambios de potencia con otras partes del sistema a través de las líneas de interconexión entre áreas.



Las potencias activas generadas deben ser los valores resultantes según el despacho económico.

PATIO DE LLAVES Comprende los elementos necesarios para conectarse a la red eléctrica, también se denomina estación de transformación. Página | 28

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Es el lugar donde están ubicados todos los elementos y equipos de operación, control, protección, seguridad y maniobra de la central eléctrica, es el interfaz entre las máquinas de generación y el sistema eléctrico de potencia; sus principales elementos son los transformadores de potencia y sus barras de conexión.

4.1.

ESQUEMA DE UN PATIO DE LLAVES. ZONA DE MEDICION

ZONA DE TRANSFOR MACION

ZONA DE ALTA TENCION

ZONA DE BAJA TENSION

ZONA DE PROTECCIO N

ZONA DE PUESTA A TIERRA

CENTRO DE CONTROL

4.2.

EQUIPAMIENTO DEL PATIO DE LLAVES:

a. Interruptores: Los interruptores son dispositivos destinados al cierre y apertura de los circuitos bajo condiciones de carga, en vacío y en condiciones de falla. Asimismo, permite insertar o retirar equipos y máquinas, líneas aéreas o cables de un circuito energizado. El interruptor es el equipo encargado de proteger las líneas, equipos y/o circuitos en los cuales se realicen maniobras o mantenimiento, de corrientes de falla, la conexión o desconexión realizada por el interruptor es realizada en un tiempo corto para evitar para no afectar el sincronismo del sistema. b. Seccionadores. Son dispositivos que sirven para conectar o desconectar diversas partes de una instalación eléctrica para efectuar maniobras de operación o de mantenimiento. A diferencia de un interruptor, no pueden abrir circuitos cuando está fluyendo corriente a través de ellas (operan sin carga), siempre debe abrirse primero el interruptor correspondiente. c. Trampa de ondas. Las trampas de ondas son equipos eléctricos que sirven para: 

Mantener la comunicación de una determinada central eléctrica a otro. Página | 29

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

El otro es de detectar fallas.

d. Apartarrayos. Dispositivos eléctricos que limitan la magnitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas u operación de interruptores y conducen a tierra las corrientes producidas por estas sobretensiones. Los Apartarrayos se dividen en tres grupos: Cuernos de arqueo cuernos de arqueo, apartarrayos autovalvulares y apartarrayos de óxidos metálicos. e. Disyuntor de potencia. Es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una parte del sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor puede ser manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación del sistema eléctrico, donde está conectado. f.

Transformadores. Transformador de Tensión. Los transformadores de tensión son transformadores que transforman altas tensiones en tensiones medibles. Estos transformadores de tensión tienen un solo núcleo magnético y pueden ser realizados con uno o varios arrollamientos secundarios. En los transformadores de tensión aislados unipolares, aparte del arrollamiento de medición o de protección, pueden equiparse con un arrollamiento adicional para el registro de cortocircuito a tierra.

Transformador de Corriente. Los transformadores de corriente transforman proporcionalmente y en fase, la corriente de alto valor en corriente medible. Esta transformación es para realizar la medición de corriente.

Transformador de Potencia. Cumplen la función de transformar la tensión del sistema de nivel nominal a otro y deben ser capaces de transportar el flujo de potencia en forma continua hacia una parte particular del sistema. Página | 30

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Transformador de Medida. Un transformador de medición es un transformador en el cual la corriente o la tensión y sus correspondientes desfasajes en el circuito primario se reflejan con exactitud aceptable en el circuito secundario Transformador de Protección. Los transformadores cuya función es proteger el circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de 20 veces la magnitud de la corriente nominal.

g. Sistema de barras Conductor de baja impedancia al cual se conectan separadamente varios circuitos eléctricos. Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica. Las barras pueden ser rígidas o flexibles:

Derivación para Subestaciones. Derivación en T: 

Aplicable para derivaciones a subestaciones no importantes y con baja probabilidad de maniobras, ejemplo S.E. Ayaviri 138 kV.



Costo de implementación es bajo.

Derivación en PI: 

Aplicable para derivaciones a subestaciones importantes y con gran probabilidad de maniobras, ejemplo Azángaro 138 kV.



Implica mayores costos.

Cálculo. El cálculo de secciones se realiza en función de: 

Por intensidad máxima admisible. Página | 31

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Por esfuerzos electrodinámicos.

La intensidad de corto circuito: 

Intemperie: Cable de Cobre o aluminio, tubo de cobre o aluminio.



Interior: Tubo de cobre, pletina.

h. Arreglo de barras El arreglo de barras de una subestación es la configuración ordenada de los elementos que lo conforman. La elección del arreglo de una subestación depende de las características de cada sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el sistema. Barra sencilla (menos confiabilidad y mas económica): Es el arreglo más simple desde el punto de vista constructivo, considerando la cantidad de equipo y el área que ocupa, también resulta ser el más económico. No obstante, la confiabilidad de servicio es poca, ya que una falla en la barra principal provoca la salida de operación de la misma. Asimismo, el mantenimiento a los interruptores se dificulta, ya que es necesario dejar fuera de servicio parte de la subestación.

Barra principal y barra de transferencia: Es una variante del arreglo anterior, en el cual se utiliza una barra de transferencia para sustituir, a través de un interruptor, algún interruptor que necesite mantenimiento.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Barra principal y barra auxiliar: Este arreglo ofrece una mayor continuidad de servicio, puesto que, en caso de existir una falla en cualquiera de las dos barras, ocasiona la pérdida de los elementos conectados a la barra fallada. Debido a ello, la subestación puede ser operada como dos subestaciones independientes con arreglo de barra simple. Permite dar mantenimiento a los interruptores sin perder los elementos conectados a él y desenergizar cualquiera de las dos barras sin alterar el funcionamiento de la subestación. Sin embargo, aumentan las maniobras en el equipo cuando se utiliza el interruptor de amarre como interruptor de transferencia. La cantidad de equipo requerido es mayor, por tanto, su costo también incrementa.

Doble barra y barra de transferencia Ofrece las mismas ventajas que el arreglo anterior, con la diferencia de que se requieren pocas maniobras para hacer uso del interruptor de transferencia. En este caso, la subestación puede ser operada como dos subestaciones independientes de barra principal y barra de transferencia.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Anillo (mayor confiabilidad y costo) Arreglo que permite continuidad de servicio, ya que evita la salida completa en caso de falla en las barras. Además, ofrece la posibilidad de dar mantenimiento a los interruptores sin que se pierda el suministro de energía.15 Cuando un interruptor está en mantenimiento, pueden ocurrir disparos en la protección, debido a que al abrir el anillo se puede incrementar la corriente de carga en los otros interruptores que permanecen en servicio. Esto puede evitarse realizando el mantenimiento en condiciones de baja carga. Prácticamente requiere el mismo equipo que el arreglo de barra sencilla, por lo que su costo es similar. Se utiliza en la salida de 23 [kV] de las subestaciones de distribución, utilizando anillo sencillo o doble en caso de haber más de dos transformadores

Interruptor y medio: Arreglo que ofrece buena confiabilidad y ventajas para las operaciones de mantenimiento sin tener que interrumpir el servicio. Regularmente las transferencias se hacen a través de los interruptores, lo que permite conservar la protección aun cuando alguno se encuentre en mantenimiento.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Doble interruptor (mayor confiabilidad y costo): Es la mejor opción en cuanto a confiabilidad se refiere, no obstante, es un arreglo más costoso que los anteriores y por ello se emplea en aquellos casos en que la continuidad es muy importante. Con un interruptor fuera de servicio, se ocasiona la pérdida de únicamente el elemento disparado.

i.

Puesta a tierra La malla de puesta a tierra es el conjunto de electrodos conectados entre sí, por conductores desnudos enterrados en el suelo, sus funciones son: la seguridad de las personas ante el gradiente superficial de tensión, la protección de las instalaciones, servir de tierra común a los equipos eléctricos y/o estructuras metálicas, dirigir las corrientes de falla a tierra. El electrodo es un conductor enterrado en el suelo para conducir las corrientes de falla a tierra, los electrodos pueden ser varilla, tubo, fleje, cable o placa En la siguiente imagen se muestra los tipos de puesta a tierra q se pueden dar en una subestación eléctrica.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

DISPOSITIVOS ED PATIO DE LLAVES: 5.1.

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 El transformador de potencia es la parte primordial de una subestación de potencia, es el equipo encargado de transferir energía eléctrica de un circuito a otro, en la mayoría de los casos con niveles de tensión diferentes, su potencia nominal es superior a 500 kVA, el transformador cuenta con accesorios necesarios para su operación y mantenimiento, entre estos se encuentran: 

Tanque conservador: Es un tanque ubicado sobre el principal el cual recibe el aceite cuando hay cambio de temperatura por aumentos de carga.



Boquillas: Son los aisladores que se encuentran en la tapa del transformador, son los que comunican los terminales de baja y alta tensión del transformador con el exterior.



Válvulas: Son las unidades por las cuales se inyecta o extrae el aceite del transformador para su mantenimiento.



Tablero: Es el compartimiento en el que se ubican los controles y protecciones de los ventiladores, de los motores de las bombas de aceite, entre otros.



Conectores a tierra: Son los elementos que unen el tanque del transformador con la malla de puesta a tierra.



Placa característica: En ella se encuentran consignados los datos más importantes del transformador como tensión nominal primaria y secundaria, su potencia nominal, diagrama de conexiones, frecuencia, número de serie y datos de fabricación, entre otros.

5.2.

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC)

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Un transformador de corriente es un instrumento que reduce la corriente eléctrica de una red a valores manejables no peligrosos para la utilización de equipos de medida, puede ser instalado a la intemperie o en interiores. Su función principal es alimentar equipos de medida, protección y control como contadores, voltímetros y amperímetros. El devanado primario del transformador de corriente se conecta en serie con el circuito al que se desea hacer la medición y el devanado secundario a los equipos de medida. Los transformadores de corriente se pueden clasificar de acuerdo a su construcción y a su conexión eléctrica.

Según su construcción existen diferentes tipos de transformadores de corriente, los principales son: 

Tipo Devanado: es aquel que tiene su núcleo recubierto por el devanado primario.



Tipo Barra: es aquel en el que el devanado primario es un conductor tipo barra y atraviesa la ventana del núcleo.



Tipo Ventana: es aquel que carece de devanado primario y el devanado secundario está recubriendo el núcleo, el cual posee una abertura atravesada por un conductor que forma el circuito primario.

Según su conexión eléctrica, existen diferentes tipos de transformadores de corriente, los principales son: 

Primario Simple: Es aquel transformador que posee un único devanado primario.



Primario Serie-Paralelo: Es aquel transformador cuyo devanado primario esta dividido en dos secciones iguales y la conexión entre ellos se puede realizar en serie o en paralelo para variar la capacidad de corriente.



Secundario Múltiple: Es aquel cuyo devanado secundario tiene varias derivaciones (Taps) que permiten manejar diferentes niveles de corriente.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Valores Normalizados para Transformadores de Corriente SIMPLE RELACIÓN

DOBLE RELACIÓN

DE TRANSFORMACIÓN 5 150 A) (Corriente nominal primaria 10 200 15 300 20 400 25 600 30 800 40 1200 50 1500 75 2000 100 3000

DE TRANSFORMACIÓN 2*5 2*100 A) (Corriente nominal primaria 2*10 2*150 2*15 2*200 2*25 2*300 2*50 2*400 2*75 2*600

5.3.

TRANSFORMADORES DE TENSION:

a. Transformador de tensión inductivo: Un transformador de tensión inductivo consiste en un arrollamiento primario y arrollamiento secundario dispuestos sobre un núcleo magnético común. Los terminales del arrollamiento primario se conectan a un par de fases de la red, o a una fase y tierra o fase – neutro. Los terminales del arrollamiento secundario se conectan a los aparatos de medición y/o protección q constituyen la carga. Usos de un transformador de tensión inductivo 

Ideal para instalación en puntos de medida por su muy alta clase de precisión.



Apto para descarga de líneas de alta tensión y bancos de condensadores.

Partes de un transformador de tensión inductivo

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Ventajas de un transformador de tensión inductivo 

Libres de mantenimiento durante su amplio periodo de funcionamiento.



Muy alta precisión (hasta 0,1%).



Responde perfectamente a condiciones especiales como temperaturas de -55ºC, altitudes superiores a 1.000 metros, ambientes salinos o contaminados, sismos, etc.



Excelente respuesta frecuencia, ideal para monitorización de la calidad de onda y medida de armónicos.

Desventajas de un transformador de tensión inductivo 

Altos costos, ya que se crearon los TP capacitivos que son más económicos pero no tan precisos.



Robustez debido al tamaño de los aisladores por las altas tensiones.

b. Transformador de tensión capacitivo. EL CTV (capacitor voltaje transformer) no tiene su principio de funcionamiento en el transformador de potencial electromagnético. El conocimiento de los principios provocara que se aprecie mejor su funcionamiento. Por razones económicas se ha determinado la adopción de transformadores de tensión capacitivos para alimentación de tensión a instrumentos de medida y relés de protección, a partir de niveles de tensiones de 132kV y superiores. Además, el transformador de tensión capacitivo se debe utilizar en un sistema Página | 40

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 de potencia, cuando se quiere tener un sistema de comunicaciones del tipo de onda portadora. 

del tipo de onda portadora.



Aislamiento : película, aceite y porcelana



Diseño capacitor + circuito magnético



Rango de voltaje: 75 a 765 Kv

Aplicaciones Y Partes 

Medida de Tensión.



Medida de potencia.



Relés de protección.



Equipos de sincronización.



Transmisión de señales de alta frecuencia a



través de las líneas (Señales de Onda Portadora).



Reducción de los picos de tensión.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Principio de funcionamiento Transformador de tensión que comprende un divisor capacitivo, una unidad electromagnética acoplada al divisor, en la cual la tensión secundaria es proporcional a la tensión primaria, y difiere en fase por un ángulo que es aproximadamente cero para una conexión apropiada. 

Tensión nominal primaria: Valor de la tensión primaria que figura en la designación del transformador y a partir de la cual son determinadas sus condiciones de funcionamiento.



Tensión nominal secundaria: Valor de la tensión secundaria que figura en la designación del transformador y a partir de la cual son determinadas sus condiciones de funcionamiento.



Relación de transformación nominal (K n ): Relación entre la tensión primaria nominal (Upn ) y la tensión secundaria nominal (Usn ). Kn =



Upn Usn

Error de relación (ε): Error que introduce el transformador en la medida de la tensión y proviene de que la relación de transformación actual no es igual a la relación de transformación nominal. ε=



kn Us −Up Up

∗ 100(%)

Desfasaje (𝛗): Diferencia de fase entre los fusores de tensión primaria y secundaria. El desfasaje es positivo cuando el fasor de tensión secundario se encuentra adelantado con respecto al fasor de tensión primario. Esta definición es estricta para régimen sinusoidal.



Ferroresonancia: Resonancia sostenida de un circuito consistente de una capacidad con una inductancia magnética no lineal saturable. La ferroresonancia puede ser originada por maniobras de operación del lado primario o secundario.



Respuesta transitoria: La medida de la fidelidad de la forma de onda de tensión secundaria comparada con la forma de onda de tensión primaria bajo condiciones transitorias.



Dispositivo de amortiguación: Dispositivo incorporado a la unidad electromagnética con el propósito de: limitar sobretensiones que puedan aparecer entre uno o más componentes. y/o prevenir ferroresonancia sostenida. y/o alcanzar un alto desempeño de la respuesta transitoria del transformador de tensión capacitivo.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Medición Del Transformador De Tensión Capacitiva 

Límites del error de tensión y del desfasaje : El error de tensión y el desfasaje a la frecuencia nominal no deben exceder las valores dados por la siguiente tabla, para cualquier tensión entre 80% y 120% de la tensión nominal y con cargas entre 25% y 120% de la carga nominal con un factor de potencia de 0.8 en atraso.

Protección Del Transformador De Tensión Capacitiva Clase de precisión: Las clases de precisión para un transformador de tensión capacitivo monofásico, para protección, son: 3P - 6P Además se introducen tres clases adicionales para el desempeño transitorio: T1, T2 y T3. Límites del error de tensión y del desfasaje: El error de tensión y el desfasaje a la frecuencia nominal no deben exceder las valores dados por la siguiente tabla, para cualquier tensión entre 5% de la tensión nominal y la tensión nominal multiplicada por el factor de tensión nominal y con cargas entre 25% y 100% de la carga nominal con un factor de potencia de 0.8 en atraso.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Respuesta transitoria : Relación entre la tensión secundaria US(t) y el valor de pico de la tensión secundaria p2US antes de la aplicación de un cortocircuito del lado primario, en un tiempo TS específico luego de la aplicación del cortocircuito.

Circuito básico de un transformador de tensión capacitiva:

C1; C2: divisor capacitivo L: inductancia de ajuste T: transformador intermediario Z: impedancia de carga.

La inductancia L se ajusta de manera que el desfasaje sea mínimo en las condiciones de cargas impuestas. El transformador T se ajusta de manera de obtener el valor de relación de transformación nominal global.

5.4.

DESCARGADORES DE SOBRETENSION (DST) Página | 44

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 El descargador de sobretensión es el dispositivo encargado de proteger el transformador de sobretensiones externas que surgen por descargas atmosféricas con un impulso de 1,2/50mseg o las sobretensiones por maniobra presentadas con la operación de los interruptores de potencia con un impulso de 250/2.500mseg; el DST limita la tensión que llega a los bornes del transformador enviando a tierra la sobretensión, se conecta en paralelo con el equipo a proteger y entra en funcionamiento cuando se aplica en él una tensión superior a la nominal e inferior a la tensión que soporta el equipo que se está protegiendo.

Algunas características eléctricas que maneja un DST son las siguientes: Tensión Nominal: es el valor máximo de tensión a frecuencia nominal que se puede aplicar al DST para que opere eficientemente y cumpla con los parámetros de diseño. Las tensiones normalizadas de los Descargadores de Sobretensión de ZnO según la norma IEC 99-3 son los siguientes:

Tensión máxima de operación en régimen continuo (MCOV): hace referencia al valor máximo de tensión en el cual el DST opera continuamente. Frecuencia Nominal: Es la frecuencia de trabajo para la cual se diseñó el DST. Corriente de descarga de un pararrayo: Es la corriente que pasa por el DST en un impulso. Corriente de descarga nominal de un DST: Es el valor pico de la corriente de descarga en un impulso de 8X20 µs. Corriente continúa de un DST: Es la corriente que circula por el DST cuando se aplica entre sus terminales la tensión de operación. Tensión residual de un DST: Es el valor pico de la tensión que hay en los terminales del DST en el momento que circula por él la corriente de una descarga, la norma IEC 99-3 establece los siguientes rangos de tensión residual máxima para DST de 10.000 y 20.000A.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015



Nivel de protección a descargas atmosféricas de un DST: Es el valor máximo de la tensión residual para la corriente nominal de descarga.



Nivel de protección a maniobras de un DST: Es el valor máximo de la tensión residual para el impulso de corriente de maniobra.



BIL (Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo rayo): Es el valor pico de la tensión soportada en un impulso tipo rayo, este valor es utilizado para caracterizar el aislamiento del equipo en lo referente a pruebas.



BSL: (Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo maniobra): Es el valor pico de la tensión soportada en un impulso tipo maniobra, este valor es utilizado para caracterizar el aislamiento del equipo en lo referente a pruebas.

5.5.

TRAMPA DE ONDA:

La trampa de onda es un elemento utilizado para evitar la suma de armónicos a la señal de transmisión que puedan causar perturbaciones, está conformado por una bobina por la cual pasa la corriente a la frecuencia industrial (60 Hz) de la línea de transmisión, paralelo a esta se encuentra el equipo sintonizador el cual ofrece una alta impedancia, está constituido por condensadores, inductancias y resistencias; y en paralelo a la bobina y al equipo sintonizador se encuentra el equipo de protección, el cual protege la trampa de onda de contra sobretensiones transitorias que puedan ocurrir en ella.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

La trampa de onda se encuentra instalada en serie a cada una de las tres fases y se dividen en tres grupos: Trampa de onda de frecuencia única: El circuito se diseña para manejar una sola frecuencia, la impedancia de la trampa de onda es mayor a 400 O.

Trampa de onda de frecuencia doble: El circuito se encuentra diseñado para manejar dos frecuencias, separadas una de la otra por un espacio de 25 kHz o un 25% de la frecuencia superior.

Trampa de onda de ancho de banda: El circuito esta diseñado para obtener un ancho de banda requerido o puede ser ajustado para variar el ancho de bandas con diferentes niveles de inductancia. 5.6.

SISTEMAS DE CONTROL EN SUBESTACIONES

El sistema de control es el encargado de supervisar, controlar y proteger la distribución y transmisión de energía eléctrica y en caso de fallas, en la medida de lo posible, asegurar la continuidad y calidad en la prestación del servicio, está conformado por los relés de protección, dispositivos de medida, registro y señalización, además del control manual y automático. En el diseño de un sistema de control es indispensable tener en cuenta los siguientes criterios: facilidad de expansión, automatización, seguridad, disponibilidad, flexibilidad, simplicidad, mantenimiento y la interfaz.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Facilidad de expansión: Hace referencia a la facilidad en la realización de cambios, adición o disminución de equipos en el sistema de control, para no afectar el desarrollo de la subestación. Automatización: En un sistema de control la automatización de sus funciones puede ser pasiva o activa. Automatización pasiva: Este tipo de automatización emplea un sistema automático para la recolección, procesamiento y almacenamiento de datos de manera precisa y confiable, es utilizado en el registro secuencial de eventos, registros automáticos de fallas y la inspección de valores medios. Automatización activa: Este tipo de automatización consiste en disponer de información dentro de la subestación, para tomar medidas preventivas y correctivas en sus equipos, es utilizado en el re cierre automático, la seccionalización automática de zonas con fallas, restauración automática del sistema después de pérdida de suministro, la maniobra automática para reducir trabajo al interruptor, la desconexión automática de la carga por baja frecuencia, ajuste automático de relés, maniobra secuencial para mantenimiento y lavado automático de aisladores, entre otros. Seguridad: Consiste en reducir a proporciones adecuadas los efectos que causan las fallas en el sistema de control y en los sistemas secundarios de los equipos de patio. Disponibilidad: Hace referencia al tiempo mínimo que debe utilizar para reconocer, diagnosticar y corregir cualquier falla que se presente en la subestación. Flexibilidad: Consiste en la capacidad que presenta el sistema de control, para adaptarse a cambios en sus componentes y a condiciones de contingencia que puedan producirse en el mismo sistema de control o en el sistema de potencia. Simplicidad: Entre más simple sea el sistema de control, más confiable será, ya que la complejidad requiere mayor información de los equipos de patio y la realización de más operaciones de maniobra para cambiar el estado de la subestación o aislar una zona en falla. Mantenimiento: El mantenimiento deber ser sencillo y práctico, así sea necesaria la utilización de un sistema automático de supervisión y detección de fallas. Se debe tener presente el inventario y disponibilidad de los repuestos de los equipos. Interfaz: Es el medio de comunicación entre el sistema de control y el equipo de patio; la señal de entrada es proporcionada por los contactos de los seccionadores e interruptores se conecta al sistema de control alimentado a 125Vc.c.; cuando se emplean tensiones menores como 12 y 24Vc.c. es necesaria la implementación de relés intermedios con bobinas de alta potencia, debido a las posibles interrupciones por contactos sucios e interferencias que se pueden presentar.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Para la señal de salida se utilizan relés de interposición de alta velocidad con características que cumplan los requerimientos de los equipos, para aislar las Unidades Terminales Remotas (UTRs) de la interferencia. El sistema de control en subestaciones, ha ido evolucionando en los últimos años, de sistemas manuales como el sistema de control manual centralizado ha sistemas completamente automáticos, como el control integrado, pasando por sistema de control remoto-equipo centralizado y subestaciones no atendidas; de las anteriores se realizará una breve descripción: Sistema de control manual centralizado: Este sistema cuenta con un edificio de control, en el cual se encuentran alojados todos los elementos de control como: la sala de control, cuarto de relés de protección, sala de cables, cuarto de servicios auxiliares, cuarto de comunicaciones, cuarto para la planta de emergencia y las oficina de los operadores. El control es realizado manualmente por los operadores desde la sala de control, en la que se encuentra el tablero mímico, con la coordinación telefónica desde un centro de despacho remoto, el tablero permite la visualización de la subestación y desde allí se puede realizar la operación de un equipo de la subestación, los cuales también pueden ser accionados desde su propio gabinete de control en el patio de la subestación además contiene un diagrama sinóptico con la configuración de los elementos de mando, la señalización del equipo de maniobra, el sistema de alarmas, equipo de sincronización e indicadores de corriente, tensión, potencia activa, reactiva y temperatura de los transformadores. En la sala de control también se encuentra el tablero de medidores, los cuales miden la energía activa o reactiva que entra o sale de un circuito de la subestación. La sala de cables es la zona a la cual llegan en bandejas portacables metálicas, las señales provenientes del patio de la subestación para distribuirlas a los diferentes tableros. Sistema de control remoto-equipo centralizado: La Unidad Terminal Remota, UTR o RTU es el equipo fundamental del control remoto, ella envía de la subestación las medidas analógicas, señalización o posición de los equipos de maniobra y alarmas al centro de control y recibe del mismo información para enviar a la subestación. Las señales recibidas del patio de la subestación y de otros elementos de control, son recibidas por un tablero que las separa para enviarlas al tablero mímico o a la URT.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 La URT puede registrar en forma secuencial todo lo ocurrido en la subestación y algunas más avanzadas están en la capacidad de realizar verificación de sincronismo, enclavamientos, reestablecimiento después de fallas entre otras. En el sistema de control remoto-equipo, el control puede ser realizado desde el tablero mímico o desde el centro de control, por medio de un selector que se encuentra ubicado en el tablero mímico. Subestaciones no atendidas: En este tipo de control, la presencia de personal en la subestaciones es mínima, solo ocurre en caso de mantenimiento o cuando en el sistema de control remoto sucede alguna falla. En las subestaciones no atendidas el equipo de control ya no se encuentra centralizado en un edificio, este se halla distribuido por lo general en dos grupos ubicados en el patio de la subestación, en un lugar cercano a los equipos a controlar. La distribución de los elementos de control, se puede realizar ubicando casetas en el patio de la subestación en las cuales se instalan los transductores, medidores y los relés y en el edificio de control alojar el control remoto, los equipo de control e instrumentación y un tablero mímico que funciona como equipo de respaldo, a los cuales llegan las señales necesarias de la subestación.

Otro tipo de distribución de los elementos de control que se puede realizar en las subestaciones no atendidas, es no contar con un edificio de control, a cambio en cada caseta se tendrá un tablero mímico, el equipo de comunicación y el control remoto; una de las casetas cuenta con un control remoto más sofisticado que los demás, el cual recolecta los datos de todos, los sincroniza y envía la información remotamente. Con este tipo de distribución, en caso de falla en el sistema de control el operador no cuenta con un panorama de la subestación lo que complica la operación manual. Sistemas de control integrado: El sistema de control integrado consiste en la utilización de microprocesadores para la implementación de un solo hardware capaz de controlar, proteger y monitorear subestaciones, además de permitir una reprogramación fácil, lo que representa un menor costo para el proceso de control que los demás sistemas. Los sistemas integrados brindan la posibilidad de automatizar todo el sistema de la subestación y aparatos de potencia, con la utilización de una base de datos común, a la cual tiene acceso el operador para realizar monitoreo, control, ajuste en las

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 protecciones, cambios en la programación o intercambio de datos entre diferentes funciones. El sistema integrado también sustituye el control remoto, ya que puede realizar las mismas funciones de la UTR y muchas más; para la interfaz de señales analógicas, brinda una mayor precisión tanto en condiciones normales, como en condiciones dinámicas de falla. Los enlaces en el sistema integrado entre los elementos de control y los computadores son realizados en fibra óptica, lo que permite una comunicación serial, un ahorro en cables y muy poca interferencia electromagnética. En el sistema integrado las subestaciones forman una red de computadores y los módulos de control son programados desde un sistema central, lo que permite realizar un autodiagnóstico centralizado por reporte local y por computador.

5.7.

APARTARRAYOS

Son unos dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas. Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales: 

Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda cierto valor determinado.



Convertirse en conductor al alcanzar la tensión de ese valor.



Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión.

Una vez desaparecida la sobretensión y restablecida la tensión normal. El dispositivo de protección debe de interrumpir la corriente. Estas características se logran con el aparato llamado apartarrayos (pararrayos). Página | 51

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Los apartarrayos cumplen con las siguientes funciones: a. Descargar las sobretensiones cuando su magnitud llega al valor de la tensión disruptiva del diseño. b. Conducir a tierra las corrientes de descarga producidas por las sobretensiones. c. Debe

desaparecer

la

corriente

de

descarga

al

desaparecer

las

sobretensiones. d. No deben operar con sobretensiones temporales, de baja frecuencia. e. La tensión residual debe ser menor que la tensión que resisten los aparatos que protegen.

Cuando se origina una sobretensión, se produce el arqueo de los entrehierros y la corriente resultante es limitada por las resistencias a pequeños valores, hasta que en una de las paradas por cero de la onda de corriente, los explosores interrumpen definitivamente la corriente. Las sobretensiones se pueden agrupar en las categorías siguientes: 

Sobretensiones de impulso por rayo.

Son generadas por las descargas

eléctricas en la atmosfera (rayos); tienen una duración del orden de decenas de microsegundos. 

sobretensiones de impulso por maniobra. Son originadas por la operación de los interruptores. Producen ondas con frecuencias del orden de 10 kHz y se amortiguan rápidamente. Tienen una duración del orden de milisegundos.



Sobretensiones de baja frecuencia (60 Hz). Se originan durante los rechazos de carga en un sistema, por desequilibrio en una red, o corto circuito de fase a tierra. Tienen una duración del orden de algunos ciclos.

Los apartarrayos deben de quedar conectados permanentemente a los circuitos que protegen y entran en operación en el instante en que la sobretensión alcanza un valor convenido, superior a la tensión máxima del sistema.

5.8.

INTERRUPTORES DE POTENCIA

a. Definición de Interruptor de Potencia Dispositivo Electromecanico destinado a la conexión y desconexión de un circuito eléctrico en condiciones de operación normal de carga, en vació y en condiciones

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 de falla (sobrecorrientes y cortocircuitos) tan rápido como sea posible, de tal forma que se limite al mínimo los posibles daños a los equipos. El interruptor es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad del circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales, y esta es su función principal, bajo condiciones de corto circuito. Sirve para insertar o retirar de cualquier circuito energizado, máquinas, aparatos, líneas aéreas o cables. El interruptor es, junto con el transformador, el dispositivo más importante de una subestación, su comportamiento determina el nivel de confiablidad que se puede tener en un sistema eléctrico de potencia.

El interruptor debe ser capaz de interrumpir corriente eléctrica de intensidades y factores de potencia diferentes, pasando desde la corriente capacitiva de varios cientos de amperes y las inductivas de varias decenas de kilo amperes (corto circuito). El interruptor se puede considerar por: Parte activa: Constituida por las cámaras de extinción que soporta los contactos fijos y el mecanismo de operación que soporta los contactos móviles.

Parte pasiva: Formado por una estructura que soporta uno o tres dispositivos de aceite, si el interruptor es de aceite, en los que se aloja la parte activa. En sí, la parte pasiva desarrolla las funciones siguientes: 

Protege eléctrica y mecánicamente el interruptor.



Ofrece puntos para el levantamiento y transporte del interruptor, así como espacio para la instalación de los accesorios.



Soporta los recipientes de aceite, sí los hay, y el gabinete de control.

Resistencia de contactos: Cuando una cámara de arqueo se cierra, se produce un contacto metálico en un área muy pequeña formada por tres puntos, que es lo que en geometría determina un plano. Este contacto formado por tres o más puntos es lo que fija el concepto de resistencia de contacto y que provoca el calentamiento del contacto, al pasar la corriente nominal a través de él.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Cámara de extinción de arco: Es la parte principal de cualquier interruptor eléctrico, en donde al abrir los contactos se transforma en calor la energía que circula por el circuito de que se trate. Dichas cámaras deben soportar los esfuerzos electrodinámicos de la corriente de cortocircuito, así como los esfuerzos dieléctricos que aparecen al producirse la desconexión del banco de reactores, capacitores y transformadores. El fenómeno de interrupción aparece al iniciarse la separación de los contactos, apareciendo un arco a través de un fluido, que lo transforma en plasma y que provoca esfuerzo en las cámaras, debido a las altas presiones y temperaturas. Al interrumpirse la corriente, durante el paso de la onda por cero, aparece entre los contactos la llamada tensión transitoria de restablecimiento.

Durante la interrupción del arco, aparecen los siguientes fenómenos: 

Altas temperaturas debido al plasma creado por el arco.



Altas presiones debido a la alta temperatura del plasma.



Flujo turbulentos del gas que adquiere velocidad variable entre 100 y 1000 metros entre segundo y que producen el soplado del arco, su alargamiento y, por lo tanto, su extinción.



Mesas metálicas en movimiento (contacto móvil) que se aceleran en poco milésimas de segundo hasta adquirir velocidad de orden de 10 metros/ segundo en tres segundos.



Esfuerzos mecánicos debido a la corriente de cortocircuito.



Esfuerzos dieléctricos debido a la tensión de restablecimiento.

b. Los interruptores se pueden clasificar: 

Interruptores de gran volumen de aceite (GVA).



Interruptores de pequeño volumen de aceite (PVA).



Interruptores de hexafloruro de azufre (sf6).



Interruptores neumáticos.



Interruptores en vacío.

c. interruptores en aceite Fueron los primeros Interruptores que se emplearon en campo y que utilizaron el aceite para la extinción del arco eléctrico. Estos utilizan la energía del arco para romper las moléculas del aceite, liberando una notable cantidad de gas Hidrógeno Página | 54

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 (proporcionalmente a la energía del arco), caracterizado por su elevada capacidad térmica y una constante de tiempo de desionización pequeña; el fenómeno se ve reforzado por las elevadas presiones que se alcanzan y que son del orden de 50 a 100 bar. El aceite se descompone aproximadamente en 70% de Hidrogeno (H2) y 30% de C2H2 (ACETILENO), C2H4 (ETILENO), CH4 (METANO). En este tipo de extinción el arco producido calienta el aceite dando lugar a una formación de gas muy intensa, que aprovechando el diseño de la cámara empuja un chorro de aceite a través del arco, provocando su alargamiento y enfriamiento hasta llegar a la extinción del mismo al pasar la onda de corriente por cero. Ventajas del aceite El aceite como medio de extinción del arco, tiene las siguientes ventajas: 

Durante el arqueo, el aceite actúa como productor de Hidrógeno, gas que ayuda a enfriar y extinguir el arco.



Proveer el aislamiento de las partes vivas con respecto a tierra.



Proporcionar el aislamiento entre los contactos después de la extinción del arco.



Proporciona una menor longitud de arco.

Desventajas del aceite 

El aceite es inflamable y por lo tanto se tiene riesgo de fuego. Cuando un interruptor defectuoso falla bajo presión, puede causar una explosión.



El hidrógeno generado durante el arco cuando se combina con el aire forma una mezcla explosiva.



A causa de la descomposición del aceite en el arco, produce partículas de carbón, condición que reduce su resistencia dieléctrica. Por lo tanto, requiere regenerarse o cambiarse periódicamente, lo que eleva los costos de mantenimiento. No son adecuados para la ruptura de corrientes continuas.

Los dispositivos de interrupción son inmersos en aceite aislante. La extinción del arco se da a través de la generación de gases, principalmente hidrógeno por la descomposición de las moléculas del aceite por las altas temperaturas dadas en la región que se presenta el arco eléctrico. Existen dos tipos de cámaras de extinción de arco:

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015



Existen dos categorías de interruptores en aceite: los de gran volumen de aceite y los interruptores de pequeño volumen de aceite.

d. Interruptores en gran volumen de aceite (gva). Estos Interruptores fueron los primeros que se emplearon para interrumpir elevadas intensidades de corriente a tensiones igualmente elevadas. Constructivamente constan de un recipiente de acero lleno de aceite en el cuál se encuentran dos contactos (fijo y móvil) y un dispositivo que cierra o abre dichos contactos. El aceite sirve como medio aislante y medio de extinción del arco eléctrico que se produce al abrir un circuito con carga. En los interruptores en aceite, la energía del arco se usa para "fracturar" las moléculas de aceite y producir gas hidrógeno, éste se usa para adelgazar, enfriar y comprimir el plasma del arco, esto desioniza el arco y efectúa un proceso de auto-extinción.

El enfriamiento causado por el Hidrógeno (debido a su alta conductividad) es muy efectivo e incrementa el voltaje requerido para la reignición en forma significativa (5 a 10 veces más alto que el voltaje de reignición requerido por el aire), en este tipo de Interruptores el proceso de autoextincion del arco se realiza en un corto tiempo, aproximadamente de ½ a ¼ de ciclo. En estos, los gases que se producen durante el arqueo son confinados a volúmenes mediante una cámara aislante, que circunda a los contactos. En consecuencia, pueden desarrollarse para extinguirlo.

Estas pequeñas cámaras resistentes a presiones elevadas se conocen como cámaras para el control del arco o cámaras de extinción.

Para grandes tensiones y capacidades de ruptura elevadas cada polo del Interruptor va dentro de un tanque separado, aunque el accionamiento de los tres polos es Página | 56

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 simultáneo, por medio de un mando común. Para conseguir que la velocidad de los contactos sea elevada, de acuerdo con la capacidad interruptiva de la cámara, se utilizan poderosos resortes, y para limitar el golpe que se producirá al final de la carrera, se utilizan amortiguadores.

En este tipo de Interruptores, el mando puede ser eléctrico, con resortes o con compresora unitaria según la capacidad interruptiva del Interruptor. El funcionamiento básico de este interruptor se puede resumir de la siguiente manera: 

AI separarse los contactos se forman arcos eléctricos con incrementos locales de temperatura de 4000 a 8000 °C. Dichas temperaturas conducen a una descomposición y gasificación del medio, formándose principalmente Hidrógeno.



La energía necesaria para este proceso se sustrae del mismo arco eléctrico, el cual se refrigera, aumentando su propia tensión y creando al mismo tiempo condiciones favorables para su extinción.



La gasificación que se forma dentro del interruptor.

Ventajas: •

Construcción sencilla.

•

Alta capacidad de ruptura.

•

Pueden usarse en operación manual y automática.

•

Pueden conectarse transformadores de corriente en sus boquillas de entrada.

Desventajas: •

Posibilidad de incendio o explosión.

•

Necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en él o los tanques.

•

Ocupan una gran cantidad de aceite mineral de alto costo.

•

No pueden usarse en interiores.

•

Los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios

•

Son robustos y pesados.

e. Interruptores En Pequeño Volumen De Aceite (Pva) Debido a la necesidad de reducir espacio por los altos costos del terreno, a la escasez y al alto precio del aceite se desarrolló este tipo de Interruptor de Potencia, el cual utiliza volúmenes de aceite mucho menores que el de GVA. Si se disminuye el volumen del aceite aislante, sustituyéndolo por un recipiente por fase de material

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 aislante y se limita el volumen de aceite al justamente preciso para llenar la cámara de extinción, tendremos al Interruptor PVA. Estos interruptores ocupan aproximadamente el 2% de aceite de un interruptor GVA para los mismos valores nominales de tensión y capacidad interruptiva. En este tipo de interruptores los polos están separados y las cámaras de interrupción se disponen en el interior de tubos cilíndricos aislantes y de porcelana, o bien de resina sintética con los extremos cerrados por medio de piezas metálicas, de esta manera se requiere de menos aceite como aislante y se hace la sustitución por otro tipo de aislamiento. El dispositivo de interrupción está alojado en un tanque de material aislante, el cual está al nivel de tensión de la línea de operación normal, por lo que se conoce también como Interruptores de tanque vivo, en contraposición a los GVA se les conoce como Interruptores de tanque muerto.

Función Del Equipo De Una Subestación Eléctrica Ventajas: •

Se limita la carbonización del aceite.

•

Hay una mínima disipación de energía.

•

La caída de tensión en el arco es muy baja, reduciendo con esto el riesgo de sobretensiones durante el proceso de extinción.

•

Se tiene una desionización más rápida del trayecto del arco. Página | 58

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 •

Como una consecuencia de la poca disipación de energía se tiene un deterioro

•

reducido de los contactos.

Desventajas: •

Peligro de incendio y explosión aunque en menor grado comparados a los de gran volumen.

f.

•

No pueden usarse con reconexión automática.

•

Requieren un mantenimiento frecuente y reemplazos periódicos de aceite.

Interruptores En Gas Hexafluoruro De Azufre (Sf6)

El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores en Hexafluoruro de Azufre (SF6). Otra importante ventaja de este gas, es su alta rigidez dieléctrica que hace que sea un excelente aislante. De esta forma se logra una significativa reducción en las superficies ocupadas por subestaciones. La reducción de espacios alcanzada con el uso de unidades de SF6 es cercana al 50% comparado a subestaciones tradicionales. Esta ventaja muchas veces compensa desde el punto de vista económico, claramente se debe mencionar que hay un mayor costo inicial, en su implementación.

Durante el proceso de apertura, el arco generado entre los contactos se alarga en la medida que se separan y el gas SF6 que está en el interior de la cámara de ruptura y que pasa por una boquilla de soplado se empuja a una presión considerable sobre el arco, combinando la acción del pistón y del arco, el chorro de gas enfría y simultáneamente interrumpe el arco eléctrico, quedando restablecido el dieléctrico, con lo que se evita la mayoría de las veces el reencendido de arco.

Ventajas •

Después de la abertura de los contactos, los gases ionizados no escapan al aire.

•

Por lo que la apertura del Interruptor no produce casi ruido.

•

Alta rigidez dieléctrica.

•

El SF6 es estable. El gas expuesto al arco se disocia en SF4, SF2 y en fluoruros metálicos, pero al enfriarse se recombinan de nuevo en SF6. Página | 59

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 •

La alta rigidez dieléctrica del SF6 lo hace un medio ideal para enfriar al arco, aun a presiones bajas.

•

La presión requerida para interrupción del arco es mínima en comparación con los neumáticos.

•

Buena conductividad térmica.

•

Tiempo de extinción del arco mínimo.

Desventajas •

A presiones superiores a 3.5 Bars y temperaturas menores de -40 °C, el gas se licua.

•

Como el gas es inodoro, incoloro e insípido, en lugares cerrados hay que tener cuidado de que no existan fugas de gas.

•

Requiere de equipo especial para realizar inspección para detectar fugas.

•

Los productos del arco son tóxicos y combinados con la humedad producen ácido fluorhídrico, que ataca la porcelana y el cemento de sellado de las boquillas.

SF6 (Exafloruro de Azufre) es un gas inodoro, incoloro y no combustible, en condiciones normales es químicamente estable e inerte y que las razones principales de su uso en alta tensión son: -Constituye un excelente medio aislante. Posee características favorables para la interrupción de la corriente eléctrica. Los interruptores en SF6 pueden ser considerados de dos formas:

g. Interruptores de Aire Comprimido. Utilizan el aire comprimido como medio de extinción del arco. Existen dos tipos de cámaras de extinción del arco:

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

5.9.

SECCIONADORES

Son equipos mecánicos conocidos también con el nombre de separadores o des conectadores. Son dispositivos que sirven para conectar o desconectar diversas partes de una instalación eléctrica para efectuar maniobras de operación o de mantenimiento; su maniobra se realiza sin carga en vacío. a. Funciones. Aislar tramos de circuitos en forma visible. Aislar equipos como interruptores, capacitores, barras, transformadores, reactores, generadores, líneas para la ejecución de mantenimientos. Maniobra de circuitos, transferencia de circuitos entre barras de una subestación. Para la operación de estos equipos, los circuitos o equipos que van a ser aislados, deben estar sin carga (sin corriente o en vacío); sin embargo debe ser capaz de soportar corrientes nominales y corrientes de falla (sobrecorrientes) durante un tiempo especificado. Por lo tanto, este aparato da la seguridad al personal de mantenimiento para sus labores. b. Especificaciones. El diseño y fabricación de estos equipos está normado de acuerdo a las normasIEC 60129 y 60273 o las normas ANSI C29.8 y C29.9; así como responder a lanorma IEC 60694 en que corresponde a valores nominales y de ensayos (tensiónde impulso). Página | 61

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Clasificación. Por su función: •

Seccionadores de maniobra.

•

Seccionadores de puesta a tierra. Por su forma (Física y de Operación):

•

De cuchillas giratorias.

•

De cuchillas deslizantes.

•

De columnas giratorias.

•

De pantógrafo.

•

De simipantógrafo o de tipo rodilla. Cual sea su forma de apertura deben de permitir la observación clara y precisa de la distancia de aislamiento en aire.

c. selección: Son muchos los factores que se toma en cuenta para su selección: Nivel de tensión, esquema de maniobra de la subestación, limitaciones de área, distancias de seguridad, función a desempeñar o estándar utilizado por la empresa. Los Página | 62

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 seccionadores de apertura lateral traen espaciamientos entre ejes de fases mayores que los demás, para mantener el espaciamiento fase-fase especificado, este aspecto se presenta crítico para tensiones grandes. Seccionadores de doble apertura es crítico para tensiones mayores a 345 kV, las láminas son muy largas y tienen a sufrir deformaciones, en especial para esquemas en los que operan en condición normalmente abierta. Existen seccionadores que permiten apertura en caso de tener corrientes capacitivas, inductivas o inducidas. 5.10.

RECLOSER

En la distribución de energía eléctrica es un re conector o reenganche automático, es un interruptor de circuito equivalente con un mecanismo que puede cerrar automáticamente el interruptor después de que se ha abierto debido a un fallo. Los reconectares se utilizan en los sistemas de distribución aéreos

para detectar e

interrumpir fallas momentáneas, un re conectador mejora la continuidad del servicio mediante la restauración de la potencia automáticamente a las líneas después de un fallo momentáneo.

SALA DE CONTROL 6.1. SALA DE CONTROL (SISTEMA DE COMANDO, CONTROL Y PROTECCIÓN) Es un sistema que permite a los usuarios (Operadores de la Central) la Supervisión, Control, Monitoreo y Operación, porque entre sus funcionalidades están las de: Página | 63

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Arranque y Paro de las Unidades,



Adquisición y Procesamiento de datos,



Control y Regulación: Velocidad, Apertura, Potencia Activa, Limitador de Apertura, Potencia Reactiva, Factor de Potencia, Tensión,



Supervisión, Operación y Monitoreo de los equipos de la Planta, mediante el registro de: alarmas, eventos, gráficos y reportes.

6.1.1. La Supervisión: a través del análisis de las alarmas y sus categorías de criticidad, los gráficos de tendencias de variables como temperatura, tensión, corriente y presión, las instrucciones de operación derivadas de las diversas áreas de ingeniería de la empresa, los planes de acción de emergencia y la experiencia operativa del equipo de tiempo real, se toman decisiones sistémicas tendientes a preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente, las instalaciones y la continuidad de la generación de energía. 6.1.2. El Control: control de las compuertas del vertedero y los disyuntores de las subestaciones, maniobras en los sistemas de servicios auxiliares, tomar y retirar energía de las veinte unidades generadoras, son algunos ejemplos de las acciones de control realizadas diariamente en esta sala, tanto en situaciones rutinarias como de emergencia.

La interface gráfica, la rápida actualización de las imágenes y el banco de datos garantizan elevada disponibilidad y calidad al sistema.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Operación realizada desde las estaciones de operación e ingeniería ubicadas en la Sala de Control

SCADA SCADA, acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) es un software para ordenadores que permite controlar y supervisar procesos industriales a distancia. Facilita retroalimentación en tiempo real con los dispositivos de campo (sensores y actuadores), y controla el proceso

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 automáticamente. Provee de toda la información que se genera en el proceso productivo (supervisión, control calidad, control de producción, almacenamiento de datos, etc.) y permite su gestión e intervención.

6.1.3. Supervisión: acto de observar el trabajo o tareas de otro (individuo o máquina) que puede no conocer el tema en profundidad, supervisar no significa el control sobre el otro, sino el guiarlo en un contexto de trabajo, profesional o personal, es decir con fines correctivos y/o de modificación. 

Automática: ciencia tecnológica que busca la incorporación de elementos de ejecución autónoma que emulan el comportamiento humano o incluso superior.



Principales familias: autómatas, robots, controles de movimiento, adquisición de datos, visión artificial, etc.



PLC: Programmable Logic Controller, Controlador Lógico Programable.



PAC: Programmable Automation Controller, Controlador de Automatización Programable.

6.2. INTERFAZ HOMBRE - MÁQUINA Una interfaz Hombre - Máquina o HMI ("Human Machine Interface") es el aparato que presenta los datos a un operador (humano) y a través del cual éste controla el proceso. Los sistemas HMI podemos pensarlos como una "ventana de un proceso". Esta ventana puede estar en dispositivos especiales como paneles de operador o en un ordenador. Los sistemas HMI en ordenadores se los conoce también como software (o aplicación) HMI o de monitorización y control de supervisión. Las señales del proceso son conducidas al HMI por medio de dispositivos como tarjetas de entrada/salida en el ordenador, PLC's (Controladores lógicos programables), PACs (Controlador de automatización programable), RTU (Unidades remotas de I/O) o DRIVER's (Variadores de velocidad de motores). Todos estos dispositivos deben tener una comunicación que entienda el HMI. 6.3. COMPONENTES DE UN SISTEMA Los tres componentes de un sistema SCADA son: 1. Múltiples Unidades de Terminal Remota (también conocida como UTR, RTU o Estaciones Externas). 2. Estación Maestra y Computador con HMI. 3. Infraestructura de Comunicación

6.3.1. UNIDAD DE TERMINAL REMOTA (RTU)

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 La RTU se conecta al equipo físicamente y lee los datos de estado como los estados abierto/cerrado desde una válvula o un interruptor, lee las medidas como presión, flujo, voltaje o corriente. Por el equipo el RTU puede enviar señales que pueden controlarlo: abrirlo, cerrarlo, intercambiar la válvula o configurar la velocidad de la bomba, ponerla en marcha, pararla. La RTU puede leer el estado de los datos digitales o medidas de datos analógicos y envía comandos digitales de salida o puntos de ajuste analógicos. 6.3.2. ESTACIÓN MAESTRA El término "Estación Maestra" se refiere a los servidores y al software responsable para comunicarse con el equipo del campo (RTUs, PLCs, etc) en estos se encuentra el software HMI corriendo para las estaciones de trabajo en el cuarto de control, o en cualquier otro lado. En un sistema SCADA pequeño, la estación maestra puede estar en un solo computador, A gran escala, en los sistemas SCADA la estación maestra puede incluir muchos servidores, aplicaciones de software distribuido, y sitios de recuperación de desastres. 6.3.3. CARACTERÍSTICAS 

Configuración: permite definir el entorno de trabajo del SCADA, adaptándolo a la aplicación particular que se desea desarrollar.



Interfaz gráfica del operador: proporciona al operador las funciones de control y supervisión de la planta. El proceso se representa mediante sinópticos gráficos almacenados en el ordenador de proceso y generados desde el editor incorporado en el SCADA o importados desde otra aplicación durante la configuración del paquete.



Módulo de proceso: ejecuta las acciones de mando preprogramadas a partir de los valores actuales de variables leídas.



Gestión y archivo de datos: almacenamiento y procesado ordenado de datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener acceso a ellos.



Comunicaciones: transferencia de información entre la planta y la arquitectura hardware que soporta el SCADA, y también entre ésta y el resto de elementos informáticos de gestión.

APLICACIONES 

Industria de la energía eléctrica



Industria química y petroquímica



Telecomunicaciones Página | 67

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Industria de alimentos



Industria de hidrocarburos



Servicios públicos gas y agua



Sistemas de transporte

SOFTWARE

Algunos de los programas SCADA, o que incluyen SCADA como parte de ellos, son: 

Aimax, de DesinInstruments S.A.



CUBE, OrsiEspaña S.A.



FIX, de Intellution.



Lookout, NationalInstruments.



Monitor Pro,deSchneider Electric.



SCADA InTouch, de LOGITEK.



SYSMAC SCS, de Omron.



ScattGraph5000, de ABB.



WinCC, de Siemens.



RSView32. Allen Bradley

6.4. PROGRAMACIÓN DE AUTÓMATAS Página | 68

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Nuestro personal cuenta con amplia experiencia en la programación de automatismos (PLCs/PACs) en diversos sectores de la industria, especialmente en el sector de generación y distribución de energía en el que hemos desarrollado más de 85 proyectos en los últimos 10 años. Como no podía ser de otra forma, nuestra filosofía es el uso de los sistemas abiertos, basados en los estándares internacionales (IEC-61131-3, IEC-61499) y las tecnologías de comunicación dominantes en el mercado, como los buses de campo Profibus / EtherCAT / EthernetIP. Trabajamos con los principales fabricantes de Hardware de control como: ABB, BECKHOFF, SIEMENS, ROCKWELL AUTOMATION, SCHNEIDER, etc. Disponemos de herramientas de programación y diagnóstico, así como avanzadas herramientas y equipos de simulación que nos permiten un completo conjunto de pruebas en fabrica garantizando una alta calidad de la programación realizada.

Diseño De Scada E Interfaces De Operador Hmi/Mmi Los sistemas SCADA se han revelado como una herramienta imprescindible para la supervisión y control de procesos en la industria moderna. En Proinelca Power entendemos los sistemas SCADA, no solo como una mera visualización del proceso, sino como una plataforma de integración entre los equipos de planta y los sistemas de Página | 69

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 gestión empresarial. Es por ello que, Desarrollamos aplicaciones SCADA basados en arquitecturas abiertas, capaces de crecer y adaptarse fácilmente a las necesidades cambiantes de la industria moderna. La supervisión y el control remoto de procesos, empleando las nuevas tecnologías e infraestructuras de comunicación, es otro de los retos a los que nos enfrentamos, proporcionando aplicaciones para dispositivos móviles y servicios de integración, como plataformas de servidores protocolos de comunicaciones. Tras una larga experiencia de más de 20 años en el diseño e implantación de sistemas SCADA, nuestro equipo de desarrollo, está capacitado para abordar los retos que plantea la integración de estos sistemas en una industria ofreciendo servicios como: 

Asesoramiento técnico y económico para la elección de la plataforma más conveniente a las necesidades del proyecto.



Diseño y personalización de los interfaces de operación (Sinópticos), adaptándolos a las necesidades y preferencias de los usuarios. Prestamos especial atención a la facilidad de uso y claridad en la información.



Creación de las bases de datos, Configuración de comunicaciones y servicios del sistema.



Integración con sistemas de gestión, análisis de datos, definición y creación de informes, etc.

Trabajamos con los mejores sistemas del mercado, tanto con SCADAs de propósito general (iFix, Wonderware, WinCC & PCS7), así como con software específico para el mercado de la generación y distribución de energía (EnergyWorks Portal, MicroSCada, etc,)

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

Fig. 06 Pantalla Sistema Scada, Central Hidroeléctrica San Lorenzo, David – Panamá.

Integración De Sistemas Página | 71

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Vivimos en un mundo conectado, la sociedad de la información. Los sistemas de control no son ajenos a la tendencia general de la sociedad. Cada vez con más frecuencia se requiere que los diferentes componentes de un “hablen” entre sí, y con sistemas de gestión, reporte o análisis de datos. Pese a los grandes esfuerzos de la industria, organismos internacionales o incluso gobiernos, todavía existen miles de protocolos, sistemas y equipos de difícil integración en una estructura homogénea. Proinelca Power realiza un esfuerzo intenso para dotar a los sistemas de control de protocolos e interfaces estandarizados. Nuestro equipo de programadores desarrolla drivers para protocolos de comunicación (IEC.60870-5-101, IEC.60870-5-104, IEC.61860, ICCP, DNP 3.0, OPC, ADS, ModBus, etc.).7

SALAS ELECTRICAS: Campos de Aplicación Las Salas Eléctricas (Electrical Shelters) se emplean como sub-estaciones transportables para distribuir la energía eléctrica en Media Tensión y Baja Tensión; en lugares donde no es conveniente instalar sub-estaciones de obra civil como por ejemplo en Minas de Tajo abierto, Refinerías, Instalaciones con ambientes con alto contenido de contaminación ambiental, etc. Las Salas Eléctricas (Electrical Shelters) se construyen completamente equipadas en fábrica, preparadas para instalarlas sobre columnas de concreto o bases de concreto, facilitando una rápida puesta en servicio. Su construcción se efectúa cumpliendo las normas ANSI/NEMA/IEEE.

Características Constructivas Base de perfiles y canales de fierro estructural, cubierto con planchas de fierro de alta resistencia para posibilitar el desplazamiento de cargas pesadas en el interior de la Sala Eléctrica. El piso queda preparado para el anclaje de Celdas de Media Tensión y Tableros de Baja Tensión y cualquier otro equipamiento necesario; así como también permite el paso de los cables de fuerza y control hacia el exterior de la Sala Eléctrica. La base también incluye orejas de fierro para permitir el izamiento con grúas de alta capacidad de carga.

Las paredes y techo disponen de aislamiento térmico y acústico y están construidas con planchas de fierro con dobleces para resistir los altos esfuerzos producidos durante el transporte, instalación y operación. En los casos donde se requieran Salas Eléctricas muy grandes, éstas se construyen en varias secciones a fin de permitir su transporte terrestre o marítimo. Página | 72

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 El equipamiento típico considerado en la mayoría de las Salas Eléctricas son: Celdas de Media Tensión Tableros de fuerza de Baja Tensión Bancos de Baterías y Rectificador-Cargador Tableros de Control, PLCs, Computadoras de Sistemas SCADA Transformadores de distribución Sistema de Iluminación interior Sistemas de Iluminación exterior Sistemas de alarma y/o extinción de fuego y humo Canaletas, Tuberías conduit y cableado de fuerza y control Sistema de aire acondicionado con o sin presión positiva Equipos de protección personal y de maniobras Otros requeridos por el cliente Las puertas disponen de cerraduras antipánico, cerraduras y bisagras para

trabajo

pesado, empaquetaduras, sistema de cierre automático, empaquetaduras, aislamiento térmico y acústico. Todas las partes metálicas disponen de conexión a tierra y la base de la sala eléctrica dispone de varios puntos para su conexión al sistema de puesta a tierra exterior.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

SERVICIOS AUXILIARES 7.1. DEFINICION Los sistemas de servicios auxiliares en una planta de generación son esenciales para lograr una operación confiable. Los servicios auxiliares comprenden las siguientes funciones: agua de refrigeración, aguas de drenajes, equipos antiincendios tanto desde el punto de vista de su detección como extinción, aire comprimido, servicios de agua potable, sistemas de lubricación, tratamiento de aguas residuales, aire acondicionado y sistema de aireación. Incluyen los servicios eléctricos y mecánicos adicionales a los mencionados, como los equipos de levantamiento y alce. 7.2. SELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN La selección de la configuración para los servicios auxiliares eléctricos de una central debe estar fundamentada en tres criterios principales: 

Ser técnicamente realizable,



Económicamente factible y ante todo



Disponer de una alta confiabilidad debido al carácter imprescindible que tienen los servicios auxiliares para el funcionamiento de la central.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 7.3. CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA

Servicios auxiliares de unidad. Son equipos esenciales para el arranque, marcha y parada de las máquinas. Estos servicios requieren una muy buena confiabilidad y representan una carga relativamente baja. Servicios auxiliares de la subestación. Aunque no son servicios directamente relacionados con las máquinas, su operación es necesaria para el funcionamiento de éstas, por lo que también requieren de una buena confiabilidad de operación.

Servicios auxiliares no esenciales de la casa de máquinas. Estos servicios no son esenciales para el funcionamiento de la central, sin embargo representan una carga alta dentro de los servicios auxiliares y por lo tanto deberán dimensionarse adecuadamente.

Servicios auxiliares externos. Comprende los servicios requeridos por el patio de conexiones así como los de los demás barrajes involucrados en la central. Estos servicios requieren de una alta confiabilidad. 7.3.1. CARGAS DE LOS SERVICIOS AUXILIARES ELÉCTRICOS DE CORRIENTE ALTERNA Algunos de los equipos conectados a los diferentes barrajes de los servicios auxiliares de la central hidráulica se citan a continuación:

Servicios auxiliares de unidad. Entre los equipos conectados a los barrajes para los servicios auxiliares de unidad (480V) están: 

Bomba de agua para el enfriamiento de la unidad.



Calefactores de la unidad.



Bomba de aceite del regulador de velocidad.



Bombas de aceite para los cojinetes de guía y empuje si se requieren.



Ventiladores de enfriamiento para el equipo de excitación.



Ventiladores de enfriamiento para los transformadores.

Control de motores y servicios auxiliares generales. A los barrajes para el centro de control de motores y servicios auxiliares generales (480 V) se conectan: 

Ventilación e iluminación de la casa de máquinas.



Compresores de aire para los interruptores de máquina y para el acumulador aire aceite del regulador de velocidad. Página | 75

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Alimentación para las herramientas del taller.



Puente grúa.



Cargadores de batería para servicios auxiliares de corriente directa (Tableros de control para las máquinas, iluminación de emergencia, etc.).

Servicios auxiliares del patio de la subestación. Se dispondrá un barraje a 220 V para los servicios auxiliares del patio de la subestación, de los cuales se alimentan cargas tales como: 

Motores para la operación de interruptores y seccionadores.



Tomas e iluminación del kiosco de relés.



Calefacción de los interruptores y seccionadores.



Cargadores de baterías para los servicios auxiliares de corriente continua.

Control de motores y servicios auxiliares generales. A los barrajes para el centro de control de motores y servicios auxiliares generales (480 V) se conectan: 

Ventilación e iluminación de la casa de máquinas.



Compresores de aire para los interruptores de máquina y para el acumulador aire aceite del regulador de velocidad.



Alimentación para las herramientas del taller.



Puente grúa.



Cargadores de batería para servicios auxiliares de corriente directa (Tableros de control para las máquinas, iluminación de emergencia, etc.).

Servicios auxiliares del patio de la subestación. Se dispondrá un barraje a 220 V para los servicios auxiliares del patio de la subestación, de los cuales se alimentan cargas tales como: 

Motores para la operación de interruptores y seccionadores.



Tomas e iluminación del kiosco de relés.



Calefacción de los interruptores y seccionadores.



Cargadores de baterías para los servicios auxiliares de corriente continúa.

7.4. SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE DIRECTA El sistema de servicios auxiliares de corriente directa, se compone de un cargador, un banco de baterías, y tableros de distribución. Cargador de baterías. El cargador de baterías tendrá la capacidad para abastecer toda Página | 76

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 la carga de corriente directa de la casa de máquinas, entendiendo que toda carga cuya duración sea mayor o igual a 1 minuto se considerará como permanente. El cargador abastecerá la carga de corriente directa y mantendrá el banco de baterías en flotación; condición que se garantiza con el flujo de corriente hacia las baterías de aproximadamente 1/10 de su capacidad en amperios - hora, expresada en miliamperios. Banco de baterías. El banco de baterías se dimensionará para una autonomía mínima de 10 horas, sin que sufra deterioro su nivel de tensión, esto significa que en caso de falla del cargador, abastecerá toda la carga durante 10 horas. Es un criterio para determinar la capacidad en amperios - hora del banco.

Tableros de distribución. Desde ellos se distribuye la alimentación para las cargas de corriente directa. Entre ellas. las más representativas son: 1. Sistema de control. 2. Sistema de protección. 3. Inversores para los sistemas de comunicación. 4. Alumbrado de emergencia. 5. Circuitos de disparo de los interruptores. 6. Motores de carga de resortes almacenadores de energía de interruptores. 7. Bombas, en determinado tipo de diseño. 8. Sistema de señalización y alarmas.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

SISTEMAS COMPLEMENTARIOS 8.1. Sistemas complementarios en una central eléctrica Los sistemas complementarios en una central hidroeléctrica es un servicio de mucha importancia, actualmente se hace fundamental contar con una alta confiabilidad y seguridad, debido a que cualquier falla debe ser considerada como un daño potencial para la economía del país, la calidad de vida y la seguridad nacional. Los servicios complementarios son los demás elementos y servicios que operan en la central para que los trabajadores como la central misma funcionen de manera segura dado confiabilidad y calidad de vida para los trabajadores de la central eléctrica. 8.2. Funciones de los servicios complementarios •

Una de las funciones de los sistemas complementarios es dar espacios que brinden condiciones de confort a los trabajadores.

•

Abrir y cerrar las compuestas eléctricas que se realiza mediante los motores eléctricos.

•

Dar una mejor calidad de vida a los trabajadores de la central.

•

Dar un servicio se salud y de esparcimientos a los operarios de la central eléctrica.

•

Dar un servicio de educación y otros como bancos, iglesias, centro policial, etc. Con el fin de brindar al trabajador una buena calidad de vida en la central eléctrica.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Dar mantenimiento a la turbina en un periodo determinado.

8.3. Complementos importantes de una central eléctrica -Servicio de entretenimiento Conjunto de actividades que permita a los trabajadores de la central emplear su tiempo libre para divertirse, evadiendo temporalmente sus preocupaciones y evitar el estrés debido al trabajo que realizan cada uno de estos trabajadores o empleados. Haciendo uso de estos servicios fuera de los turnos de trabajo o en sus horas libres. -Servicios de comedor y cafeterías Es el servicio de alimentación colectiva que provee una cantidad determinada de comida y bebida en la central a los trabajadores, también en eventos y presentaciones de diversas índoles. El comedor designa un espacio o lugar en el cual las personas se reúnen para ingerir alimentos, ya sea desayuno, comida, cena o refrigerio. Puede haber uno o varios comedores en una casa, edificio, empresa, hotel, oficina o escuela, dependiendo del lugar, del servicio y de los productos que ofrezca el comedor puede cambiar de nombre: restaurante o cafetería, pero cumple la misma finalidad.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Una cafetería es un establecimiento de hostelería donde se sirvan aperitivos y comidas, generalmente platos combinados y no comida caliente propiamente dicha. Una cafetería comparte algunas características con un bar y otras con un restaurante.

-Servicios de centro de salud Los términos centro de salud (CS) o centro de atención primaria (CAP) se refieren al edificio donde se atiende a los trabajadores de la central eléctrica en un primer nivel asistencial sanitario. El personal y actividad asistencial del mismo puede variar de un centro u otro. El sector de los servicios de salud es uno de los sectores fundamentales de las personas y la economía ya que promueve la protección social de la salud para todos los trabajadores de la central. Habitualmente existen consultas o despachos para los diferentes profesionales o servicios ofertados, también pueden existir zonas para extracción de muestras sanguíneas para análisis, área de atención de urgencias con equipamientos apropiados (carro de curas electrocardiógrafo, material para oxigenoterapia, desfibrilador, medición de urgencias, etc.)

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

-Servicios de seguridad La policía es, según el discurso más generalizado, una fuerza de seguridad encargada de mantener la seguridad de los trabajadores en la empresa y sometida a las órdenes de las autoridades políticas de dicha empresa. La función de policía es la actividad que ejercen los funcionarios llamados normalmente de Policía, con el fin garantizar el desarrollo de las actividades dentro del orden, preservando la armonía social. Es la potestad del estado para el ordenamiento de las actividades individuales, con el fin de garantizar los elementos sociales necesarios al desarrollo y el bienestar de la actividad humana.

-Servicios de un taller de mecánica y eléctrica Es reconocida por contar con los aspectos más importantes de ambas como lo son: el uso eficiente de la energía eléctrica para el desarrollo industrial o la aplicación de las Página | 81

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 bases de la ingeniería mecánica para la automatización de máquinas y la mejora de procesos en las empresas. Taller mecánico, es aquel en que se reparan maquinas averiadas, como EL GRUPO DE GENERACION etc. En este caso, el taller puede ser oficial, es decir, un concesionario (está vinculado a una marca de generadores, turbinas, etc. Y se dedica a la reparación, sustitución y mantenimiento, dentro o fuera del periodo de garantía, de las unidades adquiridas de esa marca); o un taller libre o multimarca (no está vinculada a ninguna marca, trabaja con unidades de cualquier marca)

-Servicios de jardinería y áreas verdes Aunque los jardines son espacios artificiales diseñados y creados por el hombre para fomentar el esparcimiento, se requiere de ellos para disminuir en impacto ambiental y la perdida de ecosistemas y sus servicios.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

SISTEMAS DE PROTECCIÓN En este trabajo se encara la temática de los sistemas de protección, desde el punto de vista de su aporte a la estabilidad transitoria y estabilidad de frecuencia de los sistemas eléctricos de potencia. 9.1. DEFINICIÓN El objetivo de los sistemas de protección es remover del servicio lo más rápido posible cualquier equipo del sistema de potencia que comienza a operar en una forma anormal. El propósito, es también, limitar el daño causado a los equipos de potencia, y sacar de servicio el equipo en falta lo más rápido posible para mantener la integridad y estabilidad del sistema de potencia. Dado que la estabilidad transitoria está relacionada con la habilidad que tiene el sistema de potencia para mantener el sincronismo cuando está sometido a grandes perturbaciones, el comportamiento satisfactorio de los sistemas de protección es importante para asegurar la estabilidad del mismo. 9.2. CARACTERÍSTICAS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Para que un sistema de protección pueda realizar sus funciones en forma satisfactoria debe cumplir con las siguientes características: - Sensibilidad Detectar pequeñas variaciones en el entorno del punto de equilibrio, de ajuste, o de referencia, con mínima zona muerta o de indefinición.

Selectividad Detectar un determinado tipo de anomalía en un determinado componente o equipo del sistema de potencia y no operar ante otro tipo de anomalía o ante anomalías en otros equipos. Rapidez Limitar la duración de las anomalías, minimizando los retardos no deseados. Confiabilidad (Reliability) Probabilidad de cumplir la función encargada sin fallar, durante un período de tiempo. - Dependability Probabilidad de que la protección opere correctamente, o sea que opere cuando corresponde que lo haga. - Security Probabilidad de que la protección no opere incorrectamente, habiendo o no falta o condición anormal en el sistema eléctrico de potencia, o sea que no opere cuando no corresponde que lo haga. Las protecciones aportan a las siguientes características deseables en un sistema de potencia: - su disponibilidad (porcentaje del tiempo estipulado, en que el equipo o parte del sistema de potencia está disponible para ser operado o utilizado) -la confiabilidad (probabilidad de que un equipo o sistema pueda operar sin fallas durante un tiempo estipulado) -la estabilidad (capacidad de recuperar un estado estable de operación, caracterizado por la operación sincrónica de los generadores, luego de una perturbación) 9.3. PROTECCIONES PRINCIPALES Y PROTECCIONES DE RESPALDO Hay dos razones por la cual se deben instalar protecciones de respaldo en un sistema de potencia. La primera es para asegurar que en caso que la protección principal falle en despejar una falta, la protección de respaldo lo haga. La segunda es para proteger aquellas partes del sistema de potencia que la protección principal no protege, debido a la ubicación de sus transformadores de medida. La necesidad de respaldo remoto, respaldo local o falla interruptor dependen de la consecuencia de esa falta para el sistema de potencia. Página | 84

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 - Respaldo remoto: Las protecciones de respaldo remoto se ubican en las estaciones adyacentes o remotas. - Respaldo local y falla interruptor: El respaldo local está ubicado en la misma estación. El objetivo de las protecciones de respaldo es abrir todas las fuentes de alimentación a una falta no despejada en el sistema. Para realizar esto en forma eficiente las protecciones de respaldo deben: - Reconocer la existencia de todas las faltas que ocurren dentro de su zona de protección. - Detectar cualquier elemento en falla en la cadena de protecciones, incluyendo los interruptores. - Iniciar el disparo de la mínima de cantidad de interruptores necesarios para eliminar la falta. - Operar lo suficientemente rápido para mantener la estabilidad del sistema, prevenir que los equipos se dañen y mantener la continuidad del servicio. 9.4. CODIFICACION DE RELES SEGÚN LA NORMA ANSI 1. DISPOSITIVO DE COMANDO PARA INICIAR MANIOBRA: Interruptor de control, relé de tensión, interruptor de flotador, etc., que pone o saca de servicio un equipo, directamente o por medio de dispositivos tales como relés de protección o de retardo. 2. RELÉ DE RETARDO PARA ARRANQUE O CIERRE: Dispositivo que da el intervalo requerido de tiempo de retardo entre dos etapas u operaciones de una secuencia de maniobras de conexión y desconexión o de un sistema de relés de protección. 3. RELÉ DE VERIFICACIÓN O DE ENCLAVAMIENTO: Relé que actúa en función de la posición de otros dispositivos o de condiciones determinadas de un equipo, para permitir que prosiga o parar una secuencia de operaciones o proveer una verificación de las condiciones o posición de los dispositivos. 4. CONTACTOR PRINCIPAL DE COMANDO: Dispositivo controlado generalmente por el Nº1 o equivalente y por los dispositivos de bloqueo y de protección necesarios, que conecta y desconecta el circuito de control para poner en funcionamiento un equipo bajo las condiciones deseadas y retirarlo cuando ellas sean diferentes o anormales. 5. DISPOSITIVO DE PARADA: Dispositivo que retira de funcionamiento y mantiene en ese estado a un equipo. 6. INTERRUPTOR DE ARRANQUE: Dispositivo que conecta una máquina a su fuente de alimentación. Página | 85

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 7. INTERRUPTOR DE ÁNODO: Dispositivo que interrumpe el circuito anódico de un rectificador al producirse un arco inverso. 8. INTERRUPTOR DE CORRIENTE DE COMANDO: Dispositivo de desconexión (interruptor de cuchillas, interruptor automático, grupo de fusibles desmontables) que conecta o desconecta la fuente de alimentación de los aparatos o de las barras colectoras del equipo de control. 9.

DISPOSITIVO INVERSOR: Dispositivo que invierte la conexión de un circuito.

10. SELECTOR DE SECUENCIA: Interruptor o conmutador para variar el orden en que son puestos o retirados de servicio los distintos elementos de un equipo o instalación. 11. TRANSFORMADOR PARA ALIMENTACIÓN DE CIRCUITO DE COMANDO EN CORRIENTE ALTERNA 12. DISPOSITIVO DE SOBREVELOCIDAD: Interruptor de velocidad conectado directamente a una máquina, que actúa cuando la velocidad de la misma excede la normal. 13. DISPOSITIVO DE VELOCIDAD SINCRÓNICA: Dispositivo que acciona a aproximadamente la velocidad sincrónica de una máquina (interruptor centrífugo de velocidad, relé de frecuencia de resbalamiento, relé de tensión, relé de subintensidad). 14. DISPOSITIVO DE SUBVELOCIDAD: Dispositivo que acciona cuando la velocidad de la máquina cae por debajo de un valor determinado. 15. DISPOSITIVO IGUALADOR DE FRECUENCIA O VELOCIDAD: Dispositivo que iguala y mantiene la frecuencia o la velocidad de una máquina o sistema a la de otra máquina, fuente o sistema. 16. DISPOSITIVO DE COMANDO PARA CARGA DE BATERÍA 17. INTERRUPTOR DERIVADOR O DE DESCARGA: Interruptor que abre o cierra un circuito en shunt con cualquier sector de un aparato que no sea una resistencia (capacitor, bobina de campo, inducido de una máquina). Excluye los dispositivos de shunt para arranque y los de conmutación de resistencia. 18. DISPOSITIVO DE ACELERACIÓN O DESACELERACIÓN: Dispositivo que cierra o provoca el cierre de circuitos destinados a aumentar o reducir la velocidad de una máquina.

19. CONTACTOR DE TRANSICIÓN DE ARRANQUE A MARCHA NORMAL: Dispositivo que inicia o provoca el cambio automático de la conexión de arranque a la de marcha normal de una máquina. Página | 86

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20. VÁLVULA (1) ACCIONADA ELÉCTRICAMENTE: Válvula de solenoide o accionada por motor, utilizada en tuberías de vacío, airea, gas, petróleo, agua, etc.

(1)

Puede

ser

INTERCEPTORA,

REDUCTORA

DE

PRESIÓN,

REGULADORA DE FLUJO, etc. 21. RELÉ DE DISTANCIA: Relé que acciona cuando la admitancia, impedancia o reactancia de un circuito aumenta o disminuye más allá de límites determinados. 22. INTERRUPTOR IGUALADOR AUTOMÁTICO: Interruptor que abre o cierra el circuito de igualación o de equilibrio de corriente del campo de una máquina o del equipo de regulación de varios grupos. 23. DISPOSITIVO REGULADOR DE TEMPERATURA: Dispositivo que actúa para elevar o bajar la temperatura de un medio, máquina o aparato, cuando ella excede o cae por debajo de un valor determinado. 24. INTERRUPTOR O CONTACTOR PARA INTERCONEXIÓN DE BARRAS

25. DISPOSITIVO SINCRONIZADOR: Dispositivo que acciona cuando dos circuitos de corriente alterna están en igualdad de frecuencia, fase o tensión, permitiendo conectar o conectando ambos en paralelo.

26. DISPOSITIVO DE PROTECCIÓN TÉRMICA: Dispositivo que acciona cuando la temperatura de la máquina o aparato al cual se aplica excede o cae por debajo de un valor determinado.

27. RELÉ DE MÍNIMA TENSIÓN: Relé que acciona cuando la tensión cae por debajo de un valor determinado. 28. DISPOSITIVO TÉRMICO A RESISTOR: Dispositivo que acciona en base a la temperatura de un resistor, destinado a indicar, limitar o transferir una carga excesiva. 29. CONTACTOR SEPARADOR: Contactor que aísla un circuito de otro para funcionamiento de emergencia, mantenimiento o ensayos. 30. RELÉ ANUNCIADOR: Dispositivo de reposición manual que da una o más indicaciones visuales sin dependientes al accionar los dispositivos de protección y que puede utilizarse también para bloque. 31. DISPOSITIVO DE EXCITACIÓN INDEPENDIENTE: Dispositivo que conecta el campo en derivación de una conmutatriz sincrónica a una fuente de excitación independiente durante la secuencia de arranque o que alimenta los circuitos de excitación e ignición de un rectificador. Página | 87

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 32. RELÉ DIRECCIONAL DE POTENCIA: Relé que acciona a un valor determinado del flujo de energía en una dirección o por arco inverso en el circuito anódico o catódico de un rectificador. 33. INTERRUPTOR DE POSICIÓN: Interruptor que abre o cierra un contacto cuando el dispositivo al cual se aplica, llega a una posición dada. 34. INTERRUPTOR DE SECUENCIAS ACCIONADO POR MOTOR: Interruptor de contactos múltiples que determina la sucesión de las operaciones durante el arranque, la parada y otras maniobras en las cuales los interruptores deben accionar según un orden determinado. 35. DISPOSITIVO PARA ACCIONAMIENTO DE LAS ESCOBILLAS O PONER EN CORTOCIRCUITO LOS ANILLOS COLECTORES: Dispositivo que sube, baja o desplaza las escobillas de una máquina, para poner en cortocircuito los anillos colectores o para conectar o desconectar los contactos de un rectificador mecánico. 36. DISPOSITIVO DE POLARIDAD: Dispositivo que acciona o permite el accionamiento de otro solamente cuando existe una polaridad determinada. 37. RELÉ DE MÍNIMA INTENSIDAD O MÍNIMA POTENCIA: Relé que acciona cuando la corriente o la potencia cae por debajo de un valor determinado.

38. DISPOSITIVO PROTECTOR DE COJINETES: Dispositivo que acciona por temperatura excesiva de los cojinetes a los que se aplica.

39. CONTACTOR POR DEBILITAMIENTO DE LA EXCITACIÓN DE UNA MÁQUINA: Dispositivo que acciona cuando la excitación de una máquina alcanza un valor inferior a uno prefijado.

40. RELÉ DE CAMPO: Relé que acciona a un valor dado de la corriente del campo de una máquina, o si se interrumpe, o si la componente reactiva en el inducido es excesiva (excitación anormalmente baja). 41. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO DE CAMPO: Interruptor que conecta o desconecta la excitación de una máquina. 42. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO DE MARCHA NORMAL: Dispositivo que conecta una máquina a su fuente de alimentación normal después de alcanzar la velocidad requerida con la conexión de arranque. 43. CONMUTADOR MANUAL DE TRANSFERENCIA O SELECTOR: Dispositivo accionado a mano que permite la conmutación de un circuito de control a otro

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 con el objeto de modificar el plan de operación del equipo de maniobras o de algunos de sus dispositivos. 44. RELÉ DE ARRANQUE SUCESIVO DE UNIDADES: Relé que acciona para arrancar el siguiente elemento, grupo o unidad disponible cuando falla o no se dispone del que normalmente le precede. 45. RELÉ DE MÁXIMA TENSIÓN EN CORRIENTE CONTINUA: Detecta una determinada sobretensión continua dentro de un tiempo prefijado y opera un dispositivo asociado al mismo. 46. RELÉ DE CORRIENTE PARA INVERSIÓN O EQUILIBRIO DE FASES: Relé que acciona cuando las corrientes de un sistema polifásico tienen un orden inverso o están desequilibradas o contienen componentes de secuencia de fase negativa cuya magnitud excede un valor determinada. 47. RELÉ VOLTIMÉTRICO DE SECUENCIA DE FASES: Relé que acciona a un valor determinado de la tensión de un sistema polifásico con una secuencia de fases dada. 48. 48 RELÉ DE SECUENCIA INCOMPLETA: Relé que vuelve el equipo a la posición normal o lo desconecta y lo fija en dicha posición si la secuencia de arranque, de funcionamiento o de parada no se completa dentro de un lapso determinado. 49. RELÉ TÉRMICO DE MÁQUINA: Relé que acciona cuando la temperatura de un inducido u otro devanado o elemento bajo carga excede de un valor determinado. 50. RELÉ DE CORTOCIRCUITO: Relé que acciona instantáneamente al alcanzar la corriente un valor excesivo o si aumentara con demasiada rapidez, señal de un cortocircuito en la instalación protegida. 51. RELÉ TEMPORIZADO DE MÁXIMA CORRIENTE DE CORRIENTE ALTERNA: Relé de corriente alterna de acción retardada que acciona cuando la corriente de un circuito excede un valor determinado. El retraso puede variar en función inversa a la intensidad o ser de tiempo definido. 52. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO DE CORRIENTE ALTERNA: Dispositivo que cierra o abre un circuito de corriente alterna en condiciones normales o lo abre en condiciones de emergencia o de cortocircuito. 53. RELÉ DE EXCITATRIZ O DE GENERADOR: Relé que hace subir la excitación del campo de una máquina de corriente continua en el arranque o que acciona cuando la tensión ha subido a un cierto valor. 54. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO DE CORRIENTE CONTINUA DE ACCIÓN RÁPIDA: Interruptor que empieza a reducir la corriente continua del circuito Página | 89

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 principal en 0,01 segundo o menos después de producirse una sobreintensidad o de que la corriente comienza a aumentar una velocidad excesiva. 55. RELÉ DE FACTOR DE POTENCIA: Relé que acciona cuando el factor de potencia de un circuito de corriente alterna llega a ser mayor o menor que un valor determinado. 56. RELÉ DE CONEXIÓN DE CAMPO: Relé que conecta automáticamente la corriente de campo de un motor síncrono en el punto más favorable del ciclo de la tensión de resbalamiento. 57. RELÉ O DISPOSITIVO LIMITADOR DE CORRIENTE: Aparato que entra en acción cuando la corriente pasa de un valor predeterminado y que tiene por función limitar a este valor la corriente utilizada por un consumidor. 58. RELÉ O DISPOSITIVO ECUALIZADOR DE TENSIÓN: Dispositivo que modifica el ajuste de un regulador de tensión de modo que la tensión de una máquina sea la misma antes y después de un paralelo. 59. 59 RELÉ DE MÁXIMA TENSIÓN: Relé que acciona cuando la tensión excede de un valor determinado. 60. RELÉ DE EQUILIBRIO DE TENSIONES: Relé que acciona ante una diferencia dada entre la tensión de dos circuitos. 61. RELÉ DE EQUILIBRIO DE CORRIENTE: Relé que acciona ante una diferencia dada entre la intensidad de entrada o de salida de dos circuitos. 62. RELÉ DE RETARDO DE PARADA O DE APERTURA: Relé de acción retardada que actúa en Combinación con el dispositivo que inicia la maniobra de interrupción, parada o apertura en una secuencia automática. 63. RELÉ DE FLUJO, NIVEL O PRESIÓN DE GASES O LÍQUIDOS: Relé que acciona a valores o régimen de variación determinados de la presión, flujo o nivel de un fluido. 64. RELÉ PROTECTOR DE CONTACTO A TIERRA: Relé que acciona si falla la aislación a tierra de una máquina u otro aparato o si se produce una chispa a tierra en una máquina de corriente continua. 65. REGULADOR DE VELOCIDAD: Equipo que regula la apertura de las compuertas o válvulas de las turbinas. 66. RELÉ A IMPULSO: Dispositivo que permite un número dado de operaciones sucesivas a intervalos preestablecidos o que activa periódicamente un circuito o que permite una aceleración intermitente o avances cortos para un ajuste de posición.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 67. RELÉ DIRECCIONAL DE MÁXIMA CORRIENTE DE CORRIENTE ALTERNA: Relé que acciona a un valor determinado de sobrecorriente en una dirección dada. 68. RELÉ O DISPOSITIVO TÉRMICO EN CORRIENTE CONTINUA: Dispositivo que acciona cuando la temperatura de la máquina o del aparato de corriente continua supera un valor determinado. 69. DISPOSITIVO DE CONTROL PERMISIVO: Interruptor manual de dos posiciones. En una permite el cierre de un interruptor automático o la puesta en marcha de un equipo; en la otra lo impide. 70. REÓSTATO ACCIONADO ELÉCTRICAMENTE: Reóstato utilizado para variar la resistencia de un circuito y que responde a señales recibidas de un dispositivo eléctrico de control. 71. INTERRUPTOR O CONTACTOR DE EMERGENCIA PARA CORRIENTE CONTINUA 72. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO DE CORRIENTE CONTINUA: Dispositivo que abre o cierra un circuito de corriente continua en condiciones normales o lo abre en condiciones de emergencia o cortocircuito. 73. CONTACTOR DE RESISTENCIA DE CARGA: Contactor que introduce en un circuito un paso de resistencia limitadora, desviadora o indicadora de carga o que conecta o desconecta un calentador o un dispositivo luminoso o una resistencia de carga regenerativa de un rectificador u otra máquina. 74. RELÉ DE ALARMA: Relé que acciona una alarma visible o audible o que funciona en combinación con ella. Excepto el descrito en 30. 75. MECANISMO DE CAMBIO DE POSICIÓN: Mecanismo que desplaza un interruptor automático desmontable, de una posición de conectado a la de prueba o a la de desconectado y viceversa. 76. RELÉ DE MÁXIMA CORRIENTE DE CORRIENTE CONTINUA: Relé que acciona cuando la corriente de un circuito de corriente continua excede de un valor determinado. 77. TRANSMISOR DE PULSACIONES: Dispositivo que produce y transmite impulsos en un sistema de telemedida o circuito de cable piloto, al receptor, instrumento indicador, instalado a distancia. 78. RELÉ PROTECTOR CONTRA FALTA DE SINCRONISMO O MEDIDOR DE ÁNGULO DE FASE: Relé que acciona según el ángulo de fase entre dos tensiones o corrientes o entre una tensión y una corriente.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 79. RELÉ DE RECIERRE DE CORRIENTE ALTERNA:Relé que controla automáticamente el re cierre y el enclavamiento en posición abierta del interruptor automático en circuito de corriente alterna. 80. RELÉ O DISPOSITIVO DE MÍNIMA TENSIÓN EN CORRIENTE CONTINUA 81. RELÉ DE FRECUENCIA: Relé que acciona a un valor determinado de la frecuencia (mayor, menor o igual a la normal) o cuando la frecuencia varía a una velocidad dada. 82. RELÉ DE RECIERRE DE CORRIENTE CONTINUA: Relé que controla el cierre o recierre automático del interruptor de un circuito de corriente continua en respuesta a las condiciones de carga del mismo. 83. RELÉ

DE

CONTROL

SELECTIVO

O

TRANSFERENCIA:

Relé

que

automáticamente elige entre ciertas fuentes de energía o condiciones de servicio de un equipo, o cambia de una operación a otra. 84. MECANISMO

OPERADOR:

Mecanismo

eléctrico

o

servomecanismo,

incluyendo el motor de accionamiento, solenoides, interruptores de posición, etc. que acciona un cambiador de tomas, regulador, etc. 85. RELÉ RECEPTOR DE UN SISTEMA DE CORRIENTE PORTADORA O CABLE PILOTO: Relé accionado o retenido por una señal del tipo utilizado en sistemas protectores por corriente portadora o del tipo de protección direccional por cable piloto de corriente continua. 86. RELÉ DE ENCLAVAMIENTO FUERA DE SERVICIO: Relé accionado eléctricamente y de reenganche eléctrico o manual que desconecta y mantiene desconectado un equipo después de condiciones anormales. 87. RELÉ DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL: Relé de protección que acciona bajo una diferencia porcentual o de fase u otra diferencia cuantitativa de dos corrientes y otras magnitudes eléctricas. 88. MOTOR O GRUPO GENERADOR AUXILIAR: Se utiliza para accionar equipos auxiliares tales como bombas, sopladores, excitatrices, amplificadores magnético- giratorios, etc. 89. SECCIONADOR DE LÍNEA: Seccionador o separador de circuitos de corriente continua o alterna, accionado eléctricamente o con accesorios eléctricos como interruptor auxiliar, enclavamiento magnético. 90. REGULADOR: Dispositivo que funciona para regular una o varias magnitudes como tensiones, corrientes, potencias, velocidades, frecuencias, temperaturas y mantenerlas entre ciertos límites.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 91. RELÉ DIRECCIONAL DE TENSIÓN EN CORRIENTE CONTINUA: Relé que acciona cuando la tensión a través de un interruptor automático o contactor abierto excede de un cierto valor en una dirección dada. 92. RELÉ

DIRECCIONAL DE

POTENCIA

Y TENSIÓN EN

CORRIENTE

CONTINUA: Relé que permite o provoca la conexión de dos circuitos cuando la diferencia de tensión entre ellos excede cierto valor en una dirección dada, y provoca la desconexión de los mismos cuando la potencia que pasa de uno a otro en la dirección opuesta excede de un valor determinado. 93. CONTACTOR REGULADOR DE CAMPO: Contactor que aumenta o disminuye en un escalón la excitación del campo de una máquina. 94. RELÉ DISPARADOR O DE DISPARO LIBRE: Relé que acciona para disparar o permitir el disparo inmediato de un interruptor automático, contactor y otro aparato o para impedir el recierre inmediato del interruptor de un circuito, si se abriese automáticamente aunque su circuito de control de cierre no se interrumpiese. 95. DISPOSITIVO DISTRIBUIDOR DE CARGA: Dispositivo que reparte la carga total a la cual está sometida una instalación, entre diversos grupos, según una ley determinada. 96. RELÉ DE CIRCULACIÓN: Relé que abre o cierra sus contactos conforme al régimen de circulación de un fluido. 97. RELÉ BUCHHOLZ O SIMILAR 98. (Disponible) 99. RELÉ DE NIVEL: Relé que abre o cierra sus contactos conforme al nivel de un fluido. OBSERVACIONES: Este código numérico está destinado particularmente a esquemas en planos de instalaciones de centrales y estaciones. Cuando se lo aplique para aparatos de función análoga en sistemas de comando de líneas, sistemas de telecomando, etc., se usarán los mismos números aumentados en 100, 200, etc. Cada esquema en el cual se adopte este criterio llevará una referencia indicando claramente a qué parte o tipo de instalación corresponde cada una de las series empleadas: 101 a 199, 201 a 299, etc. Los caracteres numéricos se colocarán a derecha o debajo del símbolo a que se refieran. Cada número podrá acompañarse de una o más letras para precisar mejor la función, finalidad, medio de accionamiento, variable controlada, etc., del aparato a que se refiera.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 En estos casos el código literal que se emplee deberá transcribirse en todos los planos en que se aplique, especificando claramente el significado de cada letra y si va antes o después del símbolo numérico. Por ejemplo si la letra P colocada antes del símbolo numérico significara "pulsador", el conjunto P52 se referirá a "pulsador para accionamiento del interruptor automático de corriente alterna 52".

9.5. PRINCIPALES FALLAS EN LOS GENERADORES Los problemas que ocurren dentro de un generador pueden ser de dos tipos: de origen mecánico y de origen eléctrico. Los problemas de origen mecánico están relacionados con fallas, desgaste o mal funcionamiento de los elementos y estructuras físicas que componen el generador. Los principales problemas de naturaleza mecánica son los siguientes: • Problemas de lubricación de aceite • Vibración • Problemas de cojinetes • Problemas en el sistema de enfriamiento • Alta temperatura en los devanados, debido tal vez a una falla parcial en el aislamiento • Fallas o problemas en el generador de fuerza motriz, es decir fallas en la turbina Normalmente todos estos puntos son monitoreados continuamente por aparatos apropiados de medición, y se llama la atención sobre condiciones anormales por medio de alarmas y anunciadores. En casos extremos de falla, una desconexión del generador puede ser necesaria. Las fallas eléctricas por su parte, afectan directamente al sistema de potencia y deben ser despejadas rápidamente para no atentar contra la vida útil de los equipos. A continuación son analizados los problemas de este tipo, que ocurren tanto en el generador eléctrico como en los transformadores de unidad y de sistemas auxiliares. La mayoría de las fallas eléctricas internas en los generadores son causadas por fallas en el aislamiento de los devanados, causando cortocircuitos entre fases o fallas fase tierra, si esto ocurre un arco se desarrollará rápidamente produciendo daños considerables en los devanados y laminados del estator, así como el resto de el área donde ocurrió el cortocircuito. Si el daño es muy severo puede ser necesario un desarme completo del estator. Cuando una falla, como las mencionadas en el párrafo anterior es detectada, es necesario, que el generador sea aislado inmediatamente del sistema y que la turbina

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 sea desconectada para tratar de que los aportes del generador a la falla se reduzcan rápidamente. Fallas en el Estator del Generador Cortocircuitos en los devanados del estator generan altas corrientes que pueden causar daños significativos en el lugar donde ocurrió la falla, como la destrucción de parte de las láminas del estator, si no son despejados rápidamente.

Figura . Estructura Interna del Estator de un Generador Eléctrico En cortocircuitos fase - tierra, el hierro del estator se ve comprometido debido a que, independientemente de la conexión del neutro del generador a tierra, la carcasa está conectada externamente a tierra, permitiendo la circulación de la corriente de falla. Las láminas del estator también se ven afectadas, y el daño que presenten estará relacionado directamente con la intensidad de la corriente de cortocircuito y el tiempo en que ésta circule. El valor de la corriente de cortocircuito en una falla fase tierra depende del tipo de conexión del neutro del generador. Si el generador se encuentra sólidamente conectado a tierra, la intensidad de corriente será máxima, y será mínima si el neutro se encuentra conectado a tierra a través de una alta impedancia. Los fabricantes de los generadores aseguran que éstos pueden soportar esfuerzos mecánicos y térmicos debidos a un cortocircuito fase - tierra que se produzca en sus bornes, siempre y cuando el valor de la corriente no supere al de un cortocircuito trifásico. Para asegurar que se cumpla esta condición, se utilizan resistencias o reactancias conectadas al neutro para limitar la corriente de falla a tierra. El cortocircuito entre espiras de una misma fase puede producir un desbalance entre las corrientes de armadura del estator ya que la relación entre las espiras cambia, pero el problema más grande es que se puede convertir fácilmente en un cortocircuito fase Página | 95

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 tierra, comprometiendo seriamente el núcleo del estator. Por esta razón las fallas de este tipo, deben ser detectadas y el generador debe ser aislado inmediatamente del sistema. Este cortocircuito no ocurre en generadores que poseen una vuelta por fase por cada ranura.

Fallas en el Rotor del Generador Una falla común en el rotor es la falla a tierra del devanando de campo, que inicialmente, puede no ser muy grave, porque los niveles de voltaje que maneja este devanado son relativamente pequeños comparados con los voltajes en el estator, además no se encuentra conectado en ningún punto a tierra por lo que no existe un camino de retorno para la corriente de falla desde tierra hacia el devanado. Debido a lo anterior, una falla a tierra en el rotor no es causa suficiente para la desconexión inmediata de la unidad, sino que requiere de una puesta fuera de servicio para la inspección del generador tan pronto como sea posible, con el fin de evitar daños que podrían suceder si una segunda falla a tierra se produce.

Figura . Distribución del Devanado en un Rotor Cilíndrico Cuando ocurre un cortocircuito a tierra en el campo, todo el devanado cambia de referencia y algunos puntos de éste incrementan la tensión a tierra cuando se inducen voltajes en el rotor debido a fenómenos transitorios en el estator. Estas tensiones incrementan la posibilidad de que una segunda falla ocurra en otro punto del devanado de campo; dos cortocircuitos a tierra en el rotor, producirían una sobrecorriente en la sección del devanado libre de falla, mientras que por las espiras de la sección fallada prácticamente no circulará corriente, esto hace que el flujo magnético que se genera en el rotor no sea uniforme ocasionando un desequilibrio en las fuerzas magnéticas producto de los fenómenos magneto- dinámicos que ocurren en las máquinas rotativas [5]. Si el desequilibrio es demasiado grande, se puede producir una torcedura del eje Página | 96

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 del rotor y hacerlo excéntrico, generando vibraciones debido a la rotación fuera de su eje; la excentricidad del rotor podría ser tan grande que incluso podría desencadenar en un tope entre el rotor y el estator originando daños mecánicos muy serios y costosos, que requerirán la puesta fuera de servicio de la unidad por tiempos muy extensos para reparación.

Cuando una falla asimétrica ocurre en la red o en el generador (falla fase-tierra, ó falla fase-fase), componentes de secuencia negativa aparecen en los devanados de armadura del generador, debido al desbalance de las corrientes en las fases, lo que origina la presencia de un campo rotativo adicional que gira en sentido contrario al campo producido por las corrientes de secuencia positiva. Para el rotor (que gira en la misma dirección del campo rotativo producido por las corrientes de secuencia positiva), el campo rotativo que se mueve en sentido contrario gira al doble de frecuencia del sincrónico, producto de esto se inducen corrientes del doble de la frecuencia fundamental en el hierro del rotor, originando sobrecalentamiento de las estructuras del rotor y daño severo si no son eliminadas prontamente. Este efecto es típico en generadores de rotor cilíndrico debido a la uniformidad del rotor.

Otro problema importante es la falla parcial o pérdida total de la excitación. Esto podría originar un serio problema en el sistema de potencia porque atenta al suministro de potencia reactiva al sistema a través de los bobinados del estator. En este caso el generador trabajaría como un generador de inducción girando a una velocidad mayor a la sincrónica. El problema aquí es que el generador necesita absorber potencia reactiva del sistema para suplir la ausencia de excitación. La potencia reactiva absorbida puede ser tal que la potencia aparente puede resultar el doble o incluso el triple de la potencia nominal de la máquina. Esto hace que la corriente de armadura crezca también y sobrecaliente los devanados del estator. El tiempo para alcanzar un sobrecalentamiento peligroso puede ser tan corto como 2 o 3 minutos. Si el generador no es desconectado, puede producirse problemas de inestabilidad. Si el generador se encontraba entregando potencia reactiva en el momento que se pierde la excitación, ocurrirá un cambio repentino de la dirección del flujo de dicha potencia, esto hace que el voltaje a los terminales del generador se reduzca drásticamente por lo que cualquier carga conectada directamente al sistema de generación puede verse afectada si no hay otros generadores que puedan suplir la ausencia de reactivos inmediatamente. Problemas En El Generador Debido A Fallas En El Sistema De Potencia

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 Existe una serie de problemas dentro del generador que pueden ser ocasionados por perturbaciones o fallas en el sistema de potencia: •

Corriente excesiva en el estator.

Produce un serio calentamiento en los

devanados del estator. Este calentamiento también puede ser producido por desperfectos en el sistema de refrigeración, o cortocircuito en láminas del estator. •

Sobrevoltaje. El sobrevoltaje afecta directamente al aislamiento. Una fuente de sobrevoltajes es la sobrevelocidad. Todo sobrevoltaje asociado con una sobrevelocidad, puede ser controlado por el regulador automático de voltaje. En el caso de unidades hidráulicas, el flujo de agua no puede ser interrumpido o deflectado rápidamente, por lo que podría originarse una sobrevelocidad. En el caso de que la excitatriz se encuentre acoplada directamente a la máquina, el voltaje tiende a crecer casi con el cuadrado de la velocidad. Otra fuente de sobretensiones son las descargas atmosféricas que logran llegar hasta el generador por fallas en los sistemas de apantallamiento.

•

Baja frecuencia. La frecuencia baja puede dañar las aletas de las turbinas debido a la vibración.

•

Funcionamiento del generador como motor, debido a la pérdida del generador de fuerza motriz. Esto podría producir el daño parcial o total de las estructuras mecánicas de las turbinas, por ejemplo las aletas en una turbina de baja presión.

•

Corrientes desbalanceadas en el estator del generador. Debido a un desbalance serio del sistema se inducen corrientes de secuencia negativa lo que ocasiona calentamiento en el rotor del generador.

•

Pérdida de sincronismo, si la unidad falla y se desfasa del sistema.

•

Cerrado de un disyuntor del generador con el generador fuera de fase del sistema. Esto provoca daños mecánicos en los devanados del generador y también se ve afectada la turbina.

9.6. PROTECCIÓN DEL GENERADOR ELÉCTRICO PROTECCIÓN DIFERENCIAL PARA GENERADOR 87G.

La protección diferencial 87G es aplicada para proteger al generador contra cortocircuitos que se originan en el devanado del estator. Cortocircuitos fase-fase y fase - tierra pueden ser detectados, sin embargo cortocircuitos entre espiras de una misma fase pueden pasar por alto.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015

FIG 1. Conexión Simple de la Protección Diferencial

El principio de funcionamiento está basado en la medición de corrientes procedentes de TCs ubicados al inicio y al final del devanado del estator. Las señales de corriente que se obtienen de los TCs, son llevadas a través de conductores utilizando la configuración mostrada en la figura 1 . Cuando la operación del generador es normal, el sentido del flujo de corriente por el primario de los TCs hace que por el secundario, I1 e I2 tengan la misma dirección y la misma magnitud (esto si se tiene una relación de transformación adecuada en los TCs y tomando muy en cuenta la polaridad de los mismos), por lo tanto la corriente “diferencial” Id que aparece en el nodo de unión es igual a cero.

Si una falla ocurre dentro de la zona de protección diferencial, una de las dos corrientes I1 o I2 cambia de dirección, debido a que su respectiva corriente en el primario del TC también lo hace, esto porque en la condición de falla, corrientes procedentes de ambos lados de la protección diferencial aportan al cortocircuito (ver figura 3.2). En este caso la corriente Id ya no es cero por lo que puede ser detectada para producir el disparo de un relé.

Figura. Circulación de Corrientes Para Falla dentro del Zona de Protección Diferencial Página | 99

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Es importante notar que la protección diferencial, tal como se muestra en la gráfica 1, permite detectar fallas entre un devanado y tierra, o fallas entre fases del estator, sin embargo no puede detectar fallas entre espiras de una misma fase porque para ese caso el sentido de las corrientes no cambiará. En generadores grandes, donde se emplea devanados partidos (generalmente dos por fase y en paralelo), un cortocircuito entre dos devanados de una misma fase por falla en el aislamiento no podría ser detectado tampoco, ya que las corrientes que entran y salen por la fase estarían todavía balanceadas, por esa razón es conveniente aplicar un esquema diferencial adicional como se indica en la figura 3, TCs adicionales son ubicados en una de las mitades de los devanados de cada fase y las corrientes en los secundarios son comparados con la corriente total en esa fase; la relación de los TCs deberán ser seleccionadas adecuadamente. La operación del Relé, para este caso, deberá suministrar una alarma al operador y no la desconexión, para que una puesta fuera de servicio sea programada y poder revisar la unidad.

Figura. Esquema de Protección Diferencial para Fallas en uno de los Devanados en un Generador con Devanados Partidos

Aparentemente con la aplicación del esquema diferencial en el estator del generador está solucionada la protección del mismo, pero debido a que los TCs basan su funcionamiento en materiales magnéticos, bajo ciertas condiciones éstos pueden llegar a saturarse, haciendo que la corriente en sus secundarios no representen el valor real del primario, lo que puede conducir a una operación errónea de la protección.

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Figura. Gráfico esquemático de un TC La saturación en los TCs se produce generalmente cuando la corriente en el primario es demasiado grande (por ejemplo, cuando un cortocircuito externo a la zona de protección ocurre). La elevada corriente en el primario del TC genera un alto voltaje en el secundario que depende del burden del transformador y del resto de equipos conectado a él. El voltaje crece para cumplir la relación I2 = I1 / N. La gráfica 4 muestra un TC conectado a una carga. Según la gráfica 3.4, el valor de V2 vendrá dado por la expresión:

Donde I1 es la corriente del primario del TC, N2 el número de vueltas del devanado secundario y Zeq es la impedancia del Burden conectada al relé, incluyendo los conductores y la resistencia interna del TC. Si I1 es demasiado grande, V2 también crece. Considerando que V2 es un voltaje inducido que responde a la ecuación:

Para que el TC pueda generar un voltaje e2 alto en su secundario, se requiere una gran variación de flujo magnético en el núcleo, que muchas veces, debido a las características constructivas y al diseño mismo del TC, no es capaz de entregar. Esto obliga al transformador a trabajar en la zona de saturación incrementando considerablemente la corriente de excitación. El efecto de la saturación es más severa cuando la corriente que la produce es una corriente de falla ya que esta tiene una componente de DC que hace que la onda sinusoidal de flujo se desplace alcanzando la zona de saturación rápidamente (La componente de DC no induce ningún voltaje pero si desplaza la onda del flujo magnético). En el esquema diferencial, los TCs de los dos lados del generador no se saturan al mismo tiempo debido a la diferencia de su característica magnética, a pesar de que Página | 101

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 pertenezcan a un mismo fabricante, y a la diferencia de burden (carga conectada al TC) [2]. En la figura 5 se muestra una gráfica de las corrientes en el secundario de dos TCs, donde se observa claramente la diferencia de estas debido al efecto de la saturación. Cuando el TC se satura, la corriente y el voltaje tienden a colapsar porque en esta zona, grandes variaciones de corriente de excitación producen pequeñas variaciones de flujo magnético, por lo tanto el fenómeno de inducción no se produce íntegramente.

Figura. Efecto de las Corrientes de Saturación en los TCs [2]

La diferencia entre las corrientes de los dos TCs hace que circule una corriente Id diferente de cero que puede producir una operación errónea del relé. Para corregir el efecto de la saturación se aplica el concepto de protección diferencial de porcentaje que considera una corriente de restricción que impide la operación del relé, aun cuando la corriente diferencial sea distinta de cero. El esquema mostrado a continuación

utiliza

una

protección

diferencial

de

porcentaje para

un relé

electromecánico. Se tiene tres bobinas, una de operación, que es por donde circulará la corriente diferencial, y dos bobinas de restricción. La corriente en la bobina de operación produce un torque que tiende acerrar los contactos para la operación del relé mientras que las bobinas de restricción producen un torque opuesto que trata de abrir los contactos. Se establece en la calibración, una relación entre las corrientes que circulan por las tres bobinas.

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Figura 6. Esquema de Protección Diferencial con Bobinas de Restricción En operación normal (incluyendo la condición de saturación de TCs por fallas externas) el valor de Ir (corriente de restricción) e Io (corriente de operación o diferencial) tienen los siguientes valores:

T La calibración de la protección diferencial se hace a través de la relación de estas dos corrientes:

La relación entre Io/Ir es la pendiente de una recta que relaciona las dos magnitudes (Io e Ir). Si el punto de operación del relé está sobre la recta de pendiente Io/Ir el relé opera, caso contrario no. La figura 7 a continuación muestra la gráfica que relaciona las corrientes de operación y de restricción, así como la zona de operación para un relé.

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Figura. Gráfica de la Corriente de Restricción y Operación de un Relé Diferencial

Aplicación del esquema diferencial al sistema de generación En el sistema de generación planteado, formado por: generador eléctrico, transformador de unidad y transformador de servicios auxiliares, se suele colocar algunos arreglos de protección diferencial con el fin de mejorar la seguridad contra fallas que puedan ocurrir dentro del sistema. En operación normal, todas las corrientes en los relés diferenciales presentados en la figura 8 deben ser equilibradas, si una falla ocurre en el generador, el interruptor del transformador de unidad y el interruptor del transformador de servicios auxiliares deben abrirse, así como el interruptor de campo. Los terminales del generador están sólidamente conectados al transformador, por lo tanto una falla en el transformador debe desconectar también al generador. Lo mismo sucede para el transformador de servicios auxiliares. Protección diferencial individual es colocada en el generador (87G), en el transformador de unidad (87T) y en el transformador de servicios auxiliares (87ST). Además una protección diferencial adicional se suele aplicar, colocando TCs a través de los tres equipos. Esta protección es comúnmente llamada 87TG; para la conexión de los TCs en esta protección hay que tomar en cuenta la conexión de los transformadores de unidad y servicios auxiliares, de tal forma que, si la conexión es ∆ – Y, los TCs deben tener conexión opuesta, es decir Y - ∆. La operación de cualquiera de estos equipos (87G, 87T, 87TS y 87TG) debe desconectar el interruptor principal. Posteriormente se realizará una descripción más detallada de los relés 87T y 87TS.

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Figura.Conexión de relés diferenciales en sistema de generación

Protección Para Fallas En El 95% Del Estator Generador 59gn La necesidad de utilizar protección adicional a la diferencial 59GN, para proteger el generador, se da porque ésta puede resultar insensible para corrientes de falla pequeñas, como las que se producen cuando un cortocircuito a tierra ocurre cerca al neutro en el devanado del estator, mucho más si el neutro está conectado a tierra a través de una gran impedancia que limite la corriente de falla. El esquema de protecciones utilizado para fallas a tierra en el devanado del estator, depende del tipo de conexión a tierra del neutro del generador. Los métodos para aterrizar más conocidos son: • Sólidamente conectado a tierra • Conectado a tierra a través de una pequeña inductancia • Conectado a tierra a través de una pequeña resistencia • Conexión a tierra resonante • Conectado a tierra a través de una gran impedancia • No aterrizado

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Figura. Conexión a Tierra de un Generador a Través de un Transformador de Distribución

Siendo el más común, la conexión a tierra a través de una gran impedancia ya que con esta se consigue limitar la corriente de falla a valores que no produzcan daños significativos. Generalmente, la conexión a tierra se hace a través de un transformador de distribución con su primario unido al neutro y a tierra, con una resistencia ubicada en el secundario como se muestra en la figura 9. El devanado primario está dimensionado para trabajar con un voltaje igual o mayor que el voltaje fase – neutro del generador, y el secundario a 120 V ó 240 V. Además deberá ser capaz de trabajar fuera de la zona de saturación para una falla fase – tierra con un voltaje a los terminales del generador igual a 105% del voltaje nominal. El problema con el sistema de conexión a tierra a través de una alta impedancia es que se incrementa la posibilidad de que se produzcan sobrevoltajes que podrían incluso dañar el aislamiento del generador. En una falla monofásica, con el generador conectado a tierra a través de una alta impedancia, aparecen sobrevoltajes en las fases sanas debido al desplazamiento del neutro como se muestra en la figura 10, por esta razón, la resistencia ubicada en el secundario del transformador de distribución debe ser dimensionada de tal manera que el efecto de incremento de voltaje no sea excesivo.

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Figura 10. Voltajes en el Generador Cuando Ocurre una Falla Monofásica en la Fase A

Protección Para Fallas En El 5% Del Devanado Del Estator 27h Con la función 59GN se consigue proteger gran parte del devanado del estator contra fallas a tierra, sin embargo, un 5% queda desprotegido debido a que fallas cercanas al neutro producen corrientes muy pequeñas que circulan a través del transformador de distribución y que pueden no generar el suficiente voltaje residual en el secundario para activar el relé de sobrevoltaje [5], por esa razón se requiere una protección de bajo voltaje 27H que está calibrada para funcionar con voltajes a una frecuencia superior a la fundamental. Un cortocircuito a tierra muy cerca del neutro, no produce grandes daños sobre el generador, pero si ocurre una segunda falla a tierra, la gran corriente que circula a través de la porción de devanado fallado, no sería detectada por el relé de tierra ni por el diferencial, de ahí la necesidad de implementar una protección extra para estos casos. Protección Contra Pérdida De Excitación 40 El generador sincrónico requiere del devanado de campo, ubicado en el rotor, para proporcionar el flujo magnético necesario en el entrehierro para la conversión de energía mecánica a eléctrica. El devanado de campo es energizado con corriente continua y controla principalmente la potencia reactiva que el generador entrega o recibe del sistema de potencia, si algún problema ocurre con el circuito de excitación provocando la pérdida parcial o total del campo, el generador empezará a recibir gran cantidad de potencia reactiva del sistema operando en la zona de subexcitación. Las zonas seguras de operación estudiadas en el Capítulo 2, definen una región segura dentro de la cual el generador puede operar, si la pérdida de excitación es drástica, el punto de operación puede desplazarse fuera de la curva de estabilidad en estado estable, provocando inestabilidad y pérdida de sincronismo. La pérdida de campo puede ser ocasionada por: 

Circuito abierto del campo Página | 107

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Cortocircuito en el campo



Disparo accidental del interruptor de campo



Falla en el sistema de control del regulador de voltaje



Pérdida de campo del excitador principal

Si falla la excitación, el voltaje interno del generador tiende a caer porque es función de la corriente de campo en el rotor, que disminuye también de acuerdo a la constante de tiempo del circuito de campo. La reducción del voltaje interno, cambia las condiciones de la curva de la potencia eléctrica, obligando a que el ángulo interno δ aumente para poder transmitir la potencia en el instante previo a la falla, provocando inestabilidad. Si el voltaje interno es demasiado pequeño (ver figura 11), no será posible transmitir toda la potencia mecánica de la turbina, con lo que se alteran las condiciones de equilibrio entre torque eléctrico y torque mecánico, dando como consecuencia la aceleración del generador y produciendo pérdida de sincronismo.

Figura 3.33 Curvas de Potencia Eléctrica para Distintos Valores de Excitación Protección contra pérdida de excitación utilizando relés de impedancia La protección utilizando este sistema busca detectar una pérdida de excitación a través de la medición de la impedancia hacia el interior del generador cuando este trabaja como generador de inducción. La impedancia interna del generador, en este caso, no es constante porque depende directamente del deslizamiento que tampoco es constante, sin embargo se puede considerar un valor promedio de deslizamiento para determinar un valor promedio de impedancia.

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Figura 3.36 Circuito Equivalente del Generador Sincrónico Cuando se Pierde la Excitación PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE 50/51 La función de sobrecorriente 50/51, es implementada en el generador para proteger al devanado de armadura contra sobrecargas. La curva del límite por corriente de armadura, que fue analizada en el Capítulo 2, muestra la máxima corriente que el generador puede entregar, en operación continua, sin producir daño en los devanados por calentamiento excesivo. La curva es expresada en kVAs, a voltaje y frecuencia nominal. En condiciones de emergencia, la norma ANSI C50.14-1989 indica que es posible que el generador trabaje con una potencia mayor a la indicada en la curva de carga, por un tiempo muy pequeño. Parámetros De Calibración Del Relé 50/51 La protección 50/51 tiene dos funciones de sobrecorriente: • Sobrecorriente instantánea 50 • Sobrecorriente temporizada 51 Los parámetros de calibración, para la función de sobrecorriente temporizada, son: dial, tap y tipo de curva, mientras que para la función de sobrecorriente instantánea solo se ajusta corriente de tap. Protección De Sobrevoltaje 59

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 La protección de sobrevoltaje se utiliza principalmente para proteger a los equipos eléctricos conectados a los terminales del generador, contra voltajes que pueden estar por encima de un máximo tolerable. Los sobrevoltajes pueden ser producidos por • Incorrecta operación del regulador de voltaje del generador cuando este se encuentra en modo manual. • Falla en el funcionamiento del regulador automático de voltaje • Pérdida repentina de carga • Separación del generador del sistema de potencia durante operación en islas eléctricas Funcionamiento Del Relé 59 Mediante la medición de voltajes fase-fase o fase-tierra, a los terminales del generador, el relé determina la presencia o no de un sobrevoltaje, si el sobrevoltaje es muy grande, se produce el disparo con un tiempo de retardo muy pequeño, mientras que si el sobrevoltaje es pequeño, el tiempo de retardo será mayor, para permitir que el regulador de voltaje intente restablecer el voltaje terminal a valores adecuados. Los RMM permiten establecer parámetros de calibración independientes (como tiempo de operación) para estos dos escenarios. Protección De Bajo Voltaje 27 La función de bajo voltaje 27, protege principalmente a los equipos (sistemas auxiliares) conectados al generador y transformador de unidad, contra reducciones de voltaje que pueden derivar en condiciones inapropiadas de operación, sobre todo de motores y bombas. Puede también ser utilizado como criterio para la segregación de carga y evaluación problemas relacionados con estabilidad de voltaje (colapso de voltaje). Las principales razones para la presencia de bajos voltajes son: •

Proximidad de fallas

•

Pérdida de un generador en el sistema

•

Incremento en la demanda del sistema

•

Fallas en el regulador automático de voltaje (AVR)

El relé 27 suele ser utilizado también como elemento de bloqueo para otras protecciones, como la protección de falla campo, o la protección contra energización inadvertida del generador, donde los fenómenos que se presentan, están relacionados directa o indirectamente con bajos voltajes. Debido a que en fallas monofásicas y bifásicas, existe una reducción desbalanceada de los voltajes en las fases, el relé utiliza el voltaje de secuencia positiva para estimar la

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 disminución del voltaje terminal, debido a que éste define con mayor precisión el valor del torque en los motores conectados al generador. Operación Del Relé 27 El bajo voltaje, no es un problema para el generador en sí, excepto cuando aparece una sobrecorriente (falla externa por ejemplo). El relé deberá estar calibrado para operar rápidamente a voltajes inferiores al 60% del voltaje nominal, y disparo retardado o únicamente alarma para voltajes entre el 60% y 90% del voltaje nominal. El retardo deberá considerar el tiempo que le lleva al regulador en restablecer el voltaje a valores adecuados.

Protección Contra Desbalance De Voltaje 60 La protección contra desbalance de voltaje, tiene como función principal detectar fallas en los transformadores de potencial conectados al generador, que envían las señales de voltaje a algunos relés y a otros dispositivos como el regulador automático de voltaje. La pérdida de las señales de voltaje puede ocurrir por las siguientes razones: •

Falla en los fusibles de los TPs

•

Falla en el alambrado que va de los TPs a los relés

•

Fusible del TP fundido debido a un cortocircuito por deterioro en los contactos, o mal manejo del TP durante mantenimiento

Protección Contra Sobreexcitación 24 Esta protección es aplicada tanto para generadores como para transformadores, en un mismo dispositivo.

El flujo magnético necesario para producir inducción de voltaje en el devanado de armadura en un generador sincrónico, o en el secundario de un transformador conectado al generador, es provisto por el hierro del estator, en el generador, y por el núcleo, en el caso del transformador. Estos dos elementos (núcleo y estator) están diseñados para entregar el suficiente flujo magnético para que las máquinas trabajen sin complicaciones en condiciones nominales. La sobreexcitación del generador y transformador, se produce cuando su operación demanda un flujo magnético que excede los límites de diseño. Protección Contra Frecuencia Anormal 81 O/U

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 La operación del generador a una frecuencia distinta a la nominal es producida principalmente por dos razones: • Exceso de generación en el sistema de potencia, por pérdida de una carga grande o por la salida de operación de una línea que transmitía gran cantidad de potencia. En este caso el torque mecánico impuesto por la turbina es mayor al torque eléctrico de la carga, produciendo un incremento en la velocidad del rotor y por tanto un aumento en la frecuencia. La sobrefrecuencia no resulta ser una condición tan grave tomando en cuenta que puede ser solucionada rápidamente por el regulador de velocidad disminuyendo la potencia mecánica de la turbina. • Sobrecarga del generador debido a la pérdida de un generador grande en el sistema de potencia. En este caso, el generador operará a una frecuencia menor a la nominal debido a que el torque eléctrico de la carga es mayor al torque mecánico de la turbina lo que resulta en un torque de desaceleración. La baja frecuencia es considerada un problema mayor a la sobrefrecuencia, debido a que al ser ésta producida por un exceso de carga en el sistema, es muy difícil de controlar. El regulador de velocidad podrá actuar para conseguir el equilibrio entre torque mecánico y eléctrico, sólo hasta cuando la potencia eléctrica (potencia de la carga) sea menor a la máxima potencia mecánica disponible en la turbina. En general la baja frecuencia resulta ser más crítica que la sobrefrecuencia porque el operador no tiene la opción directa de control.

Protección Contra Energización Inadvertida Del Generador La protección contra energización inadvertida se utiliza para limitar el daño producido sobre el generador cuando éste es energizado desde sus terminales y se encuentra en estado estacionario, o en rotación pero todavía no sincronizado. Principales Causas Para La Energización Accidental Las principales causas para la energización accidental del generador son: • Arqueo de los contactos en el interruptor del generador (normalmente uno o dos polos) • Cierre del interruptor del generador cuando este no se ha sincronizado o está parado • Energización a través del transformador de servicios auxiliares por cierre accidental de los interruptores de servicios auxiliares

Protección Contra Salida De Paso 78 El generador pierde el sincronismo cuando el acoplamiento magnético entre rotor y el estator es insuficiente para mantenerlo en paso con el resto del sistema. Las consecuencias de la operación del generador en estas condiciones son: 

Altas corrientes en el estator Página | 112

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Operación a una frecuencia distinta a la nominal (operación como generador de inducción)



Daño en el eje debido a torques transitorios asociados con el deslizamiento que aparece por las corrientes pulsantes en el estator en cada ciclo



Daño en los devanados amortiguadores por corrientes inducidas en ellos debido a la diferencia entre la frecuencia del flujo magnético del estator y la velocidad de giro del rotor

Las principales razones para la salida de paso del generador son: 

Cortocircuitos en el sistema de potencia no despejados a tiempo



Recierres y maniobras de interrupción en el sistema



Incremento repentino de carga

Debido a la inercia de la masa del rotor, la respuesta del generador a todos estos eventos es amortiguada, y se ve reflejada en la variación del ángulo de carga δ, el cual oscila hasta que el generador encuentre un nuevo punto operativo y se estabilice. Si la contingencia es demasiado severa, el generador puede no estar en capacidad de mantener el paso, y por tanto pierde estabilidad cuando δ supere los 180°. 9.7. COORDINACIÓN DE PROTECCION Coordinar la protección significa definir los tiempos de operación de la protección para permitir la actuación debidamente priorizada de los relés de protección, minimizando los tiempos de actuación y garantizando una apropiada graduación en los tiempos de actuación de todas las protecciones, tanto las principales como las de respaldo. La coordinación de la protección está determinada por la necesaria graduación de tiempos para la correcta y oportuna actuación de todas las protecciones. Criterios de ajuste y coordinación de la protección Para establecer los criterios de ajuste y coordinación de la protección se debe considerar lo siguiente: 1. Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones unitarias solamente requieren ajustes con respecto a las características de operación de los correspondientes equipos; y en consecuencia, en el presente documento solamente se menciona de manera general algunas recomendaciones para este ajuste 2. Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones graduadas serán ajustadas y coordinadas de acuerdo a lo establecido en el presente documento 3. Las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos serán ajustadas de acuerdo a los criterios de cada proyecto y siguiendo las Página | 113

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 recomendaciones de los fabricantes de los equipos, las cuales están vinculadas a las garantías proporcionadas por éstos. 9.7.1. Principios generales para el ajuste y la coordinación de la protección Sensibilidad y velocidad Se debe definir la operación de los relés de protección para detectar las fallas, el funcionamiento anormal del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos. El ajuste y la coordinación de la protección deben tener las siguientes características: 1. Sensibilidad para detectar estas condiciones por muy incipientes que éstas sean. 2. Velocidad para detectar estas condiciones lo más prontamente posible. En una protección unitaria que comprende solo una zona de protección, la sensibilidad como límite distinguir la operación normal de la condición de falla. En cambio, en una protección graduada que alcanza más de una zona, la sensibilidad tiene como límite o meta detectar las fallas con la mínima corriente de falla, la cual se produce con la mínima generación en el extremo de las zonas vecinas a la zona protegida. La velocidad de una protección está ligada al tiempo de operación de los siguientes componentes: 

El tiempo de operación del Relé que debe ser de dos ciclos. Cuando se aplica un esquema de tele protección se debe agregar el tiempo de transmisión de las señales.



El tiempo de operación del Interruptor que varía entre dos y cuatro ciclos, según el nivel de tensión.

El criterio antes mencionado es aplicable a la protección primaria que debe actuar sin ninguna temporización. Para la protección secundaria se tiene los siguientes límites: 

El tiempo critico de extinción de la falla por razones de estabilidad



El tiempo que los equipos e instalaciones soportan un cortocircuito sin daño físico y sin afectar la seguridad de las personas.

Es una buena práctica generalizada utilizar 500 ms en los diseños de seguridad de las puestas a tierra; y de otra parte, es también una práctica aplicar este mismo tiempo como límite de exigencia por cortocircuito a los equipos, con la finalidad de cuidar su vida útil. Por esta razón, es recomendable limitar los tiempos de extinción de las falla por parte de las protecciones a 500 ms. Se debe notar que este tiempo incluye la apertura del interruptor.

Selectividad de la protección

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 La selectividad de la protección requiere un apropiado ajuste para detectar todas las fallas en su(s) zona(s) de protección; pero, también requiere una actuación debidamente coordinada. La función objetivo del ajuste y la coordinación de la protección será la total selectividad con la máxima sensibilidad y la máxima velocidad. Sin embargo, en la realidad estas características no pueden ser todas maximizadas de manera independiente, ya que están relacionadas entre sí. Cuando se incrementa una de ellas lo más probable es que se disminuya las otras dos. Fiabilidad y seguridad de la protección Con la finalidad de asegurar una buena fiabilidad de la protección, se recomienda que la protección principal sea redundante; es decir, se debe tener dos relés de protección físicamente diferentes (protección primaria y secundaria), los cuales deben operar de manera independiente uno del otro y contar con baterías de alimentación diferentes. Estas protecciones actuarán en paralelo; es decir, cualquiera de ellas efectuará la acción de disparo de los interruptores. Cuando la seguridad de la protección que otorga un elemento puede ser insuficiente, se recomienda emplear dos elementos de protección que deben actuar en forma simultánea para efectuar una acción de disparo a un interruptor. Es decir, los contactos de estos elementos deben ser conectados en serie para que la acción sea válida.

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA El sistema eléctrico de potencia es un conjunto de elementos que tiene como fin generar, transformar, transmitir, distribuir y consumir la energía eléctrica de tal forma que se logre la mayor calidad al menor costo posible. Un sistema eléctrico de potencia consta de plantas generadoras que producen la energía eléctrica consumida por las cargas, una red de transmisión y de distribución para transportar esa energía de las plantas a los puntos de consumo, así como el equipo adicional necesario para lograr que el suministro de energía se realice con las características de continuidad de servicio, regulación de tensión y control de frecuencia requeridas. Página | 115

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10.1.

GENERACIÓN.

La energía eléctrica se genera en las Centrales Eléctricas. Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un alternador, que produce energía en corriente alterna sinusoidal a voltajes intermedios, entre 6.000 y 23.000 Voltios. 10.2.

TRANSMISIÓN.

La energía se transporta, frecuentemente a gran distancia de su centro de producción, a través de la Red de Transporte , encargada de enlazar las centrales con los puntos de utilización de energía eléctrica. Para un uso racional de la electricidad es necesario que las líneas de transporte estén interconectadas entre sí con estructura de forma mallada, de manera que puedan transportar electricidad entre puntos muy alejados, en cualquier sentido. Estas líneas están generalmente construidas sobre grandes torres metálicas y a tensiones superiores a 66.000 Voltios.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el denominado Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a partir de octubre del año 200, que abarca de Norte a Sur la totalidad dl país, desde Tumbes (ciudad fronteriza con Ecuador), hasta Tacna opera a 220 KV y 500 KV, los sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 KV, 138 KV y 60 KV. La ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, establece que el sistema de transmisión del SEIN está integrado por cuatro categorías de instalaciones. I.

Sistema garantizado de transmisión (SGT)

II.

Sistema complementario de transmisión (SCT)

III.

Sistema principal de transmisión (SPT)

IV.

Sistema secundario de transmisión (SST)

El incremento de la demanda de electricidad y la oferta de generación obliga a que la red eléctrica aumente su capacidad de transmisión, de esta manera evitar la congestión y dar mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema. Por lo tanto, se tiene previsto que el SEIN opere ahora sobre una nueva y mayor tensión nominal de 500 KV. 10.3.

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Es un conjunto de dispositivos eléctricos que forman parte de un sistema eléctrico de potencia y se encarga de transformar tensiones y derivar circuitos de potencia. Las subestaciones pueden clasificarse de acuerdo con el tipo de función que desarrollan en: a) Subestaciones variadoras de tensión b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito c) Subestaciones mixtas Asimismo, pueden agruparse de acuerdo con la potencia y tensión que operan en: a) Subestaciones de transmisión. Operan en intervalos de tensión desde 230 kV, 400 kV y mayores. b) Subestaciones de subtransmisión. Operan en intervalos de tensión desde 69 kV hasta 161 kV. c) Subestaciones de distribución primaria. Operan desde 4.16 kV hasta 34.5 kV. d) Subestaciones de distribución secundaria. Operan desde 220/127 V hasta 480 V. 10.4.

DISTRIBUCIÓN

La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro de

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor del cliente). Se lleva a cabo por los Operadores del Sistema de Distribución Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes: 

Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores, interruptores, seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de alta tensión de las líneas de transmisión (o subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su ramificación en múltiples salidas.



Circuito Primario.



Circuito Secundario.

La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de transporte se realiza en dos etapas. La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión. La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial. Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, gran industria, etc.), uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja tensión (125/220 ó 220/380 V ). 10.5.

CONSUMO

En los centros de consumo de la energía eléctrica, este se puede realizar en baja o alta tensión. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú o SEIN es el conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas conectadas entre sí, así como sus respectivos centros de despacho de carga, el cual permite la transferencia de energía eléctrica entre los diversos sistemas de generación eléctrica del Perú. El SEIN es abastecido por un parque de generación conformado por centrales hidráulicas y centrales térmicas; asimismo, en los últimos años se han puesto en operación centrales tanto hidráulicas como térmicas, catalogadas como centrales de Recursos Energéticos Renovables Página | 118

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 (RER), dado el fomento por parte del Estado Peruano a un mayor aprovechamiento de los recursos renovables. Componentes Del Sistema El SEIN está conformado por áreas operativas, ligadas tanto al ámbito geográfico del país, como a aspectos propios de la red de transmisión; estas áreas se pueden resumir en tres (03) áreas: área norte, área centro y área sur, las cuales se encuentran interconectadas con los enlaces de trasmisión Paramonga – Chimbote, en el caso de las áreas norte y centro, y la interconexión Mantaro – Socabaya en el caso de las áreas centro y sur. Sin embargo, existen también sistemas “aislados”, no enlazados al SEIN, que cubren el resto del país. El sistema tiene sus núcleos en el complejo hidroeléctrico del Mantaro (con sus centrales Antúnez de Mayolo y Restitución), cuya potencia supera los 1,000 megawatts, y especialmente en el nuevo polo energético de Chilca, con sus centrales térmicas abastecidas por el gas natural de Camisea, cuya potencia asciende a 2,000 megawatts. Además, está apuntalado por las centrales de Machu Picchu, Carhuaquero, Cañón del Pato, El Platanal, Charcani, Huinco, Aricota, Santa Rosa, entre otras, así como por decenas de subestaciones. Administración Del Sistema El SEIN está administrado por un Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), constituido como una entidad privada sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. El COES está conformado por todos los agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio para todos los agentes. Su finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo. PROTOCOLO DE PUESTA EN MARCHA DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA 1) DEFINICION: Las centrales eléctricas primeramente cuentan con una presa donde se acumula cierta cantidad de agua (materia prima), la cual forma un embalse. Esto con el fin de generar un salto, cuya energía potencial se transformara en energía eléctrica, se tiene aguas arriba una toma de admisión, la cual está protegida por una rejilla mecánica. Esta toma de admisión tiene una cámara de compuerta que controla la admisión de agua a una tubería forzada, la cual se encarga de llevar el agua desde la toma hasta la casa de máquinas de la central. El agua al recorrer por la tubería de presión, transforma su Página | 119

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 energía potencial en energía cinética, es decir a medida que fluye el agua adquiere una mayor velocidad. Luego al llegar a la turbina, este actúa sobre los alabes del rodete de la turbina, haciéndolo girar y va perdiendo energía. El rodete de la turbina está unido por un eje al rotor del alternador que al girar con los polos excitados por una corriente alterna en las bobinas del estator del alternador. Solidario con el eje de la turbina y el alternador, gira un generador de corriente continua llamada excitatriz, que es el que excita los polos del alternador. Para la puesta en marcha de una central se debe de tener en cuenta los siguientes criterios: a) Coordinación: Primeramente se debe de realizar una previa coordinación entre la casa de máquinas (donde se realiza el arranque de la central), con la sala de control, que la materia prima o el combustible sea suficiente para la operación de la central y puesta en marcha del sistema eléctrico. b) Regulación: Seguidamente se realiza el encendido del generador hasta alcanzar: 

una frecuencia nominal.



una tensión nominal.

c) Aceptación de cargas: Luego en forma secuencial se van conectando las cargas paulatinamente una a una, verificando que cada carga aceptada llegue a una misma frecuencia y tensión nominal.

CONDICONES DE PUESTA EN MARCHA DE LA CENTRAL: 1) Preparación: 

Inspeccionar previamente la zona trabajo para determinar materiales, equipos y magnitud de trabajo.



Preparar la totalidad de los materiales y equipos a utilizar.



Verificar que el personal cuente con todos los implementos de seguridad necesarios para esta actividad y en perfectas condiciones.

Página | 120

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Probar todos los equipos antes de ser utilizados, para asegurar su eficacia.

2) Señalización: 

Colocar las señales de aviso y protección de la zona de trabajo, equipos en trabajo e identificar al ejecutor de los trabajos.



Dentro de la zona señalizada deben colocarse todas las herramientas y equipos.



No iniciar las tareas sin antes delimitar y proteger completamente la zona de trabajo.

3) Coordinación: 

Realizar las respectivas coordinaciones con el Centro de Control.



Retirar de la zona de trabajo a las personas ajenas.



Toda maniobra deberá de coordinarse con el centro de Control.



Verificar el correcto funcionamiento de los equipos de comunicación.

4) Ejecución: 

El operador de la central hidroeléctrica hará las coordinaciones correspondientes con el centro de control de operación para la puesta en funcionamiento y en paralelo de la central.



El operador debe coordinar con el tomero y tacero para el ingreso y regulación de agua hasta la cámara de carga y tubería de presión.



El operador debe revisar la parte mecánica y eléctrica para evitar mala operación.



Cuando esta llena la tubería de presión se procede abrir la válvula de purga, para limpiar los materiales sedimentados dentro de la tubería.



Se procede a apertura la válvula de by pass para compensar la presión en ambos lados de la válvula principal.



Se procede a aperturar la válvula principal y sistema distribuidor de agua y control con el regulador de velocidad de la turbina hasta lograr su velocidad nominal.



velocidad de la turbina hasta lograr su velocidad nominal.



se realizan las inspecciones minuciosas al funcionamiento normal del sistema de refrigeración y lubricación de los cojinetes, así mismo al nivel de aceite, lubricación correcta de los rodamientos, etc. Página | 121

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 

Con el grupo funcionando en su velocidad nominal, se procede a excitar el generador hasta conseguir la tensión nominal ó calibrada.



NOTA: Si es un sistema aislado con un solo grupo se cierra el interruptor y se incrementa la potencia según la carga de alimento en ese instante.



Activar el sincronoscópio del tablero e igualar la tensión y frecuencia a la de la barra.



Al llegar a una sincronización correcta (iguales tensiones, iguales frecuencias, sentido positivo u horario de giro) se activa o cierra el interruptor del grupo.



El operador regula la apertura del sistema distribuidor de agua para incrementar a la potencia deseada (sistema aislado = carga, sistema conectado al SINAC = Disponibilidad de agua ó nominal)



Se coordina con tomero y tacero para ver la cantidad de caudal existente en el rebose y tomando como dato esto se aumenta o disminuye la carga.



El operador comunica al centro de control, afirmando el funcionamiento correcto, ingreso en paralelo normal del grupo.

PUESTA EN PARALELO DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA CON EL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA (SEP) 1) DEFINICION: En la generación de energía eléctrica el uso de generadores es la parte principal de todo el proceso, hasta cierto punto se podría decir que es el corazón del proceso de generación. Se conocen diferentes conexiones prácticas muy usadas en la actualidad pero la más confiable y recomendada es el paralelo de generadores para tener un control más preciso de la energía generada así mismo como para mejorar su confiabilidad en caso de falla.

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CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 2)

CONDICIONES PARA ACOPLAMIENTO EN PARALELO DE GENERADORES:

Si el interruptor se cierra de manera arbitraria en cualquier momento, es posible que los generadores se dañen severamente y que la carga pierda potencia. Si los voltajes no son exactamente iguales en cada uno de los generadores que se conectan juntos, habrá un flujo de corriente muy grande cuando se cierre el interruptor. Para evitar este problema, cada una de las tres fases debe tener exactamente la misma magnitud de voltaje y ángulo de fase que el conductor al que se conectara. En otras palabras, el voltaje de fase a debe ser exactamente igual al voltaje en la fase a" y así en forma sucesiva para las fases b-b` y c-c`. Para lograr esto se deben cumplir las siguientes condiciones de puesta en paralelo:  

Deben de ser iguales los voltajes de línea rms. Los dos generadores deben tener la misma secuencia de fase.



Los ángulos de fase de las dos fases deben de ser iguales.



Igualdad de secuencia, los diagramas vectoriales deben girar en el mismo sentido.

Fig.1 Acople en paralelo de generadores 3) sincronoscopio: Es un instrumento destinado a indicar cuando dos tensiones alternas o dos sistemas de tensiones polifásicas alternas tienen la misma frecuencia y están en fase. La generación de energía eléctrica implica el que una central desde que se inicia a la producción energética no puede suministrar al momento energía a la red por diversas causas. La primera de ellas es que dependiendo del tipo de central como puede ser una térmica convencional o una nuclear necesita por lo menos un período entre 1 y 2 días para funcionar a plena potencia. Para que una central empiece a producir energía no basta con que la turbina gire y a su vez el eje de esta que va acoplado al alternador se mueva. De hecho cuando esto ocurre el alternador se dice que funciona en isla, es decir genera energía eléctrica pero se queda a la salida del alternador. Para que Página | 123

CENTRALES ELÉCTRICAS II 2015 el alternador produzca energía eléctrica y esa energía fluya por las red, debemos conseguir que las características de generación de dicho alternador que cumplan las siguientes condiciones: a) Que las tensiones de la red y del alternador sean iguales. b)

Que la frecuencia de giro del alternador sea igual a la frecuencia de la red (en nuestro caso 50 Hz).

c)

Que las tensiones estén en fase. Esto quiere decir que el ángulo existente entre cada una de las fases del sistema trifásico de la red y del alternador sea 0º ya que en caso contrario, acoplar un alternador a la red si las tensiones no pulsan en fase podría provocar un cortocircuito trayendo consigo consecuencias fatales.

d) Que las tensiones de la red y del alternador sean iguales. e)

Que la frecuencia de giro del alternador sea igual a la frecuencia de la red (en nuestro caso 50 Hz).

f)

Que las tensiones estén en fase. Esto quiere decir que el ángulo existente entre cada una de las fases del sistema trifásico de la red y del alternador sea 0º ya que en caso contrario, acoplar un alternador a la red si las tensiones no pulsan en fase podría provocar un cortocircuito trayendo consigo consecuencias fatales.

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Para conseguir acoplar el alternador a la red sin que se produzca ningún problema de este tipo se utiliza lo que se conoce como sin-cronoscopio. Esto nos garantiza que las tensiones estén en sincronismo. Existen tres tipos de sin-cronoscopios, cada uno de ellos posee sus peculiaridades y ventajas. Estos son: • El de lámparas apagadas. • El de lámparas encendidas. • El mixto. • De aguja Todos tienen en común que son 3 lámparas una para cada fase en la que la única diferencia es la conexión de las mismas. Dependiendo del sin-cronoscopio a utilizar, observaremos que las luminosidades de las luces varían o sigue un sentido de giro.

En el caso del mixto dependiendo de su conexión, cuando una de las lámparas está totalmente apagada (la asociada a la primera fase) y el resto de las dos lucen con la misma luminosidad es el momento en el que podemos cerrar el interruptor para que el

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alternador se acople a la red ya que en dicho momento las tensiones tanto de este como de la red están en fase. En el caso del de aguja su constitución y funcionamiento es tal que la aguja se desplazará hacia donde se esté produciendo el desfase. Si la aguja gira hacia la derecha (hacia la posición Fast) la velocidad del generador entrante es ligeramente superior a la del que se está conectando a las barras. A medida que se acerquen a estar en fase, la aguja girará más lentamente.

INSTITUCIONES NORMATIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 14.1.

DEFINICION:

La Dirección General de Electricidad es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad; proponer y/o expedir, según Página | 126

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sea el caso, la normatividad necesaria del Subsector Electricidad; promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y, coadyuvar a ejercer el rol concedente a nombre del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas. Está a cargo del Director General de Electricidad, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

Las operaciones del sector eléctrico Peruano, están fundamentadas en el marco de la ley Nº25844 Ley de concesiones eléctricas del Perú (LCE). Promulgada el 19 de noviembre de 1992bajo decreto supremo Nº009-93-EM. La presente Ley, ha permitido llevar a cabo una reforma cuyo balance es, sin duda, positivo para el país, toda vez que asegura una oferta eléctrica confiable, el funcionamiento eficiente del Sistema y la aplicación de una tarifa para los consumidores finales que considera el uso óptimo de los recursos energéticos disponibles. La actual normativa del Sector Electricidad, ha permitido al Perú ingresar al Siglo XXI con un Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y un mercado listo para pasar a la siguiente etapa de expansión, uniéndose a los sistemas eléctricos de los países vecinos.

El Ministerio de Energía y Minas, como ente rector del Sector Electricidad, ha asumido el compromiso de continuar el perfeccionamiento del marco normativo, a fin de que el mercado eléctrico sea atendido en forma eficiente y competitiva para contribuir al desarrollo socioeconómico y sostenible del país.

14.2.

INTERRELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO.

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14.3.

INSTITUCIONES Y AGENTES DEL SECTOR ELÉCTRICO:

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MINEM). El Ministerio de Energía y Minas, es el organismo central y rector del Sector Energía y Minas, y forma parte integrante del Poder Ejecutivo. Tiene como finalidad formular y evaluar, en armonía con la política general y los planes del Gobierno, las políticas de alcance nacional en materia del desarrollo sostenible de las actividades minero - energéticas. Así mismo, es la autoridad competente en los asuntos ambientales referidos a las actividades minero - energéticas. Como también el objetivo de promover el desarrollo integral de las actividades minero - energéticas, normando, fiscalizando y/o supervisando, según sea el caso, su cumplimiento; cautelando el uso racional de los recursos naturales en armonía con el medio ambiente.

FUNCIONES PRINCIPALES: 

Ejecutar y evaluar el inventario de los recursos mineros y energéticos del país.



Orientar y fomentar la investigación científica y tecnológica en el ámbito de su competencia.

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

Coordinar y promover la asistencia técnica en electricidad, hidrocarburos y minería.



Otorgar, en nombre del Estado, concesiones y celebrar contratos, según corresponda, para el desarrollo de las actividades minero - energéticas de conformidad con la legislación sobre la materia.



Otras funciones que le asignen las leyes vinculadas a la finalidad del Ministerio.



Formular y aprobar los Planes Referenciales, los Planes de Desarrollo Sectorial y los Planes Estratégicos Sectoriales e Institucionales en el ámbito de su competencia.



Ser la autoridad ambiental competente para las actividades minero – energéticas.

DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD (DGE). La Dirección General de Electricidad es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad; proponer y/o expedir, según sea el caso, la normatividad necesaria del Subsector Electricidad; promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y, coadyuvar a ejercer el rol concedente a nombre del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas. Está a cargo del Director General de Electricidad, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía. FUNCIONES PRINCIPALES: 

Proponer la política del Subsector Electricidad en concordancia con las políticas de desarrollo sectorial.



Participar en la elaboración y evaluación del Plan Referencial de Electricidad, Plan Referencial de Energía, Plan de Desarrollo de Electricidad y el Plan Sectorial de Desarrollo Energético.



Promocionar las inversiones y el desarrollo sostenible de la tecnificación en el Subsector Electricidad.



Formular y proponer las normas técnicas y legales relacionadas al Subsector Electricidad, promoviendo su desarrollo sostenible.



Coordinar con los Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y otras entidades públicas y privadas, los asuntos relacionados con el desarrollo sostenible de las actividades del Subsector Electricidad.

OSINERGMIN. Página | 129

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Es el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, es una institución pública encargada de regular y supervisar que las empresas del sector eléctrico, hidrocarburos y minero cumplan las disposiciones legales de las actividades que desarrollan. Se creó el 31 de diciembre de 1996, mediante la Ley N° 26734, bajo el nombre de OSINERG. Inició el ejercicio de sus funciones el 15 de octubre de 1997, supervisando que las empresas eléctricas y de hidrocarburos brinden un servicio permanente, seguro y de calidad.

OSINERGMIN tiene personería jurídica de derecho público interno y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera. Las labores de regulación y supervisión de esta institución se rigen por criterios técnicos, de esta manera contribuye con el desarrollo energético del país y la protección de los intereses de la población.

FUNCIONES PRINCIPALES: Supervisión, regulación, fiscalización y sanción, normativa, solución de reclamos en segunda instancia administrativa y solución de controversias. Funciones específicas referidas al sector eléctrico. 

Fiscalización de electricidad.



Regulación tarifaria.

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES). El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. Está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes. Su finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo El COES reúne los esfuerzos de las principales empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como de los grandes usuarios libres, contribuyendo a través de su labor al desarrollo y bienestar del país.

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FUNCIÓN DEL COES:

INDECOPI: Comisión de libre competencia del Instituto de Defensa de la Competencia y la Propiedad Intelectual, las operaciones de concentración que involucren, directa o indirectamente a empresas que desarrollan actividades de generación y/o transmisión y/o distribución de la energía eléctrica que posean, previa o posteriormente un porcentaje igual o mayor al 15% del mercado en casos de concesiones de tipo y 5% del mercado en los casos de concentraciones de tipo vertical. PRINCIPALES NORMAS: La Dirección General de Electricidad es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad; proponer y/o expedir, según sea el caso, la normatividad necesaria del Subsector Electricidad. Como se mencionó, el Sector Eléctrico Peruano, se encuentra regulado por la ley de Concesiones Eléctricos (Decreto de Ley Nª 25844). Mediante esta ley se establecieron normas para poder desarrollar las diferentes actividades eléctricas como, la generación, transición y distribución de la energía eléctrica, todo ello para poder abastecer de energía eléctrica de una manera confiable, más económico, seguro y de buena calidad. LEY DE CONCESIONES:

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Artículo 1º. - Las disposiciones de la presente Ley norman lo referente a las actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. El Ministerio de Energía y Minas y el OSINERG, en representación del Estado, son los encargados de velar por el cumplimiento de la presente Ley, quienes podrán delegar en parte las facultades conferidas. Las actividades de generación, transmisión y distribución podrán ser desarrolladas por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. Las personas jurídicas deberán estar constituidas con arreglo a las leyes peruanas.

Principales normas: 

Decreto Ley N° 25844Ley de Concesiones Eléctricas. (p. 19/11/1992).



Decreto Supremo N° 009-93-EMReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. (p.25/02/1993).



Decreto Supremo N° 020-97-EMNorma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. (p. 11/10/1997).



Ley N° 26876Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico. (p. 19/11/1997).



Decreto Supremo N° 017-98-ITINCIReglamento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico. (p. 16/10/1998).



Ley N° 27345Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía (p. 08/09/2000).



Decreto Supremo N° 049-2005-EMReglamento de Importación y Exportación de Electricidad. (p. 24/11/2005).



Decreto Supremo N°

037-2006-EMReglamento de Cogeneración. (p.

07/07/2006). 

Decreto

Supremo

Nº

027-2007-EMReglamento

de

Transmisión.

(p.

17/05/2007). 

Decreto Supremo N° 001-2008-EMReglamento de la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832. (p. 05/01/2008).



Decreto Supremo Nº 011-2012-EMReglamento Interno para la Aplicación de la Decisión 757 de la CAN (p. 06/05/2012).



Decreto Supremo Nº 027-2011-EMReglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad (p.11/06/2011) (Entrará en vigencia 01/01/2014).

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BIBLIOGRAFIA: 1. Buchhold – Happoldt: Centrales y Redes Electricas. Editorial Labor. Barcelona,1974. 2. Cortez, M.: Centrales elctricas. C.P.D.A., E.T.S.I.I, Barcelona,1980. 3. Hasse, P., Wiesinger, J.: Handbuch furn Blitzschutz und Erdung. VDE-Verlag. Berlin, 1982. 4. Enrriquez ,Gilberto H. “ELEMENTOS DE CENTRALES ELECTRICAS II”.Preediccion, Mexico, Limusa, 1995. 5. RAUL, Jose M , “Diseño de substaciones eléctricas”.2da Ed.,Mexico, UNAM,Facultad de ingeniería. 2000. 6. De, U. D. E. E. (2007). Sistemas de protección, 1–31. 7. El, D. E. G., Rel, C. M., & Multifuncionales, M. (2008). Escuela politécnica nacional. 8. Indice, V. A. L. (n.d.). Código numérico para esquemas eléctricos. 9. SEIN, D. E. L., & Sein, D. E. L. (2005). CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION. 10. VIQUEIRA, Jacinto, L. “Redes Eléctricas” Tomo I. México, UNAM, Facultad de Ingeniería, 2004, p. 12

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ANEXOS: DIAGRAMA DE SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA

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