´ INSTITUTO DE INGENIER´IA ELECTRICA IIE ´ UNIVERSIDAD DE LA REPUBLICA UDELAR DEPARTAMENTO DE POTENCIA DP

Estudio de la instalaci´ on y conectividad de un Parque E´olico al SIN, y evaluaci´ on del nivel de emisi´on de flicker en presencia de “flicker background” POR Adri´an Arriondo - 4.523.518-5 Mart´ın S´anchez - 4.588.793-6 Mart´ın Escanda - 4.564.636-2

PROYECTO DE FIN DE CARRERA PRESENTADO COMO REQUISITO ´ PARCIAL PARA OPTAR AL T´ITULO DE INGENIERO ELECTRICO PERFIL POTENCIA

MONTEVIDEO, URUGUAY

ABRIL 2016

Estudio de la instalaci´ on y conectividad de un Parque E´olico al SIN, y evaluaci´ on del nivel de emisi´on de flicker en presencia de “flicker background”

POR Adri´an Arriondo - 4.523.518-5 Mart´ın Escanda - 4.564.636-2 Mart´ın S´anchez - 4.588.793-6

ABRIL 2016

´ EVALUADOR: COMITE

Virginia Echinope

Ignacio Afonso

Mario Vignolo

Andr´es Cardozo

ACEPTADO:

Dr. Ing. El´ectrico Mario Vignolo Jefe del Departamento de Potencia en el Instituto de Ingenier´ıa El´ectrica (IIE) Facultad de Ingenier´ıa - Universidad de la Rep´ ublica

MSc. Ing. El´ectrico Perfil Potencia Andr´es Cardozo Asistente del Departamento de Potencia en el Instituto de Ingenier´ıa El´ectrica (IIE) Facultad de Ingenier´ıa - Universidad de la Rep´ ublica

RESUMEN Como ya es de conocimiento, el sector de la energ´ıa el´ectrica en Uruguay durante la mayor parte de su historia se ha caracterizado por una estructura de generaci´on basada en sus centrales hidroel´ectricas y t´ermicas. Si bien el sistema interconectado con los pa´ıses vecinos ha permitido la compra de energ´ıa a la regi´on, la escasa diversificaci´on de la matriz energ´etica vuelve al sistema altamente dependiente de los recursos h´ıdricos y de los combustibles f´osiles. Tal es as´ı que, con el objetivo de tener una mayor independencia en cuanto a la generaci´on de energ´ıa, se ha apuntado a diversificar la matriz energ´etica, y a incorporar otras fuentes de generaci´on fundamentalmente de car´acter renovable. De esta manera, surge el inter´es sobre la elaboraci´on de un proyecto de ingenier´ıa fundamentado en optimizar la calidad de energ´ıa e´olica, en el marco de un requisito acad´emico de la Facultad de Ingenier´ıa de la Universidad de la Rep´ ublica, que cuenta en su curr´ıcula de grado de la carrera de Ingenier´ıa El´ectrica del Departamento de Potencia, la realizaci´on de un proyecto que busque integrar todos los conocimientos adquiridos. Resumidamente, mediante este documento se pretende estudiar y comparar las instalaciones el´ectricas de algunos de los parques e´olicos actualmente operativos en el Uruguay, as´ı como realizar el estudio exhaustivo de un componente fundamental de la instalaci´on como lo son las Celdas de Media Tensi´on, y fundamentalmente evaluar el nivel de emisi´on de flicker en parques e´olicos en presencia de “flicker background” (con especial ´enfasis y como parte de evaluaci´on del impacto en la compatibilidad electromagn´etica). Dada la alta penetraci´on de la energ´ıa e´olica en la matriz energ´etica nacional, resulta relevante realizar una revisi´on de algunos de los criterios utilizados en el dise˜ no de las instalaciones el´ectricas de parques e´olicos, en la selecci´on de los componentes utilizados en dicha instalaci´on y en los estudios de conectividad que deben realizarse de forma previa y posterior a la conexi´on del parque con la red. De esta manera, se contribuye por un lado a determinar caracter´ısticas comunes de las instalaciones el´ectricas a fin de identificar fortalezas y oportunidades de mejora que impacten en las pol´ıticas de mantenimiento a futuro. Y por otro, se verifica al menos en alg´ un aspecto, si los requisitos exigidos a los parques e´olicos en cuanto a compatibilidad electromagn´etica son adecuados en el sentido de si efectivamente limitan de manera razonable las emisiones de perturbaciones a la red el´ectrica.

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AGRADECIMIENTOS Aprovechamos este espacio de modo que sirva para expresar nuestro profundo y sincero agradecimiento a todas aquellas personas que con su ayuda han colaborado en la realizaci´on del presente trabajo, en especial al MSc. Ing. Andr´es Cardozo, tutor de esta investigaci´on, por la orientaci´on, el seguimiento y la supervisi´on contin´ ua de la misma, pero sobre todo por la motivaci´on y el apoyo recibido a lo largo del a˜ no. Especial reconocimiento merece el inter´es mostrado por el trabajo y las sugerencias recibidas del Dr. Ing. Mario Vignolo, Jefe - Departamento de Potencia en el Instituto de Ingenier´ıa El´ectrica (IIE), Facultad de Ingenier´ıa Universidad de la Rep´ ublica. Tambi´en nos gustar´ıa agradecer la ayuda recibida de las empresas tanto privadas como p´ ublicas que se encargaron de brindarnos informaci´on a lo largo del mismo sin problema alguno. Nos gustar´ıa hacer extensiva nuestra gratitud a nuestros compa˜ neros del Departamento de Potencia del Instituto de Ingenier´ıa El´ectrica, y un especial agradecimiento merece la comprensi´on, paciencia y el ´animo recibido de nuestras familias y amigos a lo largo de toda la carrera. A todos ellos, muchas gracias.

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DEDICATORIA La presente tesis es dedicada especialmente a nuestra familia que gracias a su apoyo se pudo concluir con la carrera y cumplir con los objetivos como personas y estudiantes. Por otra parte, es dedicada con especial ´enfasis a los tutores Andr´es Cardozo y Mario Vignolo, los cuales brindaron su apoyo a lo largo de la misma, y a los docentes que nos formaron como estudiantes y futuros profesionales.

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´Indice general 1. Introducci´ on 1.1. Aerogeneradores - Producci´on y obtenci´on de energ´ıa . . 1.1.1. Tecnolog´ıas existentes de aerogeneradores . . . . . 1.1.1.1. Tecnolog´ıa Tipo 3 o DFIG . . . . . . . . 1.1.1.2. Tecnolog´ıa Tipo 4 o Full Converter (FC) 1.1.1.3. Comparaci´on de tecnolog´ıas . . . . . . . 1.2. Ventajas y desventajas de la energ´ıa e´olica . . . . . . . . 1.3. La energ´ıa e´olica en el Uruguay . . . . . . . . . . . . . . 1.4. Desarrollo del problema . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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2. Celdas en Media Tensi´ on 2.1. Clasificaci´on General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.1. Seg´ un tipo de envolvente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.2. Seg´ un tipo de instalaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.3. Seg´ un tipo de medio aislante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.4. Seg´ un tipo de medio de corte . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.5. Seg´ un tipo de compartimentaci´on interna . . . . . . . . . . . . 2.1.6. Seg´ un accesibilidad y continuidad de servicio . . . . . . . . . . 2.2. Funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3. Seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3.1. Protecci´on contra contactos el´ectricos . . . . . . . . . . . . . . 2.3.2. Protecci´on ante arcos el´ectricos internos . . . . . . . . . . . . 2.3.3. Enclavamientos e interbloqueos . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4. Se˜ nalizaciones e indicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5. Ensayos de puesta en servicio y mantenimiento . . . . . . . . . . . . . 2.5.1. Verificaciones luego del montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.2. Medida de resistencia de aislaci´on de celdas y sus componentes 2.5.3. Ensayos funcionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.4. Ensayos de se˜ nalizaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.5. Verificaci´on de los Enclavamientos . . . . . . . . . . . . . . . . 2.6. Estudio de una celda de media tensi´on particular . . . . . . . . . . . 2.6.1. Descripci´on b´asica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.6.2. Descripci´on de la aparamenta . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.6.2.1. Interruptor autom´atico . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.6.2.2. Seccionador de 3 posiciones . . . . . . . . . . . . . . 2.6.2.3. Transformadores de tensi´on y corriente . . . . . . . .

11 11 12 12 12 12 13 13 14 14 14 17 17 19 20 20 20 21 22 22 22 22 25 25 27 27

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´INDICE GENERAL 3. An´ alisis de distintos parques e´ olicos 3.1. Parques e´olicos estudiados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.1. Caracter´ısticas principales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.2. Descripci´on general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.3. Ventajas y desventajas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2. Recomendaciones sobre la planificaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3. Operaci´on y mantenimiento en cables . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.1. Ensayos el´ectricos en cables . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.1.1. Ensayo de tensi´on resistida en very low frequency (VLF 0,1 Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.1.2. Ensayo/mapa de descargas parciales . . . . . . . . 3.3.1.3. Ensayo de tangente de delta o factor de disipaci´on 3.3.1.4. Reflectometr´ıa diferencial de conductores . . . . . . 3.3.1.5. Ensayo de integridad de la cubierta exterior . . . . 4. Flicker 4.1. Origen de las variaciones en la calidad de energ´ıa . . . . . . . . . . 4.2. Variaciones de frecuencia de la tensi´on . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.1. Equilibrio de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.2. Control potencia-frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.2.1. Spinning Reserve - “Reserva giratoria” . . . . . . . 4.2.2.2. Elecci´on de la potencia de ajuste PSET . . . . . . . 4.2.2.3. Intercambio de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.3. Ejemplos de variaciones reales de frecuencia . . . . . . . . . 4.3. Variaciones de magnitud de la tensi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.1. Efecto de las variaciones de tensi´on en los equipos . . . . . . 4.3.2. C´alculo de la variaci´on de magnitud de la tensi´on y su relaci´on con el flujo de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.2.1. Expresiones aproximadas . . . . . . . . . . . . . . 4.3.2.2. Ca´ıda de tensi´on a lo largo de un cable alimentador 4.3.3. M´etodos de control de tensi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.4. Descripci´on anal´ıtica de las fluctuaciones de tensi´on . . . . . 4.3.5. La Variaci´on Relativa de Tensi´on . . . . . . . . . . . . . . . 4.4. Curvas de tolerancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5. Percepci´on de fluctuaciones de la luz . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5.1. La curva de flicker o flickercurve . . . . . . . . . . . . . . . 4.6. Medidor de flicker seg´ un la norma IEC 61000-4-15 . . . . . . . . . 4.6.1. Diagrama de Bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6.1.1. Transformador de entrada . . . . . . . . . . . . . . 4.6.1.2. Bloque 1, Adaptaci´on de la tensi´on de entrada y circuito de chequeo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6.1.3. Bloque 2, Demodula . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6.1.4. Bloque 3, Simulaci´on del ojo . . . . . . . . . . . . . 4.6.1.5. Bloque 4, Simulaci´on del cerebro . . . . . . . . . . 4.6.1.6. Bloque 5, An´alisis estad´ıstico . . . . . . . . . . . . 4.7. Interpretaci´on del procesado estad´ıstico . . . . . . . . . . . . . . . 4.8. Caracterizaci´on de la respuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9. Especificaci´on del medidor de flicker . . . . . . . . . . . . . . . . . MAADMA - IIE - UDELAR

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30 30 30 31 32 37 38 39

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39 40 41 42 43

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45 46 46 46 47 49 50 50 51 51 52

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53 55 56 58 59 60 62 63 64 64 65 67

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68 68 74 75 76 81 83 84 vii

´INDICE GENERAL 4.9.1. Respuesta y exactitud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9.2. Ensayos al medidor de flicker . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9.2.1. Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9.2.2. Variaciones de tensi´on sinusoidales y rectangulares 4.9.2.3. Variaciones de tensi´on rectangulares y ensayo de rendimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9.2.4. Requisitos ambientales y otros . . . . . . . . . . . . 5. Propagaci´ on del flicker por la red 5.1. L´ımites de emisi´on en instalaciones de MT, AT y EAT . . . . . . . 5.2. Conceptos b´asicos de CEM relacionados con las fluctuaciones de tensi´on. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.1. Niveles de compatibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.2. Niveles de planificaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.3. Ilustraci´on de los conceptos de CEM . . . . . . . . . . . . . 5.3. Niveles de emisi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1. Principios generales para el establecimiento de los l´ımites de emisi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1.1. Etapa 1: Evaluaci´on simplificada de la emisi´on . . . 5.3.1.2. Etapa 2: L´ımites de emisi´on en relaci´on a las caracter´ısticas reales del sistema . . . . . . . . . . . . . 5.3.1.3. Etapa 3: Aceptaci´on de niveles de emisi´on m´as altos de manera condicional . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1.4. Responsabilidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4. Directrices generales para la evaluaci´on de los niveles de emisi´on . 5.4.1. Punto de evaluaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.2. Definici´on del nivel de emisi´on de flicker . . . . . . . . . . . 5.4.2.1. Evaluaci´on de los niveles de emisi´on de flicker . . . 5.4.2.2. Potencia de cortocircuito del sistema o impedancia declaradas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.2.3. Pautas generales para la evaluaci´on de la impedancia declarada del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5. Ley sumatoria general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6. L´ımites de emisi´on para instalaciones fluctuantes conectadas a redes de MT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6.1. Etapa 1: Evaluaci´on simplificada de la emisi´on . . . . . . . 5.6.2. Etapa 2: L´ımites de emisi´on en relaci´on con las caracter´ısticas reales del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6.3. Etapa 3: Aceptaci´on de altos niveles de emisi´on de manera condicional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6.4. Diagrama del procedimiento de evaluaci´on . . . . . . . . . . 5.7. L´ımites de emisi´on para instalaciones fluctuantes conectadas a sistemas de AT o EAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.7.1. Etapa 1: Evaluaci´on simplificada de la emisi´on . . . . . . . 5.7.2. Etapa 2: L´ımites de emisi´on en relaci´on con las caracter´ısticas reales del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.7.3. Etapa 3: Aceptaci´on de altos niveles de emisi´on de manera condicional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . viii

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´INDICE GENERAL 5.8. Variaciones r´apidas de tensi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.9. Curvas Pst = 1 y datos num´ericos para aplicaciones en 230V y 120V 5.9.1. Reasignaci´on de contribuciones globales y niveles de planificaci´on considerando los coeficientes de transferencia . . . . . . 5.9.1.1. C´alculo de contribuciones globales utilizando los coeficientes de transferencia . . . . . . . . . . . . . . 5.9.1.2. Utilizaci´on de los coeficientes de transferencia para recuperar y reasignar las contribuciones de las emisiones no utilizadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.9.1.3. Reasignaci´on entre niveles de tensi´on de las contribuciones de emisi´on no utilizadas . . . . . . . . . .

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6. Requerimientos exigidos y emisi´ on de flicker de parques e´ olicos 6.1. Requerimientos de flicker seg´ un pa´ıses . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2. Emisi´on de flicker causada por aerogeneradores en la red uruguaya . 6.2.1. Potencia de cortocircuito en la red de 150 kV . . . . . . . . 6.2.2. Comparaci´on entre tecnolog´ıas . . . . . . . . . . . . . . . . .

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7. Metodolog´ıa para la medici´ on de flicker en un sistema de turbinas e´ olicas seg´ un norma IEC 61400-21 123 7.1. Evaluaci´on de calidad de la Energ´ıa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 7.1.1. Fluctuaci´on de tensi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 7.1.2. Modelo para estimaci´on de ´ındices de severidad de flicker en el PCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 8. Evaluaci´ on de la calidad de energ´ıa de parques e´ olicos operativos en Uruguay 128 8.1. Consideraciones previas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 8.1.1. Mapa E´olico de Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 8.1.2. L´ımites de emisi´on de flicker en el SIN . . . . . . . . . . . . . 128 8.2. Evaluaci´on te´orica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 8.2.1. Severidad de flicker en r´egimen de operaci´on continua . . . . . 130 8.2.2. Severidad de flicker en r´egimen de operaci´on de conmutaci´on . 131 8.3. Evaluaci´on pr´actica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 8.3.1. Mediciones sin generaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 8.3.2. Mediciones con generaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 8.3.3. Verificaci´on del cumplimiento de los l´ımites de emisi´on . . . . 134 9. Conclusiones

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A. Respuesta normalizada del medidor de flicker

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B. Evaluaci´ on de la emisi´ on de flicker de aerogeneradores seg´ un norma IEC 61400-21 144 B.1. Red Ficticia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 B.2. Evaluaci´on de la emisi´on de flicker de un aerogenerador bajo operaci´on continua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 B.2.1. Procedimiento del ensayo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 MAADMA - IIE - UDELAR

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´INDICE GENERAL C. Planos de los parques e´ olicos estudiados en el cap´ıtulo 3

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Bibliograf´ıa

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Cap´ıtulo 1 Introducci´ on La energ´ıa e´olica es la energ´ıa obtenida a partir del viento, es decir, la energ´ıa cin´etica generada por efecto de las corrientes de aire, y que es convertida en otras formas u ´tiles de energ´ıa para las actividades humanas. En la actualidad, la energ´ıa e´olica es utilizada principalmente para producir electricidad mediante aerogeneradores conectados a las grandes redes de distribuci´on y transmisi´on de energ´ıa el´ectrica. Los parques e´olicos construidos en tierra suponen una fuente de energ´ıa cada vez m´as barata y competitiva, e incluso m´as barata en muchas regiones que otras fuentes de energ´ıa convencionales. Peque˜ nas instalaciones e´olicas pueden, por ejemplo, proporcionar electricidad en regiones remotas y aisladas que no tienen acceso a la red el´ectrica, al igual que la energ´ıa solar fotovoltaica. El auge de la energ´ıa e´olica ha provocado tambi´en la planificaci´on y construcci´on de parques e´olicos marinos, a menudo conocidos como parques e´olicos offshore por su nombre en ingl´es, situados cerca de las costas. La energ´ıa del viento es m´as estable y fuerte en el mar que en tierra, y los parques e´olicos marinos tienen un impacto visual menor, sin embargo, sus costes de construcci´on y mantenimiento son considerablemente mayores [47]. La energ´ıa e´olica es un recurso abundante, renovable y limpio que ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al reemplazar fuentes de energ´ıa a base de combustibles f´osiles. El impacto ambiental de este tipo de energ´ıa es adem´as, generalmente, menos problem´atico que el de otras fuentes de energ´ıa. La energ´ıa del viento es bastante estable y predecible a escala anual, aunque presenta variaciones significativas a escalas de tiempo menores. Al incrementarse la proporci´on de energ´ıa e´olica producida en una determinada regi´on o pa´ıs, se hace imprescindible establecer una serie de mejoras en la red el´ectrica local. Diversas t´ecnicas de control energ´etico, como una mayor capacidad de almacenamiento de energ´ıa, una distribuci´on geogr´afica amplia de los aerogeneradores, la disponibilidad de fuentes de energ´ıa de respaldo, la posibilidad de exportar o importar energ´ıa a regiones vecinas o la reducci´on de la demanda cuando la producci´on e´olica es menor, pueden ayudar a mitigar en gran medida estos problemas. Adicionalmente,

´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION la predicci´on meteorol´ogica permite a los gestores de la red el´ectrica estar preparados frente a las previsibles variaciones en la producci´on e´olica que puedan tener lugar a corto plazo.

1.1.

Aerogeneradores - Producci´ on y obtenci´ on de energ´ıa

La energ´ıa del viento est´a relacionada con el movimiento de las masas de aire que se desplazan desde zonas de alta presi´on atmosf´erica hacia zonas adyacentes de menor presi´on, con velocidades proporcionales al gradiente de presi´on. Los vientos se generan a causa del calentamiento no uniforme de la superficie terrestre debido a la radiaci´on solar; entre el 1 y el 2 % de la energ´ıa proveniente del Sol se convierte en viento [39]. Durante el d´ıa, los continentes transfieren una mayor cantidad de energ´ıa solar al aire que las masas de agua, haciendo que ´este se caliente y se expanda, por lo que se vuelve menos denso y se eleva. El aire m´as fr´ıo y pesado que proviene de los mares, oc´eanos y grandes lagos se pone en movimiento para ocupar el lugar dejado por el aire caliente. Para poder aprovechar la energ´ıa e´olica es importante conocer las variaciones diurnas y nocturnas y estacionales de los vientos, la variaci´on de la velocidad del viento con la altura sobre el suelo, la entidad de las r´afagas en espacios de tiempo breves, la direcci´on del viento, y los valores m´aximos ocurridos en series hist´oricas de datos con una duraci´on m´ınima de 20 a˜ nos. Para poder utilizar la energ´ıa del viento, es necesario que ´este alcance una velocidad m´ınima que depende del aerogenerador que se vaya a utilizar pero que suele empezar entre los 3 m/s (10 km/h) y los 4 m/s (14, 4 km/h), velocidad llamada “cut-in speed”, y que no supere los 25 m/s (90 km/h), velocidad llamada “cut-out speed”. La energ´ıa del viento se aprovecha mediante el uso de m´aquinas e´olicas o aeromotores capaces de transformar la energ´ıa e´olica en energ´ıa mec´anica de rotaci´on utilizable, ya sea para accionar directamente las m´aquinas operatrices o para la producci´on de energ´ıa el´ectrica. En este u ´ltimo caso, el m´as ampliamente utilizado en la actualidad, el sistema de conversi´on (que comprende un generador el´ectrico con sus sistemas de control y de conexi´on a la red) es conocido como aerogenerador. En ´estos, la energ´ıa e´olica mueve una h´elice y mediante un sistema mec´anico se hace girar el rotor de un generador, normalmente un alternador que dependiendo del dise˜ no del aerogenerador puede ser s´ıncrono o as´ıncrono, jaula de ardilla o doblemente alimentado, con excitaci´on o con imanes permanentes. Para que su instalaci´on resulte rentable, suelen agruparse en concentraciones denominadas parques e´olicos. Un aerogenerador es una m´aquina que transforma la energ´ıa del viento en energ´ıa el´ectrica. Las m´aquinas movidas por el viento tienen un origen remoto, funcionando las m´as antiguas como molinos. Un aerogenerador est´a conformado, b´asicamente, por dos elementos principales: por un lado, un rotor compuesto por un eje y la o 2

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´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION las palas correspondientes de modo de ser accionado por el viento y, por el otro, un generador que se mueve por arrastre del rotor. Teniendo en cuenta que los generadores el´ectricos normalmente trabajan a unas 1500 r.p.m. de promedio, es necesario intercalar una caja multiplicadora para adecuar las distintas velocidades de trabajo de estos dos elementos. En las m´aquinas peque˜ nas el generador suele ser un alternador conectado directamente al eje de rotaci´on.

Figura 1.1: Aerogenerador el´ectrico. Tal como se aprecia en la figura 1.1, en general, los componentes de un aerogenerador suelen ser los siguientes: La g´ondola contiene los componentes claves del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el generador el´ectrico. El personal de servicio puede entrar en la g´ondola desde la torre de la turbina. A la izquierda de la g´ondola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir, las palas y el buje. El buje del rotor est´a acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador. Las palas del rotor capturan el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un aerogenerador moderno de 2000 kW cada pala mide alrededor de 55 metros de longitud y su dise˜ no es muy parecido al del ala de un avi´on. El eje de baja velocidad del aerogenerador conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador moderno de 600 kW el rotor gira lentamente, desde unas 19 a 30 r.p.m. El eje contiene conductos del sistema hidr´aulico para permitir el funcionamiento de los frenos aerodin´amicos. El eje de alta velocidad gira aproximadamente a 1500 r.p.m., lo que permite el funcionamiento del generador el´ectrico de manera m´as eficiente. Est´a equipado con un freno de disco mec´anico de emergencia. El freno mec´anico se utiliza en caso de fallo del freno aerodin´amico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina. MAADMA - IIE - UDELAR

3

´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION El multiplicador tiene a su izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta velocidad que est´a a su derecha gire 50 veces m´as r´apidamente que el eje de baja velocidad. El generador el´ectrico puede ser s´ıncrono o as´ıncrono. En un aerogenerador moderno la potencia m´axima suele estar entre 500 y 3000 kW . El mecanismo de orientaci´on es activado por el controlador electr´onico, que vigila la direcci´on del viento utilizando la veleta. La figura 1.1 muestra la orientaci´on de la turbina. Normalmente, la turbina s´olo se orientar´a unos pocos grados cada vez, cuando el viento cambia de direcci´on. El controlador electr´onico tiene un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del aerogenerador y controla el mecanismo de orientaci´on. En caso de cualquier disfunci´on este controlador brinda el aviso correspondiente. El sistema hidr´aulico es utilizado para restaurar los frenos aerodin´amicos del aerogenerador. La unidad de refrigeraci´on contiene un ventilador el´ectrico utilizado para enfriar el generador el´ectrico. Adem´as contiene una unidad de refrigeraci´on empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores enfriados por agua. El anem´ometro y la veleta se utilizan para medir la velocidad y la direcci´on del viento. Las se˜ nales electr´onicas del anem´ometro son utilizadas por el controlador electr´onico del aerogenerador para conectar poner en servicio al mismo cuando el viento alcanza unos 5 m/s. El ordenador frenar´a al aerogenerador autom´aticamente si la velocidad del viento excede los 25 m/s, con el fin de proteger a la turbina y sus alrededores. Las se˜ nales de la veleta son utilizadas por el controlador electr´onico del aerogenerador para girarlo en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientaci´on. La torre del aerogenerador soporta la g´ondola y el rotor. En los grandes aerogeneradores las torres tubulares pueden ser de acero, de celos´ıa o de hormig´on.

1.1.1.

Tecnolog´ıas existentes de aerogeneradores

La norma IEC 61400-1 [19] clasifica los aerogeneradores en cuatro categor´ıas: Tipo 1, Tipo 2, Tipo 3 y Tipo 4. En la actualidad, el mercado se encuentra dominado por las tecnolog´ıas Tipo 3 o DFIG (Doubly Feed Induction Generator ), y Tipo 4 o Full Converter (FC). Los denominados Tipo 1 y 2 se encuentran en desuso. Respecto al n´ umero de m´aquinas instaladas en nuestro pa´ıs, la tecnolog´ıa DFIG presenta una clara superioridad respecto a la FC. Aproximadamente el 65 % de la energ´ıa e´olica es generada por aerogeneradores tipo DFIG [46]. A grandes rasgos puede decirse que, por un lado, se tiene que la tecnolog´ıa DFIG presenta mejores cualidades desde el punto de vista de la calidad de energ´ıa, y por 4

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´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION el otro, se tiene que la tecnolog´ıa FC presenta mayor flexibilidad y capacidad de control a los efectos de mejorar la operaci´on de la red el´ectrica. A continuaci´on se har´a una breve descripci´on de las tecnolog´ıas Tipo 3 y 4, las cuales, como ya se coment´o, actualmente predominan el mercado mundial y en particular el nacional. 1.1.1.1.

Tecnolog´ıa Tipo 3 o DFIG

Los aerogeneradores DFIG tienen una topolog´ıa bastante definida, en el sentido que no presentan demasiadas variantes de un modelo a otro. Este tipo de m´aquinas se basan en un generador de inducci´on con rotor bobinado, el cual se conecta a la red a trav´es de un convertidor “back-to-back”. Dicho convertidor solo maneja un porcentaje relativamente peque˜ no de la potencia nominal de la m´aquina, porcentaje que est´a directamente asociado al rango de velocidades (r.p.m.) en el que el generador puede operar. A modo de ejemplo, un aerogenerador que pueda operar en un rango de velocidades de ± 30 % respecto a la velocidad de sincronismo deber´a poseer un convertidor que sea capaz de manejar una potencia de al menos el 30 % de la potencia nominal del generador. 1.1.1.2.

Tecnolog´ıa Tipo 4 o Full Converter (FC)

Cuando se hace referencia a aerogeneradores Full Converter, se est´a haciendo referencia a un aerogenerador en el cual toda la potencia generada pasa a trav´es de un convertidor de electr´onica de potencia antes de ser inyectada a la red. Este tipo de aerogeneradores pueden estar equipados tanto con generadores de inducci´on como generadores sincr´onicos y pueden contar, o no, con caja multiplicadora. En el caso de los generadores sincr´onicos estos pueden tener rotor bobinado o con imanes permanentes. 1.1.1.3.

Comparaci´ on de tecnolog´ıas

En esta secci´on se pretende realizar una breve comparaci´on de las tecnolog´ıas nombradas anteriormente considerando caracter´ısticas constructivas, de mantenimiento y de funcionamiento, adem´as de ventajas y desventajas de la utilizaci´on de cada una de las tecnolog´ıas. En la tabla 1.1 se puede observar algunas caracter´ısticas, detalladas en [41], que pretenden guiar al lector para comprender la raz´on de los beneficios o desventajas en la utilizaci´on de cada tecnolog´ıa. Por otro lado, la tabla 1.2 detalla las ventajas y desventajas, seg´ un [42], que se desprenden de las caracter´ısticas constructivas de cada tecnolog´ıa.

1.2.

Ventajas y desventajas de la energ´ıa e´ olica

La energ´ıa e´olica presenta todas las ventajas de las fuentes de energ´ıa renovables: Nunca se acabar´a. MAADMA - IIE - UDELAR

5

´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION

Estator Rotor Anillo deslizante y escobillas de carb´ on Caja Multiplicadora Fabricaci´ on

Mantenimiento

Convertidor Capacidad LVRT Potencia Reactiva y capacidad de ajuste Capacidad de conectar y apoyar la red el´ ectrica Velocidades de funcionamiento

Generador e´ olico as´ıncrono DFIG Tipo 3 Mismo estator Rotor Bobinado

Generador e´ olico FC Tipo 4 PM1 Mismo estator Imanes permanentes

Mismo estator Rotor Bobinado

Necesario

No es necesario

Necesario

Necesaria

Necesaria

Necesaria

Proceso de fabricaci´on sencilla del rotor

Proceso de fabricaci´on del rotor de complejidad media

No es necesario el mantenimiento del rotor

Necesario mantenimiento del rotor

Potencia Completa

Potencia Completa

Disponible

Disponible

Disponible

Var´ıa en funci´on de la velocidad del generador

100 % en todo el rango de velocidad

100 % en todo el rango de velocidad

Pobre

Muy Buena

Muy buena

± 30 % de la velocidad de sincronismo

Rango de velocidades completo

Rango de velocidades completo

Complicado proceso para la fabricaci´on de rotor Trabajos de mantenimiento pesado y de alto costo para anillos deslizantes 25 a 30 % de la potencia de salida

Generador e´ olico FC Tipo 4

Tabla 1.1: Comparaci´on de tecnolog´ıas estudiadas de aerogeneradores. No contamina la atm´osfera. Es una fuente de energ´ıa segura y renovable. No produce emisiones en la atm´osfera, ni genera residuos, salvo los de fabricaci´on de los equipos y el aceite de los engranajes. Se trata de instalaciones m´oviles, cuya desmantelaci´on permite recuperar totalmente la zona. Se construye en un tiempo “relativamente corto”. Representa un beneficio econ´omico para los municipios afectados, as´ı como la utilizaci´on de un recurso aut´octono. Su instalaci´on es compatible con otros muchos usos del suelo. Se crean puestos de trabajo. Por otro lado, las fuentes de energ´ıa renovables tambi´en presentan inconvenientes en com´ un: 6

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´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION Ventajas

Tipo 3

Tipo 4 PM

Tipo 4

- Inversi´on inicial es menor

- Se utiliza im´an permanente para el rotor. - No son necesarias bobinas o anillos deslizantes. - No es necesario el mantenimiento del rotor. -Aplicable a generadores de alta, media, y baja velocidad. -Alta eficiencia. -Generador m´as liviano y de menor tama˜ no -Menor fuerza en engranajes. -Salida de energ´ıa anual superior -Aplicable a generadores de alta, media, y baja velocidad. - Alta eficiencia. - Generador liviano y de menor tama˜ no. - Menor fuerza en engranajes. - Salida de energ´ıa anual superior. - Inversi´on inicial menor a FC de imanes permanentes.

Desventajas - Dif´ıcil realizar mantenimiento de rotor, especialmente si ocurren problemas en la bobina del rotor o en el cable de conexi´on del rotor durante la operaci´on de la turbina. -No aplicable a generadores de media velocidad y, de baja velocidad. -Baja eficiencia. -M´as grande y mayor fuerza en engranajes.

- La inversi´on inicial es mayor. - Requiere software de dise˜ no profesional, para la realizaci´on de c´alculos complejos. - Requiere proceso m´as sofisticado.

- La inversi´on inicial es mayor. - Requiere software de dise˜ no profesional, para la realizaci´on de c´alculos complejos. - Requiere proceso m´as sofisticado. - Dif´ıcil realizar mantenimiento de rotor, especialmente si ocurren problemas en la bobina del rotor o en el cable de conexi´on del rotor durante la operaci´on de la turbina.

Tabla 1.2: Ventajas y desventajas de las tecnolog´ıas estudiadas de aerogeneradores.

Dependen de las condiciones atmosf´ericas. El impacto visual; es decir, su instalaci´on genera una alta modificaci´on del paisaje. El impacto sobre la avifauna. Principalmente por el choque de las aves contra las palas, efectos desconocidos sobre modificaci´on de los comportamientos habituales de migraci´on y anidaci´on. El impacto sonoro, es decir el roce de las palas con el aire produce un ruido constante, la casa m´as cercana deber´a estar al menos a 200 metros de distancia seg´ un DINAMA2 . La posibilidad ocupar zonas arqueol´ogicamente interesantes.

1.3.

La energ´ıa e´ olica en el Uruguay

La pol´ıtica energ´etica de Uruguay 2005-2030, comenz´o su discusi´on en el a˜ no 2005, habi´endose aprobado por el Poder Ejecutivo en 2008, y siendo avalada por la Comisi´on Multipartidaria de Energ´ıa, conformada por los partidos pol´ıticos con representaci´on parlamentaria. 2

DINAMA: Direcci´ on Nacional de Medio Ambiente

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7

´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION Dentro de los lineamientos estrat´egicos, se establece para la oferta de energ´ıa la diversificaci´on de fuentes, buscando fomentar las energ´ıas aut´octonas, y en particular las renovables. En este contexto, se defini´o dentro de la Pol´ıtica Energ´etica la meta de incorporar 300 M W de energ´ıa e´olica para 2015, siendo luego revisada en 2012 con el objetivo de instalar 1200 M W para 2015. Dentro de la DNE 3 del MIEM 4 opera el ´area de energ´ıas renovables, con un equipo de trabajo para el fomento de diversas fuentes, entre ellas la energ´ıa e´olica. Como antecedentes, se cita el PEEU 5 , el cual resulta de una iniciativa conjunta del Gobierno Nacional con el PNUD 6 , ejecutado por el MIEM 7 , a trav´es de la DNE 8 , y financiado por el GEF 9 . El PEEU inici´o sus actividades en Julio de 2007, finalizando las mismas en Junio de 2013. El programa tuvo como objetivo crear las condiciones favorables e incentivar el proceso de inserci´on de la energ´ıa e´olica en el pa´ıs desde un abordaje multidisciplinario, de modo de alcanzar el objetivo de contribuir a la mitigaci´on de emisi´on de gases de efecto invernadero. Las a´reas de trabajo abarcaron aspectos de regulaci´on y procedimientos, informaci´on y evaluaci´on del recurso e´olico, aspectos medioambientales, tecnol´ogicos y financieros entre otros. Adem´as se busc´o crear las capacidades t´ecnicas en el pa´ıs tanto a nivel de instituciones p´ ublicas como de desarrolladores privados como potenciales proveedores de la industria e´olica. Se promovi´o una interacci´on entre los principales actores a nivel nacional: el Poder Ejecutivo, las Intendencias Municipales, Ministerios, UTE, la Universidad de la Rep´ ublica, industriales y emprendedores privados; entre otros. En la tabla 1.3 se puede observar la potencia e´olica instalada en nuestro pa´ıs al d´ıa de hoy seg´ un ADME 10 . Cabe aclarar que aqu´ı no se encuentran los parques que a´ un est´an en proceso de incorporaci´on.

1.4.

Desarrollo del problema

El proyecto trata sobre la conectividad de parques e´olicos al SIN 11 . Se pretende profundizar en alg´ un aspecto particular dentro de tres partes fundamentales de un estudio de conectividad: proyecto de la instalaci´on el´ectrica, aseguramiento de la calidad de los componentes de la instalaci´on e impacto de la conexi´on en la CEM12 . 3

Direcci´ on Nacional de Energ´ıa. Ministerio de Industria, Energ´ıa y Miner´ıa. 5 Programa de Energ´ıa E´ olica en Uruguay. 6 Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo. 7 Ministerio de Industria, Energ´ıa y Miner´ıa. 8 Direcci´ on de Energ´ıa. 9 Fondo Global Para el Medio Ambiente. 10 ADME: Administraci´ on del Mercado El´ectrico 11 Sistema Interconectado Nacional. 12 Compatibilidad electromagn´etica, ver secci´on 5.2. 4

8

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´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION

Central Generadora AGROLAND ´ PARQUE EOLICO LOMA ALTA - CENTRAL 1 CARACOLES 1 NUEVO MANANTIAL (CENTRAL 2) CARACOLES 2 ´ PARQUE EOLICO MAGDALENA

´ SANTA FE ´ PARQUE EOLICO MALDONADO CUCHILLA DEL PERALTA 1 ´ PARQUE EOLICO LIBERTAD LUZ DE R´IO JUAN PABLO TERRA LUZ DE MAR LUZ DE LOMA

´ PARQUE EOLICO FLORIDA TALAS DEL MACIEL 2 ´ PARQUE EOLICO ARTILLEROS TALAS DEL MACIEL 1 PERALTA 1 GCEE PERALTA 2 GCEE ´ PARQUE EOLICO ´ 1 CARAPE MELOWIND ´ PARQUE EOLICO ´ CARAPE 2

MALDONADO

NUEVO MANANTIAL S.A.

ROCHA

7,80

UTE

MALDONADO

10,00

2009

6

NUEVO MANANTIAL S.A.

ROCHA

4,00

2009

48

UTE

MALDONADO

10,00

2010

25

KENTILUX S.A.

´ SAN JOSE

17,20

2011

17

FLORIDA

3,6

2012

43

´ SAN JOSE

0,90

2013

30

R DEL SUR S.A.

MALDONADO

50,00

2014

14

PALMATIR S.A.

´ TACUAREMBO

50,00

2014

19

TOGELY COMPANY S.A.

´ SAN JOSE

7,70

2014

29

LUZ DE R´IO S.A. UTE LUZ DE MAR S.A. LUZ DE LOMA S.A. ´ EOLICA ´ GENERACION MINAS S.A. (GEMSA)

FLORIDA ARTIGAS FLORIDA FLORIDA

50,00 67,20 18,00 20,00

2014 2014 2014 2014

30 31 34 34

LAVALLEJA

42,00

2014

37

POLESINE S.A.

FLORIDA

50,00

2014

38

CADONAL S.A.

FLORES

50,00

2015

1

Departamento

ENGRAW EXPORT & IMPORT CO. S.A. LAVADERO DE LANAS BLENGIO S.A.

ENGRAW

MINAS 1

AGROLAND S.A.

Potencia Autorizada (MW) 0,25

Agente Generador

A˜ no de inicio 2008

Semana de inicio 18 29

ROUDAR S.A.

COLONIA

65,10

2015

17

ASTIDEY S.A. AGUA LEGUAS S.A. AGUA LEGUAS S.A.

FLORES ´ TACUAREMBO ´ TACUAREMBO

50,00 50,00 50,00

2015 2015 2015

23 28 31

FINGANO S.A.

MALDONADO

50,00

2015

35

ESTRELLADA S.A.

CERRO LARGO

50,00

2015

35

VENGANO S.A.

MALDONADO

40,00

2015

37

Tabla 1.3: Potencia e´olica en operaci´on. Dada la alta penetraci´on de la energ´ıa e´olica en la matriz energ´etica nacional, resulta relevante realizar una revisi´on de algunos de los criterios utilizados en el dise˜ no de las instalaciones el´ectricas de parques e´olicos, en la selecci´on de los componentes utilizados en dicha instalaci´on y en los estudios de conectividad realizados previos a la conexi´on del parque con la red. De esta manera, se contribuye por un lado a determinar caracter´ısticas comunes a las instalaciones el´ectricas a fin de identificar fortalezas y oportunidades de mejora que impactan en las pol´ıticas de mantenimiento a futuro. Y por otro, se verifica al menos en alg´ un aspecto, si los requisitos exigidos a los parques e´olicos en cuanto a compatibilidad electromagn´etica son adecuados en el sentido de que limitan de manera razonable las emisiones de perturbaciones. Partiendo del supuesto de que ya se ha seleccionado el PCC 13 , y que se han hecho los estudios de flujo de carga correspondientes para determinar las restricciones operativas y las eventuales obras de fortalecimiento de la red m´as all´a del PCC. 13

Punto de acoplamiento com´ un, ver secci´on 5.2.

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9

´ CAP´ITULO 1. INTRODUCCION Concretamente se pretende realizar: Estudio exhaustivo de un componente fundamental de la instalaci´on como lo son las Celdas de Media Tensi´on. Estudiar y comparar las instalaciones el´ectricas de 4 parques e´olicos actualmente operativos en el Uruguay. Evaluar el nivel de emisi´on de flicker en parques e´olicos en presencia de “flicker background”, con especial ´enfasis y como parte de evaluaci´on del impacto en la compatibilidad electromagn´etica. Por un lado, se estudiar´a de manera general y se documentar´an, las caracter´ısticas m´as relevantes de la instalaci´on el´ectrica de 4 parques e´olicos en nuestro pa´ıs. Tambi´en se estudiar´an las especificaciones t´ecnicas generales de sus componentes haciendo especial ´enfasis en las Celdas de Media Tensi´on, que se estudiar´a al detalle. La elecci´on de este componente en particular ha sido regida por su criticidad en la continuidad del servicio. En primer lugar, se realizar´a el estudio y documentaci´on del fen´omeno flicker, sus causas y perjuicios en los SEPs14 , y las metodolog´ıas de evaluaci´on de emisiones. Por otro lado, se pretende evaluar las diversas metodolog´ıas para determinar el nivel de emisi´on de flicker de un parque e´olico en presencia de ruido de fondo. Algunas metodolog´ıas implican mediciones con el parque funcionando y con el parque sin funcionar, otras implican medici´on de corrientes, otras medici´on de potencias activa y reactiva. Algunas de ellas son sugeridas en normas internacionales, como por ejemplo la IEC 61000-3-7 [13], y otras propuestas en publicaciones de revistas arbitradas o congresos (IEEE, CIGRE, etc). Se pretende adem´as, verificar las conclusiones a las que se arriba en [38] en tres parques e´olicos no estudiados en dicho trabajo en lo que se refiere a los niveles de flicker emitidos por parques de aerogeneradores en Uruguay, y a la aplicabilidad de la f´ormula de “resta c´ ubica” para la cuantificaci´on de estas emisiones.

14

10

Sistemas El´ectricos de Potencia.

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Cap´ıtulo 2 Celdas en Media Tensi´ on Uno de los objetivos planteados desde un principio en este proyecto, fue el de realizar el estudio exhaustivo de alguno de los componentes fundamentales de los parques e´olicos. El componente seleccionado fue la Celda de Media Tensi´on, y su elecci´on fue determinada por dos motivos. El primero, se basa en la importancia que adquieren estos equipos dentro de la instalaci´on el´ectrica de un parque e´olico. Por ejemplo, puede verse en el primer unifilar adjunto del Ap´endice C como toda la potencia generada es transportada por la celda CT P 1 . Es decir, en caso de presentarse una falla en esta celda, la instalaci´on total del parque se ver´a comprometida. El segundo motivo, se basa en que las Celdas de Media Tensi´on no fue una tem´atica tratada con profundidad en los cursos de grado correspondientes. Se entiende por Celda de Envolvente Met´alica a un conjunto de equipamiento el´ectrico de potencia (seccionadores, interruptores, bases porta fusibles, transformadores de medida de tensi´on y corriente) integrados en una envolvente met´alica aterrada. Tales celdas vienen prefabricadas, e incluyen los accesorios necesarios para conformar Tableros de Media Tensi´on. La tecnolog´ıa y los modelos actuales buscan dise˜ nos lo m´as “modulares” posible. Es decir, se busca poder armar cualquier tipo de tablero, con una m´ınima cantidad de modelos tipo. La norma base de este tipo de celdas (hasta 52kV ) es la IEC 62271-200,

2.1.

Clasificaci´ on General

Las Celdas de Media Tensi´on pueden clasificarse seg´ un: 1. Tipo de envolvente; 2. Tipo de instalaci´on; 3. Tipo de medio aislante; 4. Tipo de medio de corte; 1

Celda del Transformador Principal.

11

´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION 5. Tipo de compartimentaci´on interna; 6. Accesibilidad y continuidad de servicio.

2.1.1.

Seg´ un tipo de envolvente

Celdas de envolvente met´alica: Todas las que se ofrecen en el mercado actualmente. Celdas de envolvente aislante: No ha habido gran experiencia con este tipo de celdas al menos en Uruguay. Actualmente las marcas habituales que compiten en el mercado no las ofrecen o bien no tienen modelos de este tipo. La norma IEC 62271-201 las contempla.

2.1.2.

Seg´ un tipo de instalaci´ on

Instalaci´on en interiores: Dise˜ nadas para operar dentro de locales cerrados. Son las m´as utilizadas. Instalaci´on en intemperie: Casi no utilizadas en Distribuci´on (UTE). Se utiliza cable alimentador aislado o bien acceso a la antena por cable desnudo.

2.1.3.

Seg´ un tipo de medio aislante

Aqu´ı se hace referencia al medio aislante propio de la celda, excluyendo los equipos que contiene en su interior. En particular, no se refiere al medio de corte del arco si hay seccionadores o interruptores. Los tipos m´as utilizados son: Aislaci´on en aire; Aislaci´on en gas. El m´as utilizado es el SF6 2 ; Aislaci´on s´olida. Las celdas pueden presentar diferentes tipos de medios aislantes en sus distintos compartimentos.

2.1.4.

Seg´ un tipo de medio de corte

Aqu´ı se hace referencia al medio de corte de las corrientes en carga y/o cortocircuito de los equipos que contiene la celda. En particular, se refiere a seccionadores bajo carga e interruptores. Los tipos m´as utilizados son: Corte en gas. Usualmente SF6 ; Corte en vac´ıo. 2

12

Hexafluoruro de Azufre.

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION Las celdas pueden presentar diferentes tipos de medios de corte en sus distintos compartimientos. El SF6 es un gas inerte que, t´ıpicamente, se hace trabajar a una presi´on de entre 2 y 3 kg/cm2 . El SF6 act´ ua sobre el arco, de forma tal que lo enfr´ıa, adelgaza y finalmente lo apaga. El equipo de corte en SF6 es totalmente herm´etico para mantener la presi´on, presentando varias ventajas que hacen que sea cada vez m´as empleado: No es t´oxico (no debe respirarse directamente); Presenta una alta rigidez diel´ectrica permitiendo que el equipo de corte sea m´as compacto y presente dimensiones m´as reducidas; No es ruidoso. A pesar de esto, el SF6 contribuye el efecto invernadero.

2.1.5.

Seg´ un tipo de compartimentaci´ on interna

Celdas Clase PM: Particiones met´alicas o “persianas” met´alicas (si corresponde) que separan distintos compartimentos accesibles de la celda, las cuales est´an siempre puestas a tierra. Se tiene que pr´acticamente todos los modelos del mercado son de este tipo; Celdas Clase PI: Aquellas celdas que tiene al menos una partici´on o “persiana” no met´alica. Usualmente se trata de alg´ un aislante.

2.1.6.

Seg´ un accesibilidad y continuidad de servicio

La norma IEC 62271-200 define “Categor´ıa de p´erdida de continuidad de servicio” (“Loss of Service Continuity” Category). Se tienen las siguientes categor´ıas: Celdas tipo LSC2B: Presentan un compartimento independiente para el cable alimentador (accesible por puerta enclavada) de forma tal que puede quedar energizado cuando el cub´ıculo de interruptor est´a abierto (el cual tambi´en tiene una puerta enclavada); Las celdas usualmente llamadas “primarias” pertenecen a esta categor´ıa; Celdas tipo LSC2A: No presentan m´as de un compartimento accesible por puerta. Es decir; cuando tienen interruptor, no se puede trabajar en ´el dejando el cable alimentador energizado ya que, tanto el interruptor como los terminales de cable se encuentran en el mismo cub´ıculo. Las celdas usualmente llamadas “secundaria” pertenecen a esta categor´ıa; Celdas tipo LSC1: Las que no pertenecen a ninguna de las categor´ıas anteriores. B´asicamente, son celdas formadas s´olo por una envolvente met´alica, sin compartimentos. No se ofrece en el mercado. MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

2.2.

Funciones

Una Celda de Media Tensi´on puede desarrollar m´ ultiples funciones. Esto depender´a principalmente de los componentes contenidos en su interior. A continuaci´on se brinda una clasificaci´on b´asica de las principales funciones que desempe˜ nan las Celdas de Media Tensi´on: 1. Celda de l´ınea o entrada/salida: Su funci´on es recibir los cables de la acometida o darles salida hacia otros centros de transformaci´on. Suelen incorporar un seccionador de corte unipolar y que constituye el elemento de corte de la instalaci´on. 2. Celda de protecci´ on general: Se suele ubicar justo a continuaci´on de la celda de entrada y su misi´on es la de proteger el resto de la instalaci´on de posibles anomal´ıas. Esta funci´on la puede realizar de dos maneras, mediante fusibles o utilizando un interruptor autom´atico especial para media tensi´on. En caso de incorporar interruptor, tal como se coment´o anteriormente, las pletinas del mismo se suelen encontrar en el interior de una cuba con gas SF6 . 3. Celda de medida: Los equipos de medida no son aptos para trabajar con magnitudes de media tensi´on. Para solucionar esto se instala este tipo de celda. En su interior alberga, normalmente, un transformador de tensi´on y otro de corriente, que reducen respectivamente los valores de tensi´on y corriente hasta valores aptos para los equipos de medida. 4. Celda de protecci´ on individual de cada transformador: Es en realidad igual a una celda de protecci´on habitual. Se usa en aquellos centros de transformaci´on con m´as de un transformador, debiendo disponerse de una por cada uno de estos. Las celdas sirven de protecci´on individual a cada transformador. 5. Celda de seccionamiento pasante: Se usa en aquellos casos en los que se quiere seccionar o aislar parte de la instalaci´on. 6. Celda de remonte: Permite subir los cables hasta el embarrado, dot´andolos de una mayor protecci´on mec´anica. Cabe destacar que hoy en d´ıa las celdas albergan en su interior los componentes necesarios para poder realizar cualquiera de las funciones detalladas anteriormente. En la figura 2.1 se indican los esquemas el´ectricos para cada tipo de celda seg´ un su funci´on.

2.3.

Seguridad

Les celdas deben cumplir con determinados niveles de seguridad, tanto para los equipos, como para las personas.

2.3.1.

Protecci´ on contra contactos el´ ectricos

Para las celdas se debe determinar el grado de protecci´on contra contactos el´ectricos. Se entiende por esto al nivel de protecci´on proporcionado por una envolvente 14

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

Figura 2.1: Esquemas el´ectricos seg´ un funci´on de la celda. contra el acceso a partes peligrosas, contra la penetraci´on de cuerpos s´olidos extra˜ nos, contra la penetraci´on de agua o contra impactos mec´anicos exteriores, todo lo cual se verifica mediante ensayos normalizados. La norma IEC 60529 define lo que es el grado de protecci´on IP para especificar el grado de protecci´on de determinado equipo. La nomenclatura est´andar definida por dicha norma, se detalla en la figura 2.2.

Figura 2.2: Nomenclatura Est´andar - IEC 60529, El primer d´ıgito indica el nivel de protecci´on contra objetos s´olidos. La tabla 2.1 detalla los valores que puede tomar este d´ıgito y su significado.

0

Tama˜ no del objeto entrante No corresponde

1

> 50 mm

2

> 12,5 mm

3

> 2,5 mm

4

> 1 mm

Nivel

5 6

Protecci´on contra polvo Fuerte protecci´on contra polvo

Efecto contra Sin protecci´on El elemento que debe utilizarse para la prueba (esfera de 50 mm de di´ametro) no debe llegar a entrar por completo. El elemento que debe utilizarse para la prueba (esfera de 12,5 mm de di´ametro) no debe llegar a entrar por completo. El elemento que debe utilizarse para la prueba (esfera de 2,5 mm de di´ametro) no debe llegar a entrar por completo El elemento que debe utilizarse para la prueba (esfera de 1 mm de di´ametro) no debe llegar a entrar por completo La entrada de polvo no puede evitarse. Sin embargo, no debe ingresar en una cantidad tal que interfiera con el correcto funcionamiento del equipamiento. El polvo no debe ingresar bajo ninguna circunstancia.

Tabla 2.1: Significado primer d´ıgito protecci´on IP. El segundo d´ıgito indica el nivel de protecci´on contra el ingreso de agua. La tabla MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION 2.2 detalla los valores que puede tomar este d´ıgito y su significado.

0

Protecci´ on frente a Sin protecci´on

1

Goteo de agua

Se coloca el equipamiento en su lugar de trabajo habitual.

2

Goteo de agua

Se coloca el equipamiento en su lugar de trabajo habitual.

3

Agua nebulizada (spray)

Se coloca el equipamiento en su lugar de trabajo habitual.

4

Chorros de agua

Se coloca el equipamiento en su lugar de trabajo habitual.

5

Chorros de agua

Se coloca el equipamiento en su lugar de trabajo habitual.

6

Chorros muy potentes de agua

Se coloca el equipamiento en su lugar de trabajo habitual.

7

Inmersi´on completa en agua

8

Inmersi´on completa y continua en agua

Nivel

M´ etodo de prueba Ninguno.

El objeto debe soportar (sin filtraci´on alguna) la inmersi´on completa a 1 metro durante 30 minutos. El equipamiento el´ectrico / electr´onico debe soportar (sin filtraci´on alguna) la inmersi´on completa y continua a la profundidad y durante el tiempo que especifique el fabricante del producto con el acuerdo del cliente, pero siempre que resulten condiciones m´as severas que las espec´ıficas para el valor 7,

Resultados esperados Al agua entrar´a en el equipamiento No debe entrar el agua cuando se la deja caer, desde 200 mm de altura respecto al equipo, durante 10 minutos (a raz´on de 3-5 mm3 por minuto) No debe entrar el agua cuando se la deja caer, durante 10 minutos (a raz´on de 3-5 mm3 por minuto). Dicha prueba se realizar´a cuatro veces a raz´on de una por cada giro de 15◦ tanto en sentido vertical como horizontal, partiendo cada vez de la posici´on normal de trabajo. No debe entrar el agua nebulizada en un ´angulo de hasta 60◦ a la derecha e izquierda de la vertical a un promedio de 10 litro por minuto y una presi´on de 80-100 kN/m2 durante un tiempo que no sea menor a 5 minutos. No debe entrar el agua arrojada desde cualquier a´ngulo a un promedio de 10 litros por minuto y a una presi´on de kN/m2 durante un tiempo que no sea menor a 5 minutos. No debe entrar el agua arrojada a chorro (desde cualquier ´angulo) por medio de una boquilla de 6,3 mm de di´ametro, a un promedio de 12,5 litro por minuto y a una presi´on de 30 kN/m2 durante un tiempo que no sea menor a 3 minutos y a una distancia no menor de 3 metros. No debe entrar el agua arrojada a chorro (desde cualquier ´angulo) por medio de una boquilla de 12,5 mm de di´ametro, a un promedio de 12,5 litro por minuto y a una presi´on de 100 kN/m2 durante un tiempo que no sea menor a 3 minutos y a una distancia no menor de 3 metros. No debe entrar agua

No debe entrar agua

Tabla 2.2: Significado segundo d´ıgito protecci´on IP. Usualmente a las celdas se les solicita: Para el cerramiento exterior se exige grado IP4X como m´ınimo. Es decir, no pueden entrar objetos de m´as de 1mm. Para las particiones entre compartimentos y para el piso de la celda se exige grado IP2X. Es decir, no pueden entrar objetos de m´as de 12, 5mm. 16

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION Para las celdas de uso interior, no suele exigirse protecci´on contra el ingreso de agua. Cabe destacar que los tanques de SF6 suelen presentar un grado IP67, Es decir, no ingreso de polvo y sumergibles.

2.3.2.

Protecci´ on ante arcos el´ ectricos internos

La norma IEC 62271-200 no exige este tipo de protecci´on. Sin embargo indica c´omo hacer el ensayo en caso de que se requiera esta protecci´on. En este caso, se debe especificar: Nivel de cortocircuito soportado durante un segundo de arco el´ectrico sostenido (kA). Lados protegidos de las celdas (frontal, lateral, trasero). Si quien estar´a expuesto es personal especializado o el p´ ublico en general. En este u ´ltimo caso si la altura de la celda es inferior a 2m se exige adem´as protecci´on en el techo. La norma IEC 62271-200 establece la nomenclatura de la siguiente forma IAC [X1 ] [X2 X3 X4 ]. Donde: IAC: Significa Internal Arc Classification. [X1 ]: Puede tomar los valores A o B si el nivel de seguridad es para personal especializado o p´ ublico en general respectivamente. [X2 X3 X4 ]: Pueden tomar los valores F y/o L y/o R seg´ un presenten o no protecci´on frontal y/o lateral y/o trasera respectivamente. Nota: esta notaci´on es v´alida para tableros de celdas modulares y subestaciones prefabricadas. Cabe destacar que la protecci´on ante Arcos El´ectricos Internos tiene como principal objetivo la protecci´on de las personas, no de los equipos.

2.3.3.

Enclavamientos e interbloqueos

M´ınimamente, se debe cumplir lo establecido en la cl´ausula 5,11 de la norma IEC-62271-200, pero pueden exigirse enclavamientos adicionales. Si bien la norma no lo exige necesariamente, todos los mecanismos de interbloqueo deben ser del tipo mec´anico siempre que ello sea posible. Los enclavamientos de los equipos de maniobra (as´ı como la se˜ nalizaci´on) se ensayan seg´ un la norma IEC 62271-102, anexo A. B´asicamente, el ensayo consiste en aplicar una fuerza de 750 daN en el punto medio de la palanca correspondiente. UTE, en particular, exige un fusible mec´anico que act´ ue para fuerzas mayores a esta, desvinculando el mando mec´anico. A continuaci´on, se detallar´an algunos requerimientos de seguridad que las Celdas de Media Tensi´on deben cumplir. MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION 1. Requisitos generales: La operaci´on del disyuntor debe ser evitada si el seccionador de l´ınea, desconectador o seccionador de PAT3 asociado est´a en posici´on “intermedia”. Los estados admisibles son cerrado, abierto o aterrado. Los estados de “cerrado” son los que aseguran la soportabilidad de las corrientes de cierre en cortocircuito garantizadas y ensayadas. Mientras que los estados de “abierto” son los que garantizan la distancia de aislaci´on garantizada y ensayada. Los seccionadores de PAT deben poder ser enclavados mediante el uso de candados. Se pueden emplear llaves s´olo como alternativa, seg´ un especificaci´on de UTE. Las celdas de seccionamiento de barras deben poseer rel´e de bloqueo por discordancia de fase, que impida el cierre de su disyuntor cuando no exista la correspondencia entre las fases. Mediante este rel´e, se debe permitir la operaci´on en el caso que una de las barras no tenga tensi´on, seg´ un especificaci´on de UTE. 2. En celdas con equipo extra´ıble: Los equipos montados sobre carro extra´ıble s´olo se podr´an introducir o extraer si sus contactos principales est´an abiertos. Se debe prever un mecanismo que impida que las partes con tensi´on sean accesibles cuando se retira el carro met´alico (“persianas”). En celdas con disyuntor extra´ıble, el seccionador de PAT se podr´a cerrar s´olo si el carro del disyuntor se encuentra en posici´on de test o extra´ıdo. A su vez, el carro del disyuntor s´olo se podr´a llevar a la posici´on de servicio si el seccionador de PAT se encuentra abierto. Estando en posici´on de servicio, el disyuntor no puede ser cerrado si est´an desconectados los circuitos de control que gobiernan su apertura. Estando en posici´on de servicio y cerrado el disyuntor, debe evitarse la desconexi´on de los circuitos de control que gobiernan su apertura. 3. En celdas con equipo no extra´ıble: Debe haber un enclavamiento entre el seccionador de PAT y el disyuntor. En particular, UTE exige que siempre sea de tipo mec´anico, admitiendo el enclavamiento el´ectrico solo como redundancia. Debe haber un enclavamiento mec´anico entre la posici´on del disyuntor y el seccionador de aislaci´on que impida la operaci´on del seccionador si el disyuntor se encuentra cerrado. En el caso de celdas cuyo aterramiento implica un seccionador de PAT en serie con el disyuntor, adem´as de enclavarse este con dicho seccionador, se debe verificar que si la celda est´a aterrada, debe bloquearse la apertura mediante rel´e de dicho disyuntor. 3

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Puesta a tierra.

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION 4. Enclavamiento de puertas de compartimentos accesibles:

El compartimento del cable alimentador debe contar con una puerta con enclavamientos tales, que la misma no pueda ser abierta a menos que el seccionador o disyuntor que alimenta el compartimento est´e abierto y el seccionador de PAT cerrado. Al retirar la PAT, para realizar la prueba de aislaci´on de cables, no podr´a cerrarse el disyuntor o seccionador (seg´ un corresponda). Esto s´olo podr´a realizarse luego de cerrar la puerta y abierta la PAT. Para el caso de celdas construidas con disyuntor extra´ıble, se recomienda que exista un enclavamiento que evite la apertura de la puerta correspondiente estando el disyuntor enchufado, s´olo siendo posible su apertura estando el disyuntor en posici´on de test o extra´ıdo. Se recomienda tambi´en, que la colocaci´on del disyuntor hasta la posici´on de servicio sea posible con la puerta cerrada, seg´ un especificaci´on de UTE. La puerta de la celda de Medida de Energ´ıa, debe estar enclavada de modo que s´olo pueda abrirse estando los seccionadores de PAT de las celdas adyacentes cerrados. La l´ogica de este enclavamiento normalmente es mediante llaves dada la naturaleza de estas celdas.

2.4.

Se˜ nalizaciones e indicaciones

Las celdas deben contar con se˜ nalizaciones tales que posibiliten su monitoreo y estado de forma r´apida y eficiente. Estado de los circuitos y contactos de potencia: Los disyuntores, seccionadores de l´ınea y de PAT deben indicar su estado mediante se˜ nalizaci´on, de forma tal que la indicaci´on mec´anica de posici´on implique siempre una cadena cinem´atica totalmente solidaria al movimiento del elemento de corte del equipo. Las celdas pueden tener adem´as indicadores luminosos de estado e incluso contactos para se˜ nalizaci´on remota. Detectores de presencia de tensi´ on, presi´ on de SF6 , carga de resortes: Los detectores lum´ınicos deben alimentarse mediante un divisor capacitivo de tensi´on. Es recomendable tener accesible el borne del divisor, para verificaci´on con tester y para concordancia de fases. Se debe contar con un man´ometro de medida de presi´on de SF6 en tanque, con escalas seg´ un temperatura ambiente. Se˜ nalizaci´on de carga de resorte, solidaria con el estado del mismo. MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

2.5.

Ensayos de puesta en servicio y mantenimiento

A continuaci´on, se brindar´an los ensayos b´asicos a seguir para la puesta en servicio y mantenimiento de Celdas de Media Tensi´on.

2.5.1.

Verificaciones luego del montaje

Limpieza externa de la celda, gabinetes de control o de baja tensi´on, compartimento de disyuntor y en general todos los equipos accesibles de la celda que se encuentren dentro de la zona de trabajo. Se retiran todos los elementos extra˜ nos existentes en la celda y en sus inmediaciones. Se verifica el correcto funcionamiento de los pestillos de las puertas y que est´en presentes todos los tornillos de cierre de los paneles, caso contrario se procede a su reposici´on. Se verifica el correcto funcionamiento del circuito de las resistencias de caldeo. En caso de tener regulaci´on se ajusta el termostato a 20◦ C.

2.5.2.

Medida de resistencia de aislaci´ on de celdas y sus componentes

Las medidas se deben realizar en la escala de 5000 V hasta que se estabilice la medida con un m´aximo de 1 minuto. El valor m´ınimo aceptable es 1000 M Ω. Se ensaya el aislamiento contra tierra de las fases, y las distancias de aislaci´on de los equipos de maniobra cuando est´an abiertos. Medida de resistencia de aislaci´ on entre fase-tierra: Con el equipo cerrado se realizan las medidas entre fase y tierra. La conexi´on de l´ınea del meg´ohmetro se conecta a la fase a medir y la conexi´on de tierra al chasis del equipo, preferentemente en el punto de conexi´on de tierra. El mismo procedimiento se repite para las otras 2 fases. Es v´alido realizar una sola medida cortocircuitando las 3 fases. En caso de obtener un valor por debajo del m´ınimo es necesario realizar las medidas por fase. En la figura 2.3 se indica el conexionado correspondiente. Medida de resistencia de aislaci´ on entre fase-fase: Con el equipo cerrado, se ponen a tierra las dos fases de los extremos y el chasis del equipo, preferentemente en el punto de conexi´on de tierra. Se realiza la medida con la conexi´on de l´ınea del meg´ohmetro a la fase central (sin aterrar) y la conexi´on de tierra al chasis. La figura 2.4 indica el conexionado correspondiente. Medida de resistencia de la distancia de seccionamiento: Con el equipo abierto se mide la resistencia de aislaci´on de seccionamiento de cada 20

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

Figura 2.3: Medida de resistencia entre fase-tierra.

Figura 2.4: Medida de resistencia entre fase-tierra. fase, la conexi´on de l´ınea del meg´ohmetro se conecta al terminal de potencia de determinada fase y la conexi´on de tierra al otro terminal de la misma fase. El mismo procedimiento se repite para las otras 2 fases, se registran las 3 medidas. La figura 2.5 indica el conexionado correspondiente.

Figura 2.5: Medida de resistencia entre fase-tierra.

2.5.3.

Ensayos funcionales

Consiste en provocar la operaci´on de cierre y apertura mediante mando manual y/o el´ectrico), as´ı como local y/o a distancia, de aparatos de maniobra. Verificando MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION se˜ nalizaciones (local / remota) de cambios de estado, as´ı como alarmas, bloqueos y enclavamientos seg´ un corresponda.

2.5.4.

Ensayos de se˜ nalizaci´ on

Verificar mediante la prueba de l´amparas la correspondencia con los diferentes estados la se˜ nalizaci´on de la celda, entre los que se pueden encontrar: Indicaci´on lum´ınica de disyuntor abierto y cerrado. Indicaci´on lum´ınica de baja presi´on de SF 6 . Indicaci´on lum´ınica de presencia de tensi´on. Indicaciones mec´anicas de posici´on de los diferentes componentes.

2.5.5.

Verificaci´ on de los Enclavamientos

Se detallar´an las verificaciones correspondientes a los enclavamientos para el caso particular de una celda primaria con disyuntor extra´ıble. En el cuadro 2.3 se muestran las verificaciones correspondientes.

2.6.

Estudio de una celda de media tensi´ on particular

En esta secci´on se estudiar´a y analizar´a una Celda primaria de Media Tensi´on de uso t´ıpico en Parques E´olicos. En particular de considerar´a una celda de envolvente met´alica, para instalaciones en interiores, de compartimentaci´on interna de clase PM, aislada en aire y SF6 .

2.6.1.

Descripci´ on b´ asica

Las celdas no suelen operar individualmente, sino que trabajan en conjunto ensambladas entre s´ı. Cada celda cumple una determinada funci´on y cuenta en su interior con los elementos necesarios para esto. La interconexi´on entre las diferentes celdas se realiza por medio del embarrado. La calidad de la puesta a tierra de todos los compartimentos met´alicos de la celda, queda asegurada mediante la conexi´on de la barra de tierras de cada compartimento, al embarrado general colector de tierras de la celda. La figura 2.6 representa un diagrama b´asico de la celda en estudio. Se identifican los siguientes compartimentos: compartimento (caj´ on) de Baja Tensi´ on: queda separado de la zona de Media Tensi´on y est´a situado en la parte inferior de la celda. Este compartimento puede contener rel´es tipo Sepam y el resto de los elementos auxiliares de protecci´on y control en Baja Tensi´on. 22

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

Descripci´ on del Enclavamiento Imposibilidad de abrir la puerta del compartimento del disyuntor estando el disyuntor insertado. Imposibilidad de insertar el disyuntor con la puerta abierta. Imposibilidad de introducir el disyuntor con el seccionador de PAT cerrado. Estando el disyuntor en posici´on insertado (abierto o cerrado), verificar que no se puede abrir la persiana que cubre la maniobra de PAT. Imposibilidad de introducir el disyuntor, si subandeja no se encuentra enclavada en la entrada del cub´ıculo (las manijas de extracci´on laterales posicionadas hacia los extremos). Estando la PAT cerrada, verificar la imposibilidad de cerrar el disyuntor. Si se cierra en forma mec´anica, autom´aticamente dispara. Imposibilidad de cerrar el disyuntor, manual o el´ectricamente, si el disyuntor est´a en posici´on intermedia, entre seccionado e insertado. Imposibilidad de introducir el disyuntor, con el disyuntor cerrado. Imposibilidad de maniobrar manualmente el disyuntor, si el cable de comando no est´a conectado. Estando el disyuntor extra´ıdo y abierto, manteniendo el bot´on rojo (off) apretado se retira la llave. Se verifica la imposibilidad de operar el disyuntor (mec´anica o el´ectricamente). Estando baja la llave t´ermica FB3 (“comando rel´e y salidas binarias”). Se verifica la imposibilidad de operar el disyuntor (mec´anica o el´ectricamente) y la imposibilidad de insertar el carro. Imposibilidad de abrir la puerta del compartimento de cables con el PAT abierto. Imposibilidad de abrir la PAT con la puerta del compartimento de cables abierta.

Condici´ on para la prueba Barra General Cable de Salida Con o sin Con o sin tensi´on tensi´on Sin Sin tensi´on tensi´on Sin Sin tensi´on tensi´on Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Con o sin tensi´on

Con o sin tensi´on

Con o sin tensi´on

Con o sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on

Sin tensi´on Sin tensi´on

Sin tensi´on Sin tensi´on

Tabla 2.3: Verificaci´on de enclavamientos Embarrado principal: Est´a situado en la parte superior de la celda. Este compartimento utiliza gas SF6 como medio de aislamiento y en su interior se encuentran los siguientes elementos: • Embarrado general y conexiones. • El seccionador y seccionador de PAT. compartimento principal: Utiliza gas SF6 como medio de aislamiento y contiene el interruptor autom´atico. Est´a situado en la parte central de la celda y a ´el se conectan los cables de potencia y el embarrado general a trav´es de pasatapas. MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION compartimento de conexi´ on de cables de entrada/salida en Media Tensi´ on: Est´a situado en la parte baja de la celda, con acceso desde la zona trasera. Contiene: • Z´ocalos adecuados para la conexi´on de los conectores de los cables de Media Tensi´on. • Bridas para sujeci´on individual de cada cable de potencia. • Z´ocalo para prueba de aislamiento de cables Media Tensi´on. • Transformadores toroidales de intensidad

Figura 2.6: Descripci´on b´asica. Los diferentes compartimentos quedan puestos a tierra. Se consigue as´ı una gran segregaci´on evitando la propagaci´on de da˜ nos en caso de un eventual accidente. En la figura 2.7 se da una descripci´on m´as detallada de las unidades funcionales de la celda. En ella se indican los diferentes elementos que la componen, incluyendo aparamenta, mandos, indicadores, etc. Como puede observarse, este tipo de celdas es capaz de cumplir con cualquiera de las funciones descritas en 2.2. 24

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

Figura 2.7: Unidades funcionales.

2.6.2.

Descripci´ on de la aparamenta

2.6.2.1.

Interruptor autom´ atico

Los m´as utilizados son del tipo de “soplado” y utilizan el gas SF6 como medio de corte y aislamiento. En caso de que la presi´on bajara del umbral de funcionamiento previsto, existen alarmas que se disparan de forma autom´atica. El principio de funcionamiento del corte por soplado puede describirse en 4 pasos, los cuales se describen a continuaci´on y se ilustran en la figura 2.9 MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

Figura 2.8: Interruptor autom´atico. 1. Los contactos principales fijos y los m´oviles se encuentran cerrados. 2. Precompresi´ on: Cuando los contactos fijos y m´oviles empiezan a separarse, el pist´on comprime ligeramente el gas SF6 dentro de la c´amara de presi´on. 3. Fase de arco: El arco salta entre los contactos mientras el pist´on contin´ ua su movimiento. Una peque˜ na cantidad de gas SF6 pasa a trav´es de la boquilla del interruptor, siendo inyectada hacia el arco. Para el corte de las corrientes de baja intensidad, el arco es refrigerado mediante convecci´on forzada. Sin embargo, para corrientes altas, la expansi´on t´ermica provoca que los gases calientes, se desplacen hacia las zonas m´as fr´ıas dentro del polo del interruptor. A medida que los contactos se separan, la longitud del arco aumenta, de manera que gracias a las propiedades diel´ectricas del gas SF6 , cuando el contacto m´ovil llega al punto cero, el corte del arco queda asegurado. 4. Barrido final: Los componentes m´oviles terminan su desplazamiento y la inyecci´on de gas fr´ıo contin´ ua hasta que los contactos est´an totalmente abiertos.

Figura 2.9: Corte por soplado.

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION 2.6.2.2.

Seccionador de 3 posiciones

Debe cumplir con los requerimientos de la norma CEI 62271-102 para los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra. En la figura 2.10 se detalla un esquema del mismo. Dispone de las siguientes 3 posiciones: Cerrado Abierto Puesto a tierra Eje de giro-accionamiento u ´nico para el seccionador y seccionador de puesta a tierra. Para actuar sobre el seccionador de PAT seguido del seccionador se debe sacar la palanca y volverla a introducir. Son maniobras totalmente independientes. Se recomienda dise˜ nos compactos y una alta fiabilidad del indicador de posici´on.

Figura 2.10: Seccionador de 3 posiciones. Funcionamiento y enclavamientos: Operaci´on manual mediante palanca de accionamiento. La palanca de accionamiento no puede ser extra´ıda de la ranura, hasta que la maniobra no ha sido totalmente finalizada. El interruptor autom´atico no puede ser cerrado, hasta despu´es de haber retirado la palanca de accionamiento. El seccionador de 3 posiciones u ´nicamente puede ser accionado cuando el interruptor autom´atico se encuentra en posici´on abierto. 2.6.2.3.

Transformadores de tensi´ on y corriente

En las figuras 2.11 y 2.12 se ilustran transformadores de tensi´on y corriente respectivamente. Caracter´ısticas transformadores de tensi´ on: MAADMA - IIE - UDELAR

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION Funcionamiento inductivo. Arquitectura: • Conectable por cable de Media Tensi´on. Tipo A, ver figura 2.11. • Embridada en cuba SF6 . Tipo B, ver figura 2.11. Protecci´on contra contactos involuntarios mediante blindaje met´alico apantallado exteriormente. Aislamiento mediante resina colada. Seg´ un normas CEI 60186, Caracter´ısticas transformadores de corriente: Arquitectura: • Toroidal. Tipo A, ver figura 2.12. • Embridada. Tipo B, ver figura 2.12. Para el tipo A: Sin piezas de resina colada sometidas a cargas diel´ectricas. Seg´ un normas CEI 60185,

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´ CAP´ITULO 2. CELDAS EN MEDIA TENSION

Figura 2.11: Transformador de tensi´on.

Figura 2.12: Transformador de corriente.

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Cap´ıtulo 3 An´ alisis de distintos parques e´ olicos Esta secci´on del proyecto tiene como objetivo el estudio de distintos anteproyectos y proyectos el´ectricos de parques e´olicos que actualmente se encuentran en operaci´on en nuestro pa´ıs. De esta forma, se busca interiorizarse en los mismos y tener una visi´on general de la estructura, caracter´ısticas, puntos vulnerables y respaldos que comparten y difieren entre s´ı. A partir de esto, se buscar´a encontrar las principales fortalezas y debilidades de los mismos, de manera de tenerlo en cuenta como posibles recomendaciones en el momento de la realizaci´on de un proyecto. A su vez, se destacar´an aquellas partes vulnerables de la instalaci´on, las cuales deber´an ser consideradas al momento de la realizaci´on de mantenimientos o apariciones de problemas t´ecnicos en la operaci´on.

3.1.

Parques e´ olicos estudiados

Para la realizaci´on de este an´alisis, se obtuvo informaci´on de 4 parques e´olicos ubicados en distintos departamentos del Uruguay. Dicha informaci´on fue brindada por empresas privadas encargadas de la realizaci´on de los mismos. Por este motivo, se utilizan n´ umeros para sus respectivas identificaciones en vez de sus verdaderos nombres a los efectos de conservar la confidencialidad de la informaci´on obtenida.

3.1.1.

Caracter´ısticas principales

En aras de cumplir con los objetivos, en la tabla 3.1 se detallan las principales caracter´ısticas de los mismos.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS PARQUE 1

Caracter´ısticas generales

Cantidad AEG´s Potencia AEG (MVA) Potencia total instalada (MVA) Niveles de tensi´ on de la estaci´ on (kV) Velocidad media del viento en esa ubicaci´ on a h= 90m (m/s) Nivel de cortocircuito minimo. (MVA) Corriente de cortocircuito minima(kA) Conexionado

Transformador de AEG

Potencia nominal (MVA) Niveles de tensi´ on (KV) Clase celdas y cables (KV) Tipo de celdas

Tipo de cables

Transformador de potencia

Potencia nominal (MVA) Conexionado Impedancia de secuencia positiva ( %)

25

PARQUE 2 14

PARQUE 3 25

PARQUE 4 21

2

3

2

2,4

50

42

50

50,4

150/31,5

150/31,5

150/31,5

150/31,5

7,5

9

7,5

8

730

200

≈ 900

650

1

2

3.5

2.5

Elevador Dyn5

Elevador Dyn5

Elevador Dyn5

Elevador Dyn5

2,7

3,45

2,7

2,7

0,66/31,5

0,65/31,5

0,66/31,5

0,66/31,5

36

36

36

36

Aisladas en SF6

Aisladas en SF6

Aisladas en SF6

Aisladas en SF6

- Cobre de secciones de 95, 150, 240, 400 y 630 mm2 . - Aluminio de secciones 95 y 400 mm2 .

Aluminio de secciones de 150, 300, 500, 630 mm2 .

Aluminio de secciones de 95, 150, 400 mm2 .

Aluminio de secciones de 120, 240, 500 y 630 mm2

ONAN - 40 ONAF - 55

ONAN - 40 ONAF - 50

ONAN - 40 ONAF - 55

ONAN - 50 ONAF - 63

Ynd5

Ynd5

Ynd11

Ynd5

10,5

10

10,5

10,92

Tabla 3.1: Principales caracter´ısticas de los parques e´olicos en estudio.

3.1.2.

Descripci´ on general

Mediante la visualizaci´on de los planos correspondientes a cada parque en cuesti´on, en rasgos generales se desprenden algunas observaciones importantes acerca de la manera en que fueron conectados los aerogeneradores y las celdas de MT utilizadas. De este modo, se procedi´o a describir cada uno de ellos: PARQUE 1: Est´a dividido en 3 ramales, a los cuales se conectan 8, 9 y 8 AEG’s, lo cual implica una corriente total de entre 294 A y 330 A por cada una de las celdas de llegada y algo m´as que 800 A en la celda principal. Por este motivo, se observa que fueron utilizadas celdas de 630 A y 1250 A respectivamente. En la estaci´on se encuentran 8 celdas: 3 de llegadas de ramales (In =630 A), una de salida al transformador de potencia (In =1250 A), una de salida al transformador de servicios auxiliares (In =200 A), una de MAADMA - IIE - UDELAR

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS puesta a tierra (In =400 A), una de medidores y control (In =200 A), y una de protecci´on (In =200 A). Los ramales no se conectan estrictamente de forma lineal, y su estructura a la llegada de cada AEG es: una celda de levante a barras, una celda de interconexi´on con el AEG y una celda de salida interruptor y seccionador (seg´ un corresponda).

PARQUE 2: Est´a dividido en 4 ramales, a los cuales se conectan 4, 1, 5 y 4 AEG’s, lo cual implica una corriente total de entre 55 A y 275 A por cada una de las celdas de llegada y poco menos que 800 A en la celda principal. Por este motivo, se observa que fueron utilizadas celdas de 630 A y 1250 A respectivamente. En la estaci´on se encuentran 8 celdas: 4 de llegadas de ramales (In =630 A), una de salida al transformador de potencia (In =1250 A), una de salida al transformador de servicios auxiliares (In =200 A), una de medida de tensi´on de barras (In =200 A) y una de reserva equipada (In =630 A). Los ramales no se conectan estrictamente de forma lineal, y su estructura a la llegada de cada AEG es: una celda de levante a barras, una celda de interconexi´on con el AEG y una celda de salida con rel´e de paso de falta (seg´ un corresponda).

PARQUE 3: Est´a dividido en 4 ramales, a los cuales se conectan 7, 6, 6 y 6 AEG’s, lo cual implica una corriente total de entre 220 A y 257 A por cada una de las celdas de llegada y algo m´as que 900 A en la celda principal. Por este motivo, se observa que fueron utilizadas celdas de 1250 A. En la estaci´on se encuentran 7 celdas: 4 de llegadas de ramales (In =1250 A), una de salida al transformador de potencia (In =1250 A), una de salida al transformador de servicios auxiliares (In =200 A) y una de puesta a tierra (In =400 A). Los ramales no se conectan estrictamente de forma lineal, y su estructura a la llegada de cada AEG es: una celda de levante a barras, una celda de interconexi´on con el AEG y una celda de salida interruptor y seccionador (seg´ un corresponda).

PARQUE 4: Est´a dividido en 3 ramales, a los cuales se conectan 7 AEG’s, lo cual implica una corriente total de 308 A por cada una de las celdas de llegada y 924 A en la celda principal. Por este motivo, se observa que fueron utilizadas celdas de 630 A y 1250 A respectivamente.

3.1.3.

Ventajas y desventajas

Luego de haber caracterizado cada uno de los parques e´olicos, se procedi´o a analizar los unifilares y los layouts respectivos, los cuales son adjuntados en el Ap´endice C. A partir de los mismos, se pueden extraer las ventajas y desventajas de cada ´ uno de los parques actualmente operativos en Uruguay. Estas, son detalladas en las tablas 3.2, 3.3, 3.4 y 3.5. 32

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS

- Una de las celdas de los ramales es de igual corriente nominal que la celda principal (In =1250 A) por lo que se tiene una reserva. El funcionamiento en caso de una ruptura de la celda principal se puede solucionar realizando un cambio de celdas, lo que dejar´ıa a un ramal fuera de servicio pero no todo el parque. - El transformador principal prev´e una expansi´on de hasta un 10 % en condiciones de factor de potencia unitario. V e n t a j a s

- Las entradas a las celdas de los ramales se realizan conectando un solo conductor por fase. - Los cables utilizados son adecuados para uso subterr´aneo dada su alta rigidez diel´ectrica, bajas p´erdidas diel´ectricas, resistencia elevada a las descargas parciales y protegido herm´eticamente frente a posibles humedades.1 - Se realizaron conexionados de forma de minimizar la distancia de conductores enterrados.

D e s v e n t a j a s

- Los conexionados de los AEG’s se realizaron de forma de minimizar la cantidad de empalmes en los conductores generando una distribuci´on radial y conect´andolos en secuencia, logrando as´ı que las conexiones se realicen en las celdas. - Las celdas de salida a los ramales (In =630 A) no tienen repuesto por lo que una falla en una celda generar´ıa la imposibilidad de entrega de energ´ıa a la red por parte de dicho ramal. - El transformador est´a configurado para trabajar en modo ONAN hasta un 80 % de la potencia total instalada del parque. A partir de este valor, se requerir´ıa configurarlo ONAF. Esto limitar´ıa posibles ampliaciones de generaci´on. - La salida de la celda principal se realiza con una conexi´on de 3 cables por fase de 400 mm2 , lo que se convierte en un punto d´ebil. - La subestaci´on est´a ubicada en un lugar distinto a la ubicaci´on o´ptima (donde se juntan los ramales) y esto genera la necesidad de tener un tramo inicial de los ramales donde su u ´nico objetivo es llegar a la subestaci´on, pudiendo generar as´ı, la existencia de nuevos empalmes en cada una de las 3 fases de los 3 ramales gener´andose un punto vulnerable de la conexi´on.

Tabla 3.2: Ventajas y desventajas del parque e´olico 1.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS

- Se prev´e una celda de repuesto de In =630 A, lo que permite continuidad de servicio en caso de falla en una de las celdas de los ramales del parque. V e n t a j a s

- El transformador principal prev´e una expansi´on de hasta un 19 % en condiciones de factor de potencia unitario. - Las entradas a las celdas de los ramales se realizan conectando un solo conductor por fase. - Los cables utilizados son adecuados para uso subterr´aneo dada su alta rigidez diel´ectrica, bajas p´erdidas diel´ectricas, resistencia elevada a las descargas parciales y protegido herm´eticamente frente a posibles humedades. - Se realizaron conexionados de forma de minimizar la distancia de conductores enterrados. - La celda principal de salida al transformador principal (In =1250 A) no tiene repuesto por lo que una falla en la misma generar´ıa a un corte tanto de suministro a la instalaci´on como de entrega de energ´ıa a la red por parte del parque.

D e s v e n t a j a s

- El transformador est´a previsto para tener funcionamiento ONAF suponiendo un funcionamiento total del parque. - La salida de la celda principal se realiza con una conexi´on de 3 cables por fase de 630 mm2 lo que convierte a este lugar un punto d´ebil de la conexi´on. - El conexionado no se realiza de forma eficiente ya que una de las celdas est´a interconexionada a un solo aerogenerador utilizando por lo tanto una celda de In =630 A para hacer uso de 55 A. - La longitud del cable de mayor secci´on de los ramales (500 mm2 ) llega a tener una distancia de m´as de 5500 mts. lo que genera la necesidad de realizar en el orden de 10 empalmes por fase, por lo que se convierte en puntos vulnerables de la conexi´on. Esto es realizado en un ramal que genera 12 M W . Estas distancias se deben a la ubicaci´on geogr´afica del mismo.

Tabla 3.3: Ventajas y desventajas del parque e´olico 2.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS

- Una de las celdas de los ramales es de igual corriente nominal que la celda principal (In =1250 A), por lo que se tiene una reserva. El funcionamiento en caso de una ruptura de la celda principal se puede solucionar realizando un cambio de celdas, que dejar´ıa un ramal fuera de servicio pero no todo el parque. - El transformador principal prev´e una expansi´on de hasta un 10 % en condiciones de factor de potencia unitario. V e n t a j a s

- Las entradas a las celdas de los ramales se realizan conectando un solo conductor por fase. - Los cables utilizados son adecuados para uso subterr´aneo dada su alta rigidez diel´ectrica, bajas p´erdidas diel´ectricas, resistencia elevada a las descargas parciales y protegido herm´eticamente frente a posibles humedades. - Se realizaron conexionados de forma de minimizar la distancia de conductores enterrados. - Los conexionados de los AEG’s se realizan de forma de minimizar la cantidad de empalmes en los conductores realizando una distribuci´on radial y conect´andolos en secuencia, logrando as´ı que las conexiones se realicen en las celdas. - Las celdas de salida a los ramales (In =630 A) no tienen repuesto, por lo que una falla en una celda generar´ıa la imposibilidad de entrega de energ´ıa a la red por parte de dicho ramal.

D e s v e n t a j a s

- El transformador est´a previsto para tener funcionamiento ONAF a partir del funcionamiento ´optimo de un 80 % de los AEG’s. - La salida de la celda principal se realiza con una conexi´on de 3 cables por fase de 400 mm2 , lo que vuelve este lugar un punto d´ebil de la conexi´on. - La subestaci´on est´a ubicada en un lugar distinto a la ubicaci´on o´ptima (donde se juntan los ramales) y esto genera la necesidad de tener un tramo inicial de los ramales donde su u ´nico objetivo es llegar a la subestaci´on, generando esto la existencia de nuevos empalmes en cada una de las 3 fases de los 3 ramales. De esta forma, se convierte en un punto vulnerable de la conexi´on. - Existen 2 pares de AEG’s que se conectan en 2 entradas de celdas de la subestaci´on teniendo de esa forma 2 cables por fase en dichas celdas y generando un punto vulnerable de la conexi´on.

Tabla 3.4: Ventajas y desventajas del parque e´olico 3.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS

- Se prev´e una celda de repuesto de In =630 A, lo que permite continuidad de servicio en caso de falla en una celda de los ramales del parque. - El transformador principal prev´e una expansi´on de hasta un 20 % en condiciones de factor de potencia unitario. V e n t a j a s

D e s v e n t a j a s

- Las entradas a las celdas de los ramales se realizan conectando un solo conductor por fase. - El transformador puede funcionar a potencia nominal en modo ONAN permitiendo una expansi´on de hasta el 26 % en modo ONAF. - Los cables utilizados son adecuados para uso subterr´aneo dada su alta rigidez diel´ectrica, bajas p´erdidas diel´ectricas, resistencia elevada a las descargas parciales y protegido herm´eticamente frente a posibles humedades. - Se realizaron conexionados de forma de minimizar la distancia de conductores enterrados. - La celda principal de salida al transformador principal (In =1250 A) no tiene repuesto, por lo que una falla en la misma generar´ıa un corte tanto de suministro a la instalaci´on como de entrega de energ´ıa a la red por parte del parque. - La salida de la celda principal se realiza con una conexi´on de 3 cables por fase de 630 mm2 , lo que vuelve este lugar un punto d´ebil de la conexi´on. - Las longitudes de los cables de mayor secci´on de los ramales (500 mm2 ) son muy distintas y en un caso llega a tener una distancia de m´as de 2500 mts. lo que genera la necesidad de realizar ´ en el orden de 5 empalmes por fase. Estos son puntos vulnerables de la conexi´on y se realizan en ramales que generan casi 17 M W . Esto se debe a que se prev´en futuras ampliaciones a menores distancias.

Tabla 3.5: Ventajas y desventajas del parque e´olico 4.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS

3.2.

Recomendaciones sobre la planificaci´ on

Con esta secci´on se pretende destacar los puntos m´as relevantes de la planificaci´on, brindando posibles recomendaciones acerca de la misma. Para ´estas, el desarrollo ha sido basado en el propio an´alisis de layouts y unifilares as´ı como tambi´en en experiencias laborales personales. A partir de los proyectos detallados, se desprenden 2 aspectos importantes. Por un lado, no existen diferencias considerables en la metodolog´ıa de conexi´on ni en la elecci´on de equipos y cables. Por otro lado, la elecci´on de todos los materiales se realiza enfocado desde el punto de vista econ´omico, es decir que la utilizaci´on de los materiales se elige con el menor costo posible de inversi´on o el que genere m´as ganancias durante el funcionamiento. En base a esto, se consideran las siguientes recomendaciones para los parques e´olicos en cuesti´on: Se considera importante tener una celda de respaldo que sea capaz de soportar la corriente nominal de toda la instalaci´on, es decir In =1250 A, tanto para los casos en estudio como tambi´en para parques que generen hasta 68 M W . Esto garantizar´ıa la recuperaci´on del servicio en un tiempo mucho m´as acotado en caso de ruptura o falla de la celda de interconexi´on con el transformador de potencia, adem´as de servir tambi´en para sustituir cualquiera de las celdas que salen a los ramales, lo cual es muy relevante. Prever posibles expansiones de la instalaci´on, utilizando un transformador de potencia que exceda en un porcentaje razonable (a decidir por el proyectista e inversionista) la potencia instalada. En principio, un u ´nico transformador de potencia parece ser una debilidad del sistema y por lo tanto habr´ıa que tener presente el hecho de comprar uno, as´ı como tambi´en la disponibilidad de UTE para suministrar uno de estos equipos en caso de falla y as´ı, poder realizar una comparativa costo de alquiler vs. costo de la indisponibilidad. Evitar utilizar m´as de un cable por fase, sobre todo en los ramales, ya que esto genera m´ ultiples empalmes por fase y a veces hasta un tren de enchufables a la llegada de la celda u otras formas de conectar las terminales, lo cual genera m´ ultiples puntos vulnerables de la instalaci´on pasibles de incendios o p´erdidas de energ´ıa. Verificar que los cables tengan alta rigidez diel´ectrica, bajas p´erdidas diel´ectricas, resistencia elevada a las descargas parciales y buenas caracter´ısticas t´ermicas, de manera de poder ser enterrados disminuyendo la probabilidad de futuras fallas en los mismos. Es importante tener bien identificado la zona en la cual est´an hechos los empalmes dado que las fallas m´as comunes se dan en los mismos. De esta forma se acceder´ıa con facilidad a realizar el correctivo correspondiente. Minimizar, siempre que sea posible, las distancias de cables de modo de disminuir la cantidad de empalmes a realizar. Para esto, son necesarias 2 consideraciones. Por un lado, conectar los ramales de forma radial y ramificar desde MAADMA - IIE - UDELAR

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS las celdas de los AEG’s y no desde la subestaci´on. Por otro lado, ubicar la subestaci´on lo m´as cercana posible al punto en el que se encuentran los ramales, de modo de evitar recorrer distancias considerables con todos los cables, hecho que generar´ıa la creaci´on de m´ ultiples empalmes. Otro punto a tener en consideraci´on, es la mala pr´actica de realizar empalmes en el conductor de la torre que se dirige a la g´ondola. Este tramo es en particular delicado por su cercan´ıa con el equipo y cualquier falla que suceda puede quemar o averiar el mismo. Se considera importante que las subestaciones tengan de respaldo del transformador de servicios auxiliares, un generador, as´ı como tambi´en alg´ un sistema ininterrumpido de energ´ıa como lo son las UPS alimentadas del banco de bater´ıas. Los AEG’s cuentan en principio con 3 tipos de celdas: una de levante a barras, una de interconexi´on con el AEG y una o m´as celdas de salida a AEG’s, compuesta con un seccionador bajo carga y rel´e de paso de falta. Para esta u ´ltima celda, se considera necesario tener al menos una de respaldo, ya que la falla de una de ellas podr´ıa poner fuera de servicio casi la totalidad de los AEG’s de un ramal. Realizar estudio econ´omico a fines de determinar la secci´on m´as conveniente de los cables, teniendo en consideraci´on las perdidas el´ectricas producidas en ´estos, el costo de los mismos y la vida u ´til del parque.

3.3.

Operaci´ on y mantenimiento en cables

En cuanto a lo que operaci´on y mantenimiento se refiere, es v´alido aclarar que se debe constar de todos los manuales de los equipos de playa y subestaci´on de modo de realizar los respectivos mantenimientos con la periodicidad adecuada de forma enlentecer el deterioro. Teniendo presente el objetivo de esta tesis, no se explaya en temas de operaci´on y mantenimiento de cada equipo en particular pero s´ı se considera de vital importancia el estudio en cables, sabiendo por bibliograf´ıa e informaci´on emp´ırica, que las principales fallas en cables subterr´aneos se da en los empalmes de los mismos y es, por este motivo, que se procedi´o a ahondar en el tema. M´as all´a de detectar fallas, en la actualidad, la tendencia mundial est´a basada en la anticipaci´on temprana de un siniestro el´ectrico, mediante la aplicaci´on de t´ecnicas de diagn´ostico de cables y sus accesorios, tendientes a controlar desde la instalaci´on de los mismos, el tipo de falla que a futuro tendr´an, cuando se constituyan como parte integrante de un tendido subterr´aneo, permitiendo analizar metro a metro el estado de degradaci´on, ya sea ascendente o estable. Las empresas de energ´ıa, cuentan hoy con una opci´on eficiente, y con normativas habilitantes, para certificar el estado de sus redes subterr´aneas de energ´ıa. Algunas optan por no cambiar sus tradicionales m´etodos de ensayos, y sus cables siguen fallando en servicio, teniendo que realizar reparaciones de emergencia, clientes 38

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS insatisfechos, y p´erdida de ingresos; sin embargo, el estimar el grado de confiabilidad de un alimentador subterr´aneo, forma parte de la valoraci´on de los activos de una empresa distribuidora, posibilitando determinar su rentabilidad real proyectada. La gran cantidad de antiguos cables de MT/AT, a´ un en servicio, influyen en la fiabilidad de la red de distribuci´on el´ectrica. En consecuencia, los ensayos de diagn´ostico en campo, son actualmente requeridos para evaluar la gravedad de la degradaci´on, y para determinar cu´ales cables, empalmes o terminales, requieren de un inmediato reemplazo. Las nuevas t´ecnicas para el diagn´ostico de cables y sus accesorios, permiten controlar desde la recepci´on de los mismos, el tipo de falla que a futuro tendr´an, cuando se constituyan como parte integrante de un tendido subterr´aneo, y adem´as, permiten tambi´en analizar metro a metro el estado de degradaci´on, ascendente o estable, que sufra con el paso del tiempo. Para esto, la aplicaci´on conjunta de t´ecnicas de ensayos espec´ıficos por VLF2 - Descargas Parciales - Tangente Delta, ofrecen un nuevo y preciso panorama de an´alisis, tendiente a determinar el estado real de degradaci´on de empalmes y en especial de terminales de MT/AT. En la actualidad, la norma IEEE 400.2001 [24] cubre los ensayos de sistemas de cables instalados, de clase 5 KV a 500 KV , en todas sus etapas: Instalaci´on Aceptaci´on - Mantenimiento - Diagn´ostico. El uso de la tecnolog´ıa VLF sinusoidal, permite hoy en d´ıa la realizaci´on de los ensayos de instalaci´on y de diagn´ostico de estado de cables subterr´aneos de MT/AT/EAT, posibilitando mediciones precisas en las m´as extensas longitudes de tendidos.

3.3.1.

Ensayos el´ ectricos en cables

Aqu´ı, se procede a detallar cada uno de los ensayos a ser realizados sobre cables: 3.3.1.1.

Ensayo de tensi´ on resistida en very low frequency (VLF 0,1 Hz)

Acorde a lineamientos de [24]. Objetivos:

Determinar el criterio de aceptaci´on o rechazo de un determinado sistema de cables bajo ensayo. Producci´on de un stress el´ectrico intenso y suficiente para permitir que los defectos incipientes, en casos de existir, se expongan como fallas en el momento del ensayo, y no durante la operatoria en servicio de la l´ınea. 2

VLF: Muy baja frecuencia

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS Lineamientos: Las ventajas de la utilizaci´on de la tecnolog´ıa VLF (Very Low Frequency), han posicionado a este modo de ensayo como la alternativa m´as eficaz para las pruebas de tensi´on aplicada en las etapas de Instalaci´on / Aceptaci´on y Mantenimiento de cables subterr´aneos con aislaciones termo-pl´asticas, como as´ı tambi´en para ensayos de diagn´ostico de estado, por Descargas Parciales / Tangente Delta, sobre cables de MT, AT y EAT. Descartado mundialmente el uso de la Corriente Continua como m´etodo de ensayo, en la actualidad m´as de una decena de normativas internacionales vigentes en Europa y USA, amparan y rigen los procedimientos de pruebas en VLF sobre cables XLPE - LPD - EPR - PILC. Un equipo de ensayo bajo el sistema VLF, ser´a todo aquel que pueda generar una se˜ nal de corriente alternada, de una frecuencia del orden de los 0, 01 Hz a 1 Hz. La bondad de un equipo para ensayos en VLF, es la de aproximarse lo m´as posible a un ensayo efectuado en corriente alterna a la frecuencia de red, pero la diferencia sustancial radica en la baja potencia que se requiere en modo VLF 0, 1 Hz, frente a los de 50 Hz o 60 Hz. Muchas fallas en cables subterr´aneos, son debidas a una ineficiente ejecuci´on de sus empalmes, y para estos casos, el VLF est´a demostrando ser un m´etodo f´acil y seguro para mantener la confianza en los sistemas de distribuci´on de energ´ıa. Los nuevos sistemas VLF, permiten realizar tanto la serie de ensayos de tensi´on aplicada (tensi´on resistida), de acuerdo a la secci´on 5.3 de la norma IEEE 400.3 [26], como as´ı tambi´en, los ensayos de diagn´ostico de estado (degradaci´on) acorde a lo establecido en la norma IEEE Std 400.2 [25], sobre sistemas de cables de hasta 20 km de cables, con solo 20 KV A de potencia de red, y con una frecuencia seleccionable de 0, 02 - 0, 05 y 0, 1 Hz. Frente a la necesidad de dejar de lado los ensayos en Corriente Continua, debido a los efectos perjudiciales que esta produce sobre las aislaciones tipo XLPE, la versatilidad de la tecnolog´ıa VLF, por sobre los equipos resonantes convencionales, marca una diferencia fundamental tanto en dinamismo como en capacidad de diagn´ostico. 3.3.1.2.

Ensayo/mapa de descargas parciales

Acorde a lineamientos de [26]. Objetivos: Trazado del mapa de producci´on de Descargas Parciales de todo el sistema (cable-empalmes) con especial discriminaci´on metro a metro / empalme a empalme. B´ usqueda de fallas incipientes. Medici´on global de descargas parciales con registros digitales, sobre cada uno de las fases, mediante aplicaci´on de tensi´on de prueba. 40

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS Captura, registro e interpretaci´on de las se˜ nales obtenidas durante un intervalo m´ınimo de 60 minutos por fase. Obtenci´on del mapa de distribuci´on de descargas a lo largo del cable ensayado (gr´afico metros versus pico-coulombs), con discriminaci´on del nivel de emisi´on, en cada empalme/metro de cable. Confecci´on de protocolo completo de diagn´ostico, con alcance de estado actual. Lineamientos: La actualizaci´on tecnol´ogica en materia de ensayos de ”Diagn´ostico de Estado”, m´as all´a de cuantificar un valor ”global”de las Descargas Parciales de un tendido de alta tensi´on, acorde a IEC-60270[7], lo cual ser´ıa muy poco u ´til dado que no se podr´ıa identificar cual ser´ıa el accesorio, empalme, terminal y/o tramo de cable que las producen en mayor medida, permite tambi´en realizar un trazado o mapa integral de las Descargas Parciales que posee un sistema de cables instalados, posicionadas en funci´on a su metraje (mapa pico-coulombs vs. metros). El principio de medici´on para el trazado de este mapa, est´a basado en la RE˜ FLECTOMETR´IA DE SENALES. Una vez que se producen las DP3 mediante la aplicaci´on de una tensi´on de prueba VLF, las mismas viajar´an hacia ambos extremos del cable; reflej´andose en los terminales y produciendo, un trazo t´ıpico de tres impulsos por cada evento de descarga. 3.3.1.3.

Ensayo de tangente de delta o factor de disipaci´ on

Acorde a lineamientos de [26]. Objetivos:

An´alisis de T g δ 4 vs. Capacidad vs. Tensi´on aplicada, para detecci´on de problemas de contaminaci´on y/o humedad. Medici´on con registro digital sobre cada fase asociada mediante la aplicaci´on de alta tensi´on V LF (0, 1Hz), acorde a [24]. Captura de registro e interpretaci´on de las se˜ nales obtenidas durante un intervalo m´ınimo de 15 minutos. Resultados expuestos en valores de tangente - tensi´on aplicada - y capacidad el´ectrica de la muestra. Lineamientos: Los ensayos de “diagn´ostico”, se complementan con los de T g δ, con una resoluci´on de 1 × 10−4 , acorde a [25]. Particularmente aplicada a un sistema de cables 3 4

DP: Descargas Parciales Tangente delta.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS de MT/AT, la T g δ refiere a la calidad y evoluci´on del material instalado en forma global (sistema u ´nico formado por cable/ terminales/ empalmes). La palabra “global” tiene aqu´ı un especial ´enfasis, dado que si una parte del sistema de cables , ll´amese terminal, empalme, o un tramo de cable, se encontrara con una baja estabilidad diel´ectrica, el resultado de la tangente en forma global, ser´ıa malo, a pesar que todo el resto de los componentes est´en en buen estado. Las mediciones de T g δ no permiten individualizar el punto del defecto, ni logran una separaci´on entre estado de cables / empalmes / terminales; es por eso que se trata de una medici´on complementaria a la del mapa de Descargas Parciales (ubicaci´on puntual). 3.3.1.4.

Reflectometr´ıa diferencial de conductores

Acorde a lineamientos de [28]. Objetivos:

Mediciones con registros digitales, sobre cada uno de las fases asociadas, mediante la inyecci´on de se˜ nales de baja tensi´on (14 V ), y alta frecuencia (10 khz). Obtenci´on del mapa de discontinuidades y cambios de impedancias a lo largo de cada tendido. Emisi´on de reporte con descripci´on de anomal´ıas o discrepancias atribuidas a radios de curvaturas, empalmes, aplastamientos, ingreso de humedad, cambios de secciones y todo otro tipo de imperfecciones detectadas. Estudio de discrepancias comparativas entre distintas fases de una misma terna. Lineamientos: Se dice que la Reflectometr´ıa Convencional, permite “ver” en el interior de un cable y a lo largo de todo su recorrido. Un empalme que forma parte de un tendido subterr´aneo, puede ser analizado en cuanto a su calidad de confecci´on / estado actual, por medio de la aplicaci´on de las t´ecnicas de reflectometr´ıa convencional. A diferencia de lo que sucede con un instrumento de lectura directa, en donde la magnitud a leer queda definida num´ericamente, sin lugar a discusiones; en un reflect´ometro aparece ahora el t´ermino “interpretaci´on”, es decir que el especialista no tendr´a ante sus ojos un valor num´erico absoluto, sino que deber´a interpretar una gr´afica (gr´afica reflectom´etrica), la cual seguramente contendr´a todas las respuesta a sus preguntas, pero deber´a “interpretar” seg´ un su raciocinio, que es lo que le est´a indicando la misma.

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS Un TDR5 diferencial identifica y posiciona temporalmente mediante una reflexi´on de su se˜ nal incidente, todo cambio de impedancia en un cable. Estos cambios de impedancias pueden ser atribuidos a una gran variedad de circunstancias, entre ellas da˜ nos en el cable, ingreso de humedad, cambios en tipo de cable, instalaci´on inapropiada, radios de curvaturas extremos. Uno o todos los empalmes que forman parte de un tendido subterr´aneo, pueden ser analizados en cuanto a su calidad de confecci´on / estado actual, por medio de la aplicaci´on de las t´ecnicas de reflectometr´ıa convencional, pero para la interpretaci´on eficiente de sus resultados, es necesario manejar cuidadosamente los conceptos de: atenuaci´on, ubicaci´on, cantidad total de empalmes existentes en el tendido, y la existencia o no de otros empalmes ubicados en forma previa al analizado. Estando el sistema de cables desenergizado y libre de tierras en ambos extremos, se realizar´a una toma reflectom´etrica a distintos niveles de ganancias, utilizando un reflect´ometro de canal dual que permite mediciones del tipo diferencial. Por medio de la aplicaci´on de pulsos el´ectricos de alta frecuencia sobre cada conductor; se proceder´a al registro de todos y de cada uno de los cambios de impedancias (reflexiones) que la muestra produzca. Estos cambios ser´an visualizados como pulsos de polaridades espec´ıficas en el registro de reflectometr´ıa, para ser sometidos a un an´alisis de causa/origen de los mismos. 3.3.1.5.

Ensayo de integridad de la cubierta exterior

Acorde a lineamientos de [6] y [29]. Objetivos:

Determinaci´on de puntos a tierra en la pantalla, a lo largo de toda la l´ınea. Verificar la existencia de zonas en las que se ha producido una rotura de la cubierta exterior del cable, permitiendo el posible ingreso de humedad y proceso de degradaci´on. Evitar puntos de calentamiento concentrado. Medici´on efectuada mediante la aplicaci´on de tensi´on de ensayo de corriente continua (cc), nivel de tensi´on de ensayo de hasta 10 kV cc, durante 1 minuto, de acuerdo a [4], [2] y [3]. Lineamientos: Se proceder´a a levantar las conexiones a tierra de las pantallas, en ambos extremos de l´ınea. Desde la subestaci´on, se aplicar´a tensi´on continua entre pantalla de una fase y tierra, colocando las otras dos pantallas y los conductores de las fases a tierra. La tensi´on aplicada se incrementar´a en escalones hasta alcanzar el valor 5

TDR: Medici´ on de reflexi´ on trif´ asica

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´ ´ CAP´ITULO 3. ANALISIS DE DISTINTOS PARQUES EOLICOS m´aximo de ensayo: 10 kV de tensi´on continua. Este procedimiento se repetir´a por cada pantalla de cada fase. La tensi´on de prueba ser´a aplicada durante 1 minuto por cada pantalla. Durante el ensayo se verificar´a que no se produzcan descargas disruptivas ni incrementos sustanciales de corrientes, seg´ un lo establecido en [6] y [29]. La comparaci´on de valores obtenidos en cada medici´on (cada fase) ser´a de car´acter cuantitativo para determinar condiciones de anomal´ıas. En caso de detectarse una marcada asimetr´ıa de las corrientes medidas o una falla a tierra, se proceder´a a sectorizar las mediciones con el objetivo de determinar la secci´on con falla.

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Cap´ıtulo 4 Flicker En el an´alisis del comportamiento de las redes el´ectricas, los temas de mayor influencia en la calidad de energ´ıa el´ectrica, entre otros, son los arm´onicos, las sub y sobre tensiones, las interrupciones y el flicker. Este u ´ltimo preocupa desde hace varios a˜ nos a organizaciones y pa´ıses del mundo por las consecuencias que genera. El flicker es el fen´omeno de variaci´on de la intensidad del flujo luminoso que afecta a la visi´on humana, generado por fluctuaciones (modulaciones) en la tensi´on de la red el´ectrica. Es un problema de percepci´on visual, puesto que el fen´omeno depende principalmente de las personas que lo observan. La molestia causada en la visi´on provoca cansancio prematuro en la vista e irritabilidad en las pupilas por estar en continua dilataci´on y contracci´on ajust´andose al nivel de iluminaci´on, especialmente cuando un lector recorre el texto de un libro. Las frecuencias consideradas como flicker dependen de la tensi´on y frecuencia nominal de la red el´ectrica. Para los sistemas de 50 Hz el rango de flicker es de 0, 05 hasta 35 Hz a 230 V de tensi´on nominal y para 60 Hz es de 0, 05 Hz hasta 42 Hz a 120 V . Ambos rangos de frecuencia de flicker se registraron con la iluminaci´on en base a una l´ampara incandescente de 60 W , y surgen por la diferencia en las constantes de tiempo de los filamentos para cada tensi´on, que imprimen distintas respuestas en frecuencia. Las principales causas son las conexiones de grandes motores de inducci´on, generadores, compresores, trenes laminadores, bancos de capacitores, soldadoras y hornos de arco (cargas no lineales) conectados a redes el´ectricas deficientes, de baja potencia de corto circuito, o en aquellas sin sistemas de control de inhibici´on de transitorios. El flicker se puede clasificar seg´ un su naturaleza, en dos categor´ıas: sistem´atico (o peri´odico) y aleatorio (o no peri´odico), pudiendo manifestarse simult´aneamente. El flicker peri´odico puede ser consecuencia de cargas o servicios repetitivos como compresores, soldadoras de punto y de arco, en cambio, el flicker no peri´odico es provocado por la eventual conexi´on de grandes cargas. Ambos tipos de flicker pueden presentarse simult´aneamente. 45

CAP´ITULO 4. FLICKER

4.1.

Origen de las variaciones en la calidad de energ´ıa

Este cap´ıtulo describe el origen y algunas de las herramientas b´asicas de an´alisis de las variaciones en la calidad de la energ´ıa. En las siguientes secciones se abordar´an temas como las variaciones de tensi´on y frecuencia, desequilibrio de tensi´on, el flicker resultante de las fluctuaciones de tensi´on, y la distorsi´on en la forma de onda.

4.2.

Variaciones de frecuencia de la tensi´ on

Las variaciones de frecuencia de la tensi´on es el primer tema abordado en este cap´ıtulo. En primera instancia de tratar´a sobre el origen estas variaciones, luego se discutir´a un m´etodo para limitaras, denominado control potencia-frecuencia. Por u ´ltimo se brinda un ejemplo con mediciones reales de estas variaciones en un grupo de sistemas interconectados.

4.2.1.

Equilibrio de potencia

El almacenamiento de la energ´ıa el´ectrica en grandes cantidades durante largos per´ıodos de tiempo no es posible, por lo tanto, la generaci´on y el consumo de energ´ıa el´ectrica debe estar en equilibrio. Cualquier desequilibrio en la generaci´on y producci´on provocar´a un cambio en la cantidad de energ´ıa presente en el sistema. La energ´ıa en el sistema est´a dominada por la energ´ıa de rotaci´on Erot de todos los generadores y motores: 1 (4.1) Erot = Jω 2 2 Donde J es el momento de inercia total de todas las m´aquinas rotativas y ω la velocidad angular a la que estas m´aquinas est´an girando. Un desequilibrio entre la potencia generada Pg y la potencia total consumida (incluyendo las p´erdidas) Pc provoca un cambio en la cantidad de energ´ıa de rotaci´on y por lo tanto en la velocidad angular: Pg − Pc dω = (4.2) dt Jω La inercia total es, normalmente, cuantificada a trav´es de la constante inercia H, la cual se define como la relaci´on entre la energ´ıa de rotaci´on a velocidad angular nominal ω0 y una potencia base Sb : H=

1 Jω02 2

Sb

(4.3)

La potencia base normalmente se toma igual a la suma de las potencias aparentes nominales de todos los generadores conectados al sistema. Sin embargo, los c´alculos que se realizan a continuaci´on son independientes de la elecci´on de la esta potencia base. Valores t´ıpicos de la constante de inercia de grandes sistemas se encuentran entre 4 y 6 s.

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CAP´ITULO 4. FLICKER Insertando 4.3 en 4.2, asumiendo que la frecuencia se mantiene cerca de la frecuencia nominal, y sustituyendo la velocidad angular por la frecuencia, se obtiene la siguiente expresi´on: f0 df = (Pg − PC ) (4.4) dt 2H Donde Pg y Pc son los valores en por unidad (p.u.) sobre la misma base que la constante inercia H. Considerando un desequilibrio de 0, 01pu entre la generaci´on y la producci´on en un sistema con una constante de inercia de 5 s. Esto conduce a un cambio en la frecuencia igual a 0, 05 Hz/s. Si habr´ıa un excedente de 0, 01pu de generaci´on, la frecuencia se elevar´ıa a 51 Hz en 20 s; en cambio, para un d´eficit de 0, 01 pu en la generaci´on, la frecuencia se reducir´ıa a 49 Hz en 20 s. Es muy dif´ıcil predecir la carga con una exactitud del 1 %. En base a esto, se concluye que para mantener constante la frecuencia del sistema es necesario alg´ un tipo de control. La p´erdida repentina de una gran central el´ectrica de potencia 0, 15pu provocar´a una ca´ıda de la frecuencia igual a 1 Hz/s. Es decir, en 1 s la frecuencia ha bajado a 49 Hz. Dado que la p´erdida s´ ubita e inesperada de una gran unidad generadora no puede descartarse, es evidente que existe la necesidad de un control autom´atico de la frecuencia y del equilibrio entre la generaci´on y el consumo. A continuaci´on se incluye un ejemplo a los efectos de fijar estas ideas. Se pretende determinar la cantidad de energ´ıa el´ectrica y magn´etica presente en 500 km de una l´ınea a´erea trif´asica de 400 kV cuando transporta 1000 M W de potencia activa con un factor de potencia unitario. Suponiendo que la l´ınea presenta una inductancia y capacitancia igual a 1 mH/km y 12 nF/km respectivamente, se obtiene que la cantidad de energ´ıa el´ectrica y magn´etica presentes en la l´ınea son: 1 2 Cu = 320 kJ 2 1 Energ´ıa magn´etica: Ci2 = 1040 kJ 2 Para un factor de potencia unitario los picos en la energ´ıa magn´etica y el´ectrica (corriente y tensi´on) se producen simult´aneamente, de modo que la energ´ıa electromagn´etica total m´axima es igual a 1360 kJ. Al igual que antes, se puede expresar esto como una constante de tiempo dividiendo entre la potencia nominal. Para una base de 1000 M V A, se tiene una constante de tiempo de 1, 4 ms. Este resultado es significativamente menor a cualquier constante de tiempo entre 4 y 6 s de la potencia de rotaci´on. Por lo tanto, en base a este ejemplo, se confirma la declaraci´on realizada al comienzo de esta secci´on de que la energ´ıa presente en un sistema est´a dominada por la energ´ıa de rotaci´on de generadores y motores. Energ´ıa el´ectrica:

4.2.2.

Control potencia-frecuencia

Para mantener el equilibrio entre la generaci´on y consumo de la energ´ıa el´ectrica la mayor´ıa de las grandes unidades de generaci´on est´an equipadas con un control MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER potencia-frecuencia. Mantener el valor de la frecuencia cercano a su valor nominal es una consecuencia de mantener el equilibrio entre la generaci´on y el consumo. La frecuencia medida se compara con una frecuencia de referencia (la frecuencia nominal, 50 o 60 Hz, en casi todos los casos). Cuando la frecuencia medida es mayor a la frecuencia nominal, esto indica un excedente de energ´ıa de rotaci´on en el sistema. Para corregir esto, el generador reduce su potencia activa. M´as correctamente, la potencia activa de la m´aquina motriz del generador es reducida. Esto conduce, luego de un transitorio, a un nuevo estado estacionario con una menor cantidad de energ´ıa el´ectrica suministrada al sistema. El principio del control potencia-frecuencia se muestra en la figura 4.1. La entrada al “speed governor” (regulador de velocidad) es un ajuste de potencia corregido PSET (corregido seg´ un la desviaci´on de la frecuencia de su valor de referencia). El regulador de velocidad es un sistema de control que suministra una se˜ nal a la m´aquina motriz de manera de regular la energ´ıa mec´anica entregada al generador. Por ejemplo, para una central t´ermica, se suministra la se˜ nal a las v´alvulas de vapor para regular la cantidad de vapor de agua que llega a la turbina. La turbina reacciona a esto, con un cierto retraso, cambiando la cantidad de energ´ıa mec´anica. Para el prop´osito de esta secci´on, es suficiente saber que hay un retraso de tiempo de varios segundos (10 s o m´as para grandes unidades) entre el cambio en la se˜ nal de potencia en la entrada del regulador y un cambio en la potencia mec´anica producida por la turbina.

Figura 4.1: Control potencia-frecuencia Considerando el sistema en estado estacionario, el control potencia-frecuencia se basa en la siguiente expresi´on: P = PSET −

1 (f − fSET ) R

(4.5)

Donde R se conoce como la pendiente de ajuste. Esta relaci´on se muestra en la figura 4.2. Cuando la frecuencia del sistema disminuye, aumenta la producci´on de energ´ıa. Esto compensa la causa que origin´o la disminuci´on de la frecuencia (un d´eficit de generaci´on). El ajuste de la frecuencia es igual a la frecuencia nominal del sistema y es la misma para todos los generadores conectados al sistema. 48

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.2: Relaci´on entre la frecuencia del sistema y la cantidad de energ´ıa generada por una unidad generadora. 4.2.2.1.

Spinning Reserve - “Reserva giratoria”

Para poder realizar un aumento de la potencia generada cuando hay un d´eficit de generaci´on, por ejemplo, cuando una unidad generadora grande se desconect´o del sistema, la energ´ıa producida por un generador debe ser menor de su capacidad m´axima. La cantidad de potencia adicional que se puede producir en cuesti´on de segundos se llama “reserva giratoria”. La reserva giratoria total de un sistema interconectado debe ser al menos igual a la unidad m´as grande conectada al sistema.

Figura 4.3: Curva de carga diaria (l´ınea continua curva) para un sistema de energ´ıa, con la potencia total equivalente de los ajustes de potencia de los generadores (l´ıneas continuas rectas) y la reserva giratoria (l´ıneas discontinuas).

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CAP´ITULO 4. FLICKER 4.2.2.2.

Elecci´ on de la potencia de ajuste PSET

La figura 4.3 muestra una curva de carga diaria hipot´etica de un sistema. Una curva de este tipo se utiliza para programar la capacidad de generaci´on necesaria. El d´ıa se divide en un n´ umero de intervalos de tiempo, t´ıpicamente de entre 15 y 30 min de duraci´on. Para cada intervalo se determina la carga esperada. Esta generaci´on requerida se distribuye entonces sobre un n´ umero de estaciones generadoras. Para cada intervalo de tiempo la suma de los ajustes de potencia se elige igual a la carga esperada. La programaci´on real se encuentra en la mayor´ıa de los pa´ıses realizada por un principio de libre mercado, donde cada generador puede hacer ofertas. Cuando una oferta es aceptada para un determinado intervalo de tiempo, se convertir´a en el ajuste de potencia del generador para este intervalo. Adem´as, se puede fijar la reserva giratoria para cada intervalo de tiempo, pero esto normalmente se toma como un porcentaje fijo de la potencia total. 4.2.2.3.

Intercambio de carga

Un cambio en la carga, o un cambio en la configuraci´on de la generaci´on, resulta en un cambio en la energ´ıa generada para todas las unidades de generaci´on equipadas con un control potencia-frecuencia. Considerando un sistema con n generadores con sus correspondientes ajustes de potencias Pi,SET , pendientes de ajuste Ri , y un ajuste de frecuencia igual a fSET . Notar que el ajuste de potencia y la pendiente de ajuste se definen para cada unidad de generaci´on, mientras que el ajuste de frecuencia es el mismo para todas. La energ´ıa producida por cada generador a una frecuencia dada f se muestra en la ecuaci´on 4.6. Pi = Pi,SET −

1 (f − fSER ) Ri

(4.6)

La suma de todos los ajustes de potencia es igual a la carga total proyectada: n X

Pi,SET = Pc

(4.7)

i=1

Suponga que la carga real se desv´ıa de la carga proyectada en una cantidad ∆Pc , de este modo, en estado estacionario se tiene que: Pg = Pc + ∆Pc

(4.8)

Combinando las ecuaciones 4.6, 4.7 y 4.8 se tiene que: Pg =

n X i=1

Pi =

n X

Pi,SET + ∆Pc

(4.9)

i=1

Lo que se traduce en una frecuencia de estado estacionario dada por: ∆Pc i=1 (1/Ri )

f = fSET − Pn

(4.10)

El aumento en el consumo hace que la frecuencia del sistema disminuya en una cantidad determinada por la configuraci´on del control potencia-frecuencia de todos 50

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CAP´ITULO 4. FLICKER los generadores. Cada generador contribuye al aumento de la generaci´on seg´ un la inversa de su pendiente de ajuste: 1/Rk Pk = Pk,SET + Pn ∆Pc i=1 (1/Ri )

(4.11)

La pendiente de ajuste es normalmente un valor constante en por unidad, donde la potencia del generador es utilizada como base. Para un generador de potencia nominal S y una pendiente de ajuste en por unidad igual a Rpu , la pendiente de ajuste en Hz por MW (Hz/M W ) es igual a: fSET (4.12) S Con fSET t´ıpicamente igual a f0 , la frecuencia nominal. Suponiendo que la pendiente de ajuste en por unidad es la misma para todas las unidades, la nueva frecuencia de estado estacionario se obtiene insertando 4.12 en 4.10, es decir: Rk = Rpu

∆Pc f = fSET − Pn Rpu fSET i=1 Si

(4.13)

La disminuci´on relativa de la frecuencia es funci´on del d´eficit relativo en la generaci´on y de la pendiente de ajuste en por unidad: ∆f ∆Pc = − Pn Rpu fSET i=1 Si

(4.14)

Cada generador contribuye seg´ un la relaci´on de su potencia nominal a cualquier d´eficit en la generaci´on: Sk Pk = Pk,SET + Pn

i=1

Si

∆Pc

(4.15)

Por lo tanto, los grandes generadores contribuyen m´as que los generadores de menor tama˜ no. Esto requiere reserva giratoria, la cual es un porcentaje fijo de la potencia nominal de la unidad de generaci´on.

4.2.3.

Ejemplos de variaciones reales de frecuencia

Ejemplos de medidas de variaciones reales de frecuencia se muestran en la figura 4.4. Como se ha explicado en las secciones anteriores, las variaciones de frecuencia son las mismas a lo largo de un sistema interconectado y est´an relacionadas con el desequilibrio relativo entre generaci´on, carga y control potencia-frecuencia. En t´erminos generales, cuanto mayor sea el sistema, menores son las variaciones de frecuencia. Los datos presentados aqu´ı fueron recogidos en cinco lugares diferentes en cinco sistemas interconectados diferentes. La figura 4.4 da la frecuencia promedio en 1 minuto durante un per´ıodo de dos d´ıas (48hs).

4.3.

Variaciones de magnitud de la tensi´ on

En esta secci´on se abordar´a el tema de las variaciones lentas de magnitud de la tensi´on. La secci´on comienza con una visi´on general del impacto de las variaciones de tensi´on en los equipos de los usuarios finales, seguido por la presentaci´on de MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.4: Variaciones de frecuencias medidas en Suecia (izquierda arriba), Espa˜ na (centro arriba), costa este de China (derecha arriba), Singapur (izquierda abajo) y Gran Breta˜ na (derecha abajo). varias expresiones para el c´alculo de las ca´ıdas de tensi´on en el sistema. Tambi´en se discutir´a el impacto de la generaci´on distribuida en las variaciones de tensi´on. La secci´on concluye con una visi´on general de los m´etodos de control de tensi´on.

4.3.1.

Efecto de las variaciones de tensi´ on en los equipos

Las variaciones de tensi´on pueden afectar el rendimiento y la vida u ´til de los equipos. Algunos ejemplos son los siguientes: Cualquier sobretensi´on aumentar´a el riesgo de falla de aislamiento. Esto es v´alido para los componentes del sistema, tales como transformadores y cables, as´ı como para los equipos de los usuarios finales como motores. Esto es obviamente un efecto a largo plazo y en la mayor´ıa de los casos no es significativo. Motores de inducci´on: • Las subtensiones (disminuciones de la tensi´on) provocan la disminuci´on del par de arranque de los motores de inducci´on. Un par de arranque reducido puede aumentar significativamente el tiempo necesario para acelerar el motor, adem´as de producir sobrecalentamientos debido a la elevada corriente que toma el motor durante el arranque. • Las sobretensiones provocan el aumento del par, el aumento de la corriente y la disminuci´on del factor de potencia durante el arranque. El aumento del par de arranque aumentar´a tambi´en los esfuerzos mec´anicos sobre los acoplamientos y el equipo accionado. Las altas corrientes durante el arranque provocan ca´ıdas de tensi´on en el sistema, que pueden perjudicar a las cargas m´as cercanas al motor. 52

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CAP´ITULO 4. FLICKER L´amparas incandescentes: El nivel de emisi´on de luz y la vida de estas l´amparas son fuertemente afectados por la tensi´on. La vida esperada de una l´ampara incandescente es significativamente reducida por un peque˜ no aumento porcentual en la magnitud de la tensi´on. El tiempo de vida aumenta levemente para tensiones m´as bajas a la nominal, sin embargo, esto no logra compensar la vida u ´til perdida debido a sobretensiones. L´amparas fluorescentes: La emisi´on de luz var´ıa, aproximadamente, en forma proporcional a la tensi´on aplicada. El tiempo de vida de estas l´amparas se ve menos afectado por las variaciones de tensi´on que las l´amparas incandescentes. Dispositivos calentadores por resistencia: La energ´ıa consumida y, por lo tanto, la producci´on de calor de calentadores por resistencia var´ıa seg´ un el cuadrado de la tensi´on. De este modo, una ca´ıda de tensi´on del 10 % equivale a una disminuci´on del calor producido en aproximadamente un 20 % (0, 92 = 0, 81). Una disminuci´on de la tensi´on dar´a lugar a un aumento del ciclo de trabajo de cualquier equipo que utilice un termostato para su operaci´on (equipos de calefacci´on, refrigeradores, equipos de aire acondicionado). El resultado de este hecho es que, para un grupo de estos elementos, la corriente total se incrementar´a. A pesar de que estos equipos se comportan individualmente como una carga de resistencia constante, un grupo de ellos se comporta como cargas de potencia constante. Este fen´omeno es uno de los factores que contribuyen al colapso de la tensi´on. Los equipos electr´onicos pueden funcionar menos eficientemente debido a subtensiones. Tensiones superiores a la nominal, har´an a estos equipos m´as sensibles a las sobretensiones. A medida que el control interno de tensi´on de estos equipos mantiene la tensi´on a un nivel constante (t´ıpicamente mucho menor a la tensi´on de la red), una reducci´on en tensi´on en los terminales del equipo conducir´a a un aumento de la corriente, lo que generar´a un aumento de las perdidas y una la reducci´on del tiempo de vida del equipo. Transformadores: Una tensi´on m´as alta que la nominal sobre los terminales del transformador aumentar´a la corriente de magnetizaci´on del equipo. Dado que la corriente de magnetizaci´on es una onda fuertemente distorsionada, la forma de onda de la tensi´on se ver´a afectada.

4.3.2.

C´ alculo de la variaci´ on de magnitud de la tensi´ on y su relaci´ on con el flujo de potencia

En esta secci´on se considera que la tensi´on es una onda sinusoidal sin distorsi´on. Es decir, la tensi´on se puede expresar como: u(t) =

√

2ucos(2πf0 t)

(4.16)

Donde u es el valor eficaz de la tensi´on y f0 la frecuencia. Para los c´alculos se utilizar´a el fasor U correspondiente a la tensi´on u(t). A los efectos de modelar el impacto en la tensi´on de cierta carga, se considera el modelo equivalente de Th´evenin de la red visto desde los terminales de la carga. En MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER la figura 4.5 se muestra este equivalente Th´evenin.

Figura 4.5: Modelo equivalente de Th´evenin de la red visto desde los terminales de la carga. En base al circuito de la figura 4.5, se tiene que: U = E − IZ

(4.17)

Por otro lado, la potencia compleja entregada a la carga es: S = U Ib = P + jQ

(4.18)

Siendo Pinst la potencia activa y Q la potencia reactiva consumida por la carga. Tomando a la tensi´on sobre la carga como origen de fase (U = U ), se cumple la siguiente expresi´on para la corriente absorbida por la carga en funci´on de las potencias Pinst y Q: P − jQ U Definiendo la ca´ıda de tensi´on compleja: ∆U = E − U , se tiene que: I=

U ∆U = RP + XQ + j(XP − RQ)

(4.19)

(4.20)

Donde R y X son la parte real e imaginar´ıa de la impedancia Z respectivamente, es decir, Z = R + jX. La ca´ıda de tensi´on escalar o, simplemente, la ca´ıda de tensi´on (∆U ) se define como la diferencia entre los valores absolutos de E y U : ∆U = |E| − |U | = |U + ∆U | − U

(4.21)

Insertando 4.20 en 4.21 se obtiene la siguiente expresi´on para la ca´ıda de tensi´on (escalar) en funci´on de la potencia activa y reactiva: s 2  2 ∆U RP + XQ XP − RQ = 1+ + −1 (4.22) U U2 U2 Notar que la expresi´on 4.22 no puede utilizarse para calcular la tensi´on U , ya que aparece a ambos lados del signo de igualdad. Sin embargo, s´ı puede utilizarse para calcular la magnitud de la tensi´on E en caso de que la tensi´on en los terminales de la carga U sea conocida. Por lo tanto, dicha expresi´on puede utilizarse para calcular el aumento de la tensi´on debido a una reducci´on en la carga. 54

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CAP´ITULO 4. FLICKER 4.3.2.1.

Expresiones aproximadas

En la secci´on anterior se ha obtenido una expresi´on exacta para de la ca´ıda de tensi´on debido a una carga P + jQ. Sin embargo, esta expresi´on exacta usualmente no es utilizada. Esto se debe, en parte, a la complejidad que adquiere la expresi´on, incluso para casos simples. Adicionalmente, rara vez se conocen con exactitud la potencia activa y reactiva de carga, ya que estas potencias son generalmente funci´on de la tensi´on aplicada, de modo que la “expresi´on exacta” termina siendo una aproximaci´on despu´es de todo. Por lo tanto, expresiones simplificadas pero m´as pr´acticas se utilizan para estimar la ca´ıda de tensi´on. La aproximaci´on de primer orden de 4.22 se obtiene sustituyendo el cuadrado y la ra´ız cuadrada por sus aproximaciones de primer orden: (1 + x)2 ' 1 + 2x

(4.23)

√ 1 (4.24) 1+x'1+ x 2 El resultado es la siguiente expresi´on simplificada para la ca´ıda de tensi´on debida al flujo de potencia activa y reactiva: RP + XQ (4.25) U Llamando θ al ´angulo entre la tensi´on U y la corriente I (el ´angulo de fase de la impedancia de carga), se obtiene: ∆U =

∆U = RIcosθ + XIsenθ

(4.26)

Expresiones como 4.25 y 4.26 son com´ unmente utilizadas para el c´alculo de la ca´ıda de tensi´on debido a la carga. Como en la mayor´ıa de los casos, la ca´ıda de tensi´on se limita a un peque˜ no porcentaje, la aproximaci´on realizada es aceptable. Notar que la misma expresi´on puede obtenerse despreciando la parte imaginaria en 4.20. Incluyendo los t´erminos de segundo orden, se pueden realizar las siguientes aproximaciones: (1 + x)2 ' 1 + 2x + x2

(4.27)

√

1 1 1 + x ' 1 + x − x2 (4.28) 2 8 Esto resulta en las siguientes aproximaciones de segundo orden para la ca´ıda de tensi´on debido a la carga: RP + XQ 3 (RP + XQ)2 1 (XP − RQ)2 + + (4.29) U 8 U3 2 U3 Para ca´ıdas de tensiones peque˜ nas, tambi´en puede encontrarse una expresi´on aproximada para el cambio en el ´angulo de fase. De 4.20 se obtiene que: ∆U =

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55

CAP´ITULO 4. FLICKER

∆φ = arctan

Im(∆U ) U + Re(∆U )

!

 = arctan

XP − RQ 2 U + RP + XQ

 (4.30)

Realizando las simplificaciones arctan(x) ' x, U ' 1 y RP +XQ  1, se obtiene la siguiente aproximaci´on: ∆φ ' XP − RQ

(4.31)

Notar que estas expresiones sirven para calcular el cambio en la tensi´on en un s´olo lugar de la red debido a la corriente absorbida por la carga en dicho lugar. Dos posibles aplicaciones son, la variaci´on diaria de tensi´on debida a la variaci´on de la carga diaria, y el cambio en la tensi´on debido a un cambio de la corriente de carga. 4.3.2.2.

Ca´ıda de tensi´ on a lo largo de un cable alimentador

Considere un cable alimentador de baja tensi´on con carga distribuida, como se muestra en la figura 4.6. La densidad de carga activa y reactiva en cualquier ubicaci´on s a lo largo del cable alimentador se designa por p(s) y q(s), respectivamente. La potencia activa y reactiva total aguas abajo de la ubicaci´on s se denota por P (s) y Q(s), respectivamente. Estas u ´ltimas potencias determinan la corriente y por lo tanto la ca´ıda de tensi´on.

Figura 4.6: Cable alimentador con generaci´on o carga distribuida. De la figura 4.6 se obtienen las siguientes ecuaciones: P (s + ∆s) = P (s) + p(s)∆s

(4.32)

Q(s + ∆s) = Q(s) + q(s)∆s

(4.33)

P (s) Q(s) ∆s + x ∆s (4.34) U0 U0 Donde r + jx es la impedancia del alimentador por unidad de longitud y todas las variables se dan en por unidad. La aproximaci´on 4.34 se cumple para las peque˜ nas variaciones de la tensi´on alrededor de U0 . Si se utiliza U (s) en lugar de U0 , se obtienen ecuaciones diferenciales no lineales, dif´ıciles de resolver anal´ıticamente. Alternativamente, 4.34 puede obtenerse considerando una carga de corriente constante en lugar de potencia constante. U (s + ∆s) = U (s) + r

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CAP´ITULO 4. FLICKER Tomando l´ımite ∆s → 0 se obtienen las siguientes 3 expresiones: dP = p(s) ds

(4.35)

dQ = q(s) ds

(4.36)

dU 1 = (rP (s) + xQ(s)) (4.37) ds U0 Derivando 4.37 y utilizando 4.36 y 4.35 se obtiene una ecuaci´on diferencial de segundo orden (en caso de que r + jx sea constante a lo largo de la distancia s): d2 U 1 (rp(s) + xq(s)) = 2 ds U0 Utilizando las ecuaciones de borde:

(4.38)

dU (0) =0 ds

(4.39)

U (L) = U0

(4.40)

La primera condici´on de borde resulta del hecho de que no hay carga m´as all´a del extremo del cable alimentador, mientras que la segunda establece que la tensi´on en el comienzo del cable alimentador es conocida. Para una distribuci´on de carga p(s), q(s), se puede obtener el perfil de tensi´on a lo largo del cable alimentador. El caso com´ unmente estudiado es el de carga uniformemente distribuida a lo largo del cable alimentador: p(s) = p0

(4.41)

q(s) = q0

(4.42)

Combinando 4.41 y 4.42 con las ecuaciones 4.38, 4.39 y 4.40 se obtiene un perfil de tensi´on, a lo largo de un cable alimentador con carga uniformemente distribuida, dado por: rp0 + xq0 2 (L − s2 ) (4.43) 2U0 La tensi´on en el extremo del cable alimentador; es decir, la tensi´on m´as baja en el caso de que p0 y q0 sean ambos positivos, es igual a: U (s) = U0 −

rp0 + xq0 2 L (4.44) 2U0 Notar que s disminuye desde s = L hasta s = 0 yendo aguas abajo a lo largo del cable alimentador. U (0) = U0 −

A partir de 4.44 se puede obtener una expresi´on para la longitud m´axima del cable alimentador para una ca´ıda de tensi´on dada: MAADMA - IIE - UDELAR

57

CAP´ITULO 4. FLICKER

s Lmax = U0

2 ∆Umax rp0 + xq0 U0

(4.45)

Siendo ∆Umax la m´axima ca´ıda de tensi´on a lo largo del cable alimentador.

4.3.3.

M´ etodos de control de tensi´ on

La tensi´on en la red de transmisi´on se controla mediante distintos m´etodos: Las unidades de generaci´on controlan la tensi´on en sus terminales a trav´es de la tensi´on de campo. Bancos de condensadores en paralelo dispuestos en lugares estrat´egicos de la red de transmisi´on y subtransmisi´on se utilizan para compensar la potencia reactiva consumida por las cargas. De esta manera, la potencia reactiva en la red de transmisi´on se mantiene baja. Esto es de vital importancia dado que la componente reactiva de las l´ıneas de transmisi´on es la dominante, por lo que la ca´ıda de tensi´on se debe principalmente a la potencia reactiva. Bancos de condensadores en serie se utilizan para compensar la reactancia de las l´ıneas de transmisi´on largas. Esto limita la ca´ıda de tensi´on debido a la potencia reactiva. Tambi´en, los bancos de condensadores en serie mejoran la estabilidad del sistema. Reactores en paralelo se utilizan para compensar los aumentos de tensi´on debidos a l´ıneas de transmisi´on de gran longitud con baja carga. La tensi´on en la red de distribuci´on se controla mediante distintos m´etodos: Limitando la longitud de los cables alimentadores (cables o l´ıneas, seg´ un corresponda). Notar que la ubicaci´on del cliente no puede verse afectada por el dise˜ no de la red de distribuci´on, por lo que una longitud del cable alimentador dada implica inmediatamente una determinada cantidad de carga. Para niveles de baja tensi´on, puede aumentarse la secci´on del cable alimentador para limitar la ca´ıda de tensi´on. Mediante la instalaci´on de transformadores con cambiadores de tomas (taps). Se debe distinguir entre los cambiadores de tomas bajo carga y en vac´ıo. L´ıneas de distribuci´on de gran longitud son, a veces, equipadas con bancos de condensadores en serie. Bancos de condensadores en paralelo se usan para grandes consumidores industriales, principalmente para compensar la potencia reactiva consumida. Esto tambi´en limita la ca´ıda de tensi´on debido a la carga. Para cargas que fluct´ uan r´apidamente, se utilizan fuentes de potencia reactiva altamente controlables para mantener constante la tensi´on. Ejemplos de esto son las m´aquinas s´ıncronas funcionamiento a vac´ıo y compensadores est´aticos de potencia reactiva (SVC). 58

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CAP´ITULO 4. FLICKER

4.3.4.

Descripci´ on anal´ıtica de las fluctuaciones de tensi´ on

Las fluctuaciones de tensi´on se describen como una modulaci´on de amplitud de la tensi´on. Es v´alido aclarar que esto ser´a u ´til a continuaci´on. v(t) =

√

2V [1 + m(t)]cos(2πf0 t)

(4.46)

Donde V es el valor eficaz de la tensi´on sin distorsi´on (la “onda portadora”), f0 la frecuencia fundamental, y m(t) la modulaci´on. La expresi´on 4.46 describe te´oricamente cualquier distorsi´on de tensi´on mediante la elecci´on apropiada de m(t). Considerando una fluctuaci´on de tensi´on sinusoidal, la modulaci´on podr´ıa escribirse como: m(t) = M cos(2πfM t + φM )

(4.47)

Resultando en la siguiente tensi´on fluctuante: v(t) =

√

2V [1 + M cos(2πfM t + φM )]cos(2πf0 t)

(4.48)

La expresi´on 4.48 puede ser escrita como la suma de tres sinusoides: v(t) =

√

2V cos(2πf0 t) 1√ + 2M V cos(2π(f0 + fM )t + φM ) 2 1√ 2M V cos(2π(f0 − fM )t + φM ) + 2

(4.49)

El primer t´ermino de 4.49 es la onda portadora, el segundo y tercer t´ermino se denominan l´obulos laterales: en el espectro en frecuencia, son componentes a cada lado de la onda portadora. Las fluctuaciones de tensi´on por lo tanto pueden ser descritas en el dominio de la frecuencia como l´obulos laterales en los lados opuestos de la frecuencia fundamental. Las fluctuaciones de tensi´on no se dan s´olo en la magnitud, sino que tambi´en pueden presentarse en la fase. Se denomina modulaci´on de fase pura a toda fluctuaci´on de la forma: √ 2V cos(2πf0 t + φ(t))

(4.50)

Considerando peque˜ nas variaciones de fase, esto es, |φ(t)|  1, se tiene que 4.50 puede escribirse como: √ √ v(t) = 2V cos(2πf0 t)cos[φ(t)] − 2V sin(2πf0 t)sin[φ(t)] √ √ ' 2V cos(2πf0 t) − 2V φ(t)sin(2πf0 t)

(4.51)

Considerando una modulaci´on sinusoidal de fase: φ(t) = Φcos(2πfM t + φM )

(4.52)

Reescribiendo: MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER

v(t) =

√

2V cos(2πf0 t) 1√ − 2ΦV sin(2π(f0 + fM )t − φM )) 2 1√ − 2ΦV sin(2π(f0 − fM )t − φM )) 2

(4.53)

Nuevamente, el primer t´ermino es la onda portadora y, el segundo y tercer t´ermino son los l´obulos laterales. La diferencia respecto a la modulaci´on de amplitud est´a en el signo de los t´erminos correspondientes a los l´obulos laterales. La diferencia puede apreciarse en un diagrama fasorial. A frecuencia fundamental, la onda portadora es un vector constante. Los l´obulos laterales dan lugar a vectores que giran en sentido contrario seg´ un la frecuencia de modulaci´on. Este hecho se ilustra en la figura 4.7.

Figura 4.7: Las fluctuaciones de magnitud (diagrama fasorial superior) y de a´ngulo de fase (inferior) de la tensi´on, se muestran como suma de tres fasores a frecuencia fundamental: V0 es la parte no fluctuante (constante) de la tensi´on compleja; Va1 y Va2 son los dos componentes que rotan en el plano complejo, que conducen a la modulaci´on de amplitud; a su vez, Vf1 y Vf2 conducen a la modulaci´on de fase.

4.3.5.

La Variaci´ on Relativa de Tensi´ on

El flicker se encuentra ´ıntimamente relacionado con las fluctuaciones o variaciones de tensi´on. El principal inter´es en las fluctuaciones de tensi´on se debe a su capacidad de causar fluctuaciones en la intensidad de luz, emitida por las l´amparas, que son percibidas por nuestro cerebro como flicker. El ser humano es capaz de percibir fluctuaciones muy peque˜ nas de tensi´on, sin embargo, fluctuaciones m´as intensas pueden incluso causar malestar e irritabilidad. Durante muchos a˜ nos la severidad (gravedad) de las fluctuaciones de tensi´on se determinaba mediante la comparaci´on con una curva, denominada curva de flicker (flickercurve). En la misma, para cada 60

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CAP´ITULO 4. FLICKER frecuencia de variaci´on se obten´ıa una amplitud m´axima admisible para fluctuaci´on de tensi´on. La curva se dise˜ no´ para fluctuaciones rectangulares, pero mediante factores de correcci´on se pod´ıan obtener resultados para fluctuaciones no rectangulares (por ejemplo, sinusoidales). Dicha curva fue u ´til para el dise˜ no de los sistemas, pero no fue posible cuantificar de forma u ´nica la severidad de las fluctuaciones de tensi´on a partir de las mediciones realizadas. La norma m´as reciente sobre el medidor de flicker, la IEC 61000-4-15 [15], aborda el tema de una manera m´as sistem´atica. Esta norma es una de las m´as interesantes ´ sobre calidad de energ´ıa que se han emitido en los u ´ltimos a˜ nos. Esta demuestra que es posible utilizar los conocimientos cient´ıficos y de ingenier´ıa avanzada para realizar un documento viable para la realizaci´on de un equipo capaz de medir flicker. El enfoque de la norma respecto a este medidor de flicker se resume en la figura 4.81 . A partir de la forma de onda de la tensi´on medida, se determinan las fluctuaciones de magnitud. Esto se hace mediante un demodulador. El modelo de las l´amparas determina las fluctuaciones en la intensidad de la luz debida a las fluctuaciones de amplitud de la tensi´on. El segundo bloque, modela no solamente a la l´ampara, sino tambi´en la forma en que el cerebro humano percibe las fluctuaciones. Variaciones muy r´apidas o muy lentas, no son percibidas. Se puede decir, que la respuesta de este bloque corresponde en cierta medida a la curva de flicker antes mencionada. Por u ´ltimo, un bloque estad´ıstico de relativa complejidad representa la forma en que nuestro cerebro interpreta la severidad de las fluctuaciones de la intensidad de luz.

Figura 4.8: De las fluctuaciones de tensi´on al flicker. La u ´ltima revisi´on de la norma IEC 61000-4-15 [15], utiliza dos modelos de l´amparas incandescentes: una de 60 W , 120 V y otra de 60 W , 230 V . Modelos para otros tipos de l´amparas podr´ıan en principio ser incluidos, sin embargo, no se han realizado hasta el momento estudios significativos en este aspecto. Una fuerte limitaci´on para la realizaci´on de estos estudios es la gran variedad de tipos de l´amparas. El flicker est´a relacionado con las variaciones del valor eficaz de la tensi´on y la frecuencia con la que estas ocurren. Es necesario, por lo tanto, definir dichas fluctuaciones. Las fluctuaciones de tensi´on se pueden suponer como una modulaci´on de la tensi´on de la red en un punto, con otra se˜ nal de m´as baja frecuencia cuya forma es, en principio, aleatoria. Es la presencia de esta u ´ltima la que provoca que la tensi´on eficaz no tenga un valor constante si no que oscile entre determinados 1

El medidor de flicker ser´ a tratado con detalle en la secci´on 4.6.

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61

CAP´ITULO 4. FLICKER valores. Para medir la severidad de estas perturbaciones que se manifiestan en formas de variaciones en la tensi´on eficaz se define el t´ermino Variaci´on Relativa de Tensi´on, valor que se suele dar en porcentaje. Su expresi´on se muestra en la ecuaci´on 4.54 que sigue: ∆U × 100( %) (4.54) U Donde U es la tensi´on cuando no hay perturbaciones, por ejemplo, la que hay en el punto de la red objeto del estudio antes de conectar la carga que provoca las fluctuaciones de tensi´on. Mientras que, ∆U es el tama˜ no de dichas fluctuaciones. La figura 4.9 que se muestra a continuaci´on ilustra estos conceptos:

Figura 4.9: Fluctuaciones en el valor eficaz de la tensi´on El ojo humano tiene una respuesta en frecuencia caracter´ıstica, por lo tanto, si la variaci´on de tensi´on corresponde a una cierta frecuencia ser´a f´acilmente perceptible. Estad´ısticamente la sensibilidad m´axima del ojo humano se produce a una fluctuaci´on de 8, 8Hz. A dicha frecuencia, variaciones relativas de tensi´on peri´odicas tan peque˜ nas como 0, 25 % son percibidas como flicker por la mayor´ıa de la poblaci´on.

4.4.

Curvas de tolerancia

Por muchos a˜ nos, IEEE (particularmente los Std. 141 [23] y 519 [27]) ha publicado curvas que recomiendan l´ımites para las fluctuaciones de tensi´on, e indican la variaci´on relativa de tensi´on aceptable para determinada frecuencia de variaci´on. Estas curvas est´an basadas en pruebas con base estad´ıstica realizadas con personas, a fines de determinar el borde de irritabilidad de la visi´on y han sido utilizadas ampliamente por las empresas de servicio el´ectrico. Sin embargo, la proliferaci´on del uso de equipos de electr´onica de potencia, ha contribuido a la presencia de complejas fluctuaciones de tensi´on que no son tratadas por las normas IEEE 141 [23] e IEEE 519 [27]. La figura 4.10 muestra los l´ımites aceptables de flicker, en base a la variaci´on relativa de tensi´on y la frecuencia de la ocurrencia del mismas, seg´ un la norma IEEE 141 [23]. La curva inferior, muestra la frontera a partir de la cual el ser humano comienza a detectar el flicker. La curva superior, indica la frontera a partir de la cual el ser humano comienza a ser perturbado por el flicker. Por ejemplo, observando las curvas 62

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CAP´ITULO 4. FLICKER se tiene que para 10 perturbaciones por hora el flicker es detectado desde variaciones relativas de tensi´on del 1 %, mientras que si estas variaciones alcanzan el 3 % el flicker comienza a perturbar al ser humano. La iluminaci´on requerida en espacios de trabajo cerrados requiere l´ımites de flicker cercanos a la curva de visibilidad, mientras que para la iluminaci´on de a´reas en general, los l´ımites de flicker pueden estar cercanos a la curva de irritabilidad.

Figura 4.10: Rango de flicker detectable y perturbador en funci´on de la frecuencia de fluctuaci´on seg´ un norma IEEE 141 [23].

4.5.

Percepci´ on de fluctuaciones de la luz

En la secci´on 4.6.1.3 se mostrar´a c´omo las fluctuaciones de tensi´on conducen a fluctuaciones en la intensidad de la emisi´on de luz de las l´amparas. Sin embargo, la presencia de fluctuaciones de la intensidad de la luz no implica necesariamente un problema. El problema se presenta, cuando las fluctuaciones de tensi´on producen flicker. Variaciones lentas de la intensidad de la luz o “huecos” aislados en el tiempo, si bien pueden percibirse, no suelen provocar molestia. Con el aumento de la frecuencia de las variaciones, la sensaci´on se convierte en flicker. El observador percibe cierta sensaci´on de inestabilidad en la intensidad de la luz, a´ un sin poder observar directamente las variaciones. Luego de un tiempo la sensaci´on de flicker se vuelve molesta. Si la frecuencia de las variaciones aumenta a´ un m´as, el observador ya no percibe las fluctuaciones. La frecuencia a la cual se dejan de percibir las variaciones y la intensidad de la luz se percibe como continua se denomina frecuencia de fusi´on. Para niveles de iluminaci´on altos, la frecuencia de fusi´on puede ser de hasta unos 60 Hz. En cambio, para iluminaci´on baja, la frecuencia de fusi´on puede ser menor a 5 Hz [30].

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CAP´ITULO 4. FLICKER La frecuencia de fusi´on, tambi´en es conocida como frecuencia cr´ıtica de flicker, depende de la amplitud de las fluctuaciones en la intensidad de la luz. De Lange, en la d´ecada del 1950, realiz´o experimentos a los efectos de obtener la relaci´on entre la frecuencia de fusi´on y la amplitud de las fluctuaciones de la luz. Algunos de estos experimentos se resumen en [32]. El resultado de estos estudios fue la descripci´on y modelado del comportamiento ojo-cerebro mediante la caracter´ıstica de un filtro. Este filtro se denomina el filtro de De Lange, y sus caracter´ısticas a´ un son utilizadas. Experimento posteriores (Rashbass, Koenderink y van Doorn, por ejemplo) permitieron modelar la relaci´on entre la intensidad de las fluctuaciones de la luz con la sensaci´on de flicker [35]. Estos experimentos, se convirtieron en la base para el desarrollo de la norma IEC 61000-4-15 [15] sobre el medidor de flicker.

4.5.1.

La curva de flicker o flickercurve

De los experimento mencionados en la secci´on 4.5 anterior, se ha desarrollado una curva que detalla la m´ınima fluctuaci´on de la intensidad de la luz percibible por el ser humano para determinada frecuencia de la fluctuaci´on. Por otra parte, en la secci´on 4.6.1.3 se mostrar´a que es posible determinar una curva que detalle la fluctuaci´on de la intensidad de la luz emitida por l´amparas incandescentes para determinada fluctuaci´on de tensi´on. Esta u ´ltima curva se denomina curva de factor de ganancia. La combinaci´on de estas dos curvas resulta en la denominada flickercurve o curva de flicker : la m´ınima fluctuaci´on de tensi´on que produce flicker en funci´on de la frecuencia de la fluctuaci´on. Como la curva de factor de ganancia depende del tipo de l´ampara, la curva de flicker es diferente para cada tipo de l´ampara. Sin embargo, existen varias normas nacionales e internacionales, que presentan las curvas de flicker para l´amparas normalizadas. Por ejemplo, l´amparas incandescentes de 230 V , 60 W en Europa, y de 120 V , 60 W en los Estados Unidos.

4.6.

Medidor de flicker seg´ un la norma IEC 610004-15

La flickercurve, comentada anteriormente en la secci´on 4.5.1, se utiliz´o durante muchos a˜ nos para evaluar la severidad de las fluctuaciones de tensi´on. Sin embargo, la curva fue desarrollada solamente para fluctuaciones rectangulares, brind´andose factores de correcci´on para otros tipos de fluctuaciones como, por ejemplo, sinusoidales y triangulares. Sin embargo, para fluctuaciones irregulares, o medidas realizadas, se presentaban serias limitaciones para la aplicaci´on de la flickercurve. Para determinar el flicker debido a fluctuaciones de tensi´on arbitrarias la IEC 61000-4-15 [15] desarroll´o e implement´o el concepto del medidor de flicker: el “flicker´ımetro” o, en ingl´es, ‘‘flickermeter”. Este equipo puede describirse, en una primera aproximaci´on, por 5 bloques como se muestra en la figura 4.11.

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.11: Diagrama de bloques simplificado del medidor de flicker. La medici´on y la cuantificaci´on del fen´omeno de flicker, resulta un aspecto complejo ya que se hacen intervenir en forma simult´anea factores t´ecnicos, fisiol´ogicos y psicol´ogicos, por esta raz´on, se han llevado a cabo estudios en distintos pa´ıses, cuyo objetivo es cuantificar el flicker y medir la sensaci´on de molestia en las personas. Las distintas etapas que han permitido estudiar el flicker y que actualmente sea un fen´omeno conocido, son las siguientes: El an´alisis experimental de la molestia notada por el ser humano al estar sometido a flicker debido a variaciones de tensi´on. Cuantificaci´on de flicker y la definici´on de las unidades de medida. Desarrollo del flicker´ımetro. An´alisis estad´ıstico de las mediciones. Introducci´on a los par´ametros que definen la molestia de flicker: Pst (corto plazo) y Plt (largo plazo).

4.6.1.

Diagrama de Bloques

En la figura 4.12 se representa el diagrama de bloques completo del flicker´ımetro especificado seg´ un la norma IEC 61000-4-15 [15]. Los distintos bloques de dicho medidor esencialmente son: Transformador de Entrada: El transformador se emplea para adaptar y aislar los niveles de tensi´on de entrada (red el´ectrica) a los admisibles por la circuiter´ıa del medidor. Bloque 1, Adaptaci´ on de la tensi´ on de entrada y circuito de chequeo: Este bloque tiene un generador de se˜ nal para calibraci´on del equipo “in situ”. Contiene, adem´as, otro circuito en el que se adapta el nivel de tensi´on del secundario del transformador de entrada, a un nivel de referencia. De esta forma se consigue que las medidas no dependan de los valores de tensi´on existentes en el punto en el que se realiza la medida. MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.12: Diagrama de bloques de un medidor de flicker seg´ un norma IEC 61000-4-15,

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CAP´ITULO 4. FLICKER Bloque 2, Demodula: El objetivo de este bloque es el de obtener una se˜ nal que represente las fluctuaciones lum´ınicas del sistema de alimentaci´on. Se simula el comportamiento de una l´ampara de incandescencia sometida a fluctuaciones en la tensi´on de alimentaci´on. Bloque 3, Filtros de simulaci´ on del ojo: En este bloque se disponen de dos filtros en cascada que simulan el comportamiento del ojo ante fluctuaciones en la iluminaci´on. A continuaci´on (o antes) de los filtros, hay un bloque que es el encargado de ajustar el rango de medida. Bloque 4, Simulaci´ on del cerebro: Este bloque se compone de una fase en la que se eleva al cuadrado la se˜ nal de entrada, seguido de un filtro pasa bajo de primer orden. La salida de este bloque representa la sensaci´on de flicker instant´anea a la que est´a sometido un observador medio. Bloque 5, An´ alisis estad´ıstico en l´ınea: Este bloque tiene como salida un valor o una serie de ellos que son una medida cuantitativa de la severidad de flicker. Estos resultados se obtienen a partir de un hist´orico de la evoluci´on de la sensaci´on de flicker instant´aneo. Este an´alisis puede hacerse fuera de l´ınea, y es por lo tanto necesario almacenar los valores instant´aneos del flicker (ver salida del bloque 4 en la figura 4.12). Seg´ un el per´ıodo de tiempo empleado en la confecci´on del hist´orico tenemos el Pst (per´ıodo corto) o el Plt (per´ıodo largo) como resultado del an´alisis del flicker. Mediante los bloques descritos se pretende que a partir de las fluctuaciones de la tensi´on de la red en un determinado punto, se detecten sus variaciones de amplitud. A partir de estos valores se simula su efecto en una l´ampara el´ectrica tomada como referencia y se da un valor de salida que represente la sensaci´on visual que podr´ıa experimentar un observador medio. Este comportamiento permite su empleo para la medida de las fluctuaciones de tensi´on, cualquiera que sea la forma de onda de las mismas, y as´ı, poder comprobar si se est´a dentro de los l´ımites establecidos por la norma IEC 61000-3-32 [11]. A continuaci´on se describen m´as en detalle cada uno de los bloques de los que est´a compuesto el medidor de flicker. 4.6.1.1.

Transformador de entrada

El transformador de entrada se ocupa de aislar al equipo del nivel de tensi´on de entrada, y adaptarlo a unos niveles de tensi´on admisibles. Debe aceptar un amplio rango de tensiones nominales de entrada. Adem´as, el ancho de banda del transformador debe ser tal que no introduzca atenuaciones de consideraci´on en ±25 Hz alrededor de la frecuencia nominal. El nivel de aislamiento debe ser de 2 kV r.m.s durante un 1 minuto y 2 kV de pico para un impulso normalizado de duraci´on de 1, 2/50 µs. 2

La norma IEC 61000-3-3 establece los l´ımites para las fluctuaciones de tensi´on de los equipos en sistemas de baja tensi´ on.

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67

CAP´ITULO 4. FLICKER 4.6.1.2.

Bloque 1, Adaptaci´ on de la tensi´ on de entrada y circuito de chequeo

Este bloque contiene un generador de se˜ nal para la calibraci´on del medidor de flicker “in situ”, de forma que se puede conmutar y realizar las medidas en el secundario del transformador o con el generador de se˜ nal. Este generador proporciona una onda sinusoidal a la frecuencia de red modulada por una onda cuadrada de 2, 94 Hz con un valor de variaci´on relativa de tensi´on (∆U/U × 100 ( %)), del 1 %. Por u ´ltimo, este bloque tiene un adaptador de niveles de tensi´on. Este circuito se encarga de adaptar el nivel de tensi´on en el secundario del transformador a un nivel de referencia constante, sin modificar la variaci´ on relativa de tensi´ on. Este circuito tiene un tiempo de respuesta de 1 minuto. 4.6.1.3.

Bloque 2, Demodula

Este bloque determina las fluctuaciones lum´ınicas en funci´on de las fluctuaciones de la tensi´on de entrada. Para llevar a cabo dicha tarea es de vital importancia la determinaci´on del comportamiento de las l´amparas. El flicker´ımetro se basa en el comportamiento de las l´amparas incandescentes. Este comportamiento se describe a continuaci´on. Las l´amparas incandescentes consisten en un filamento de tungsteno en espiral rodeado por una bombilla llena de una mezcla de nitr´ogeno y arg´on en proporciones que dependen de la potencia de la l´ampara. La aplicaci´on de tensi´on sobre los terminales de una l´ampara incandescente genera una corriente a trav´es del filamento de la misma. La corriente calienta el filamento, y cuando el filamento alcanza una temperatura suficientemente alta, ´este comienza a emitir luz. La temperatura de estado estacionario del filamento es de alrededor de 3500 K. A mayor tensi´on, mayor es la corriente, mayor es la temperatura, y mayor es la intensidad de la luz. Como puede observarse, una fluctuaci´on de tensi´on conducir´a a una fluctuaci´on en la intensidad de la luz. Si se aplica una tension v(t) sobre los terminales de una l´ampara incandescente, y se asume que la l´ampara presenta una resistencia R, las p´erdidas que se producen se pueden escribir como: v 2 (t) (4.55) R Estas p´erdidas calientan el filamento, mientras que la energ´ıa disipada al medio ambiente 3 lo enfr´ıa, y en equilibrio se tiene que: ξin =

mf c1

dTf = ξin − ξout dt

(4.56)

Donde: Tf es la temperatura del filamento. 3

68

La temperatura del ambiente es mucho menor que la del filamento.

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CAP´ITULO 4. FLICKER c1 el calor espec´ıfico de tungsteno. mf la masa del filamento. ξout la transferencia de calor al medio ambiente. La transferencia de calor del filamento al medio ambiente es, como en cualquier caso de transferencia de calor, una combinaci´on de conducci´on, convecci´on y radiaci´on. Dado que la bombilla se encuentra llena de gas, la conducci´on tendr´a una contribuci´on peque˜ na. La relaci´on entre la convecci´on y la radiaci´on depende de factores que est´an fuera del alcance de este proyecto. La transferencia de calor debido a la radiaci´on es proporcional a la cuarta potencia de la temperatura del filamento: ξrad = σTf4

(4.57)

La cantidad de transferencia de calor por convecci´on se relaciona, de manera compleja, con la forma y tama˜ no de la bombilla. Se supondr´a que la transferencia total de calor al medio ambiente tiene una relaci´on lineal con la diferencia de temperatura entre el filamento y el ambiente. Como se ver´a posteriormente, este supuesto se corresponde al modelo com´ unmente utilizado para una l´ampara como filtro pasa bajo de primer orden. Dado que la temperatura ambiente es mucho menor a la temperatura del filamento, se obtiene que la transferencia de calor total es: ξout = c2 Tf

(4.58)

La resistencia del metal en el filamento es proporcional a la temperatura: R = c3 Tf

(4.59)

Combinando 4.55, 4.56, 4.58 y 4.59 se obtiene la siguiente ecuaci´on diferencial para la temperatura del filamento: mf c1

v 2 (t) dTf = − c2 Tf dt c3 Tf

(4.60)

Asumiendo que la tensi´on var´ıa sinusoidalmente: v(t) =

√

2V cos(w0 t)

(4.61)

Sustituyendo 4.61 en 4.60 se tiene: dTf2 1 mf c1 c3 + c2 c3 Tf2 = V 2 + V 2 cos2 (wt) (4.62) 2 dt La cual es una ecuaci´on diferencial lineal en Tf2 . En estado estacionario, Tf2 consiste en un t´ermino constante y un t´ermino que var´ıa sinusoidalmente con una frecuencia igual al doble que la de la tensi´on: Tf2 = Tf20 + ∆Tf2 cos(2w0 t + ε)

(4.63)

Sustituyendo 4.63 en 4.62 se obtiene la siguiente expresi´on para la temperatura promedio del filamento en estado estacionario: V Tf 0 = √ c2 c3 MAADMA - IIE - UDELAR

(4.64) 69

CAP´ITULO 4. FLICKER La temperatura promedio del filamento en estado estacionario depende de la eficiencia de la transferencia de calor al medio ambiente y de la resistencia del filamento. La amplitud de la variaci´on de temperatura es: ∆Tf2 = p

V2 (mf c1 c3 w0 )2 + (c2 c3 )2

(4.65)

Notar que la temperatura no var´ıa sinusoidalmente, sino que lo hace seg´ un la siguiente expresi´on: q (4.66) Tf (t) = Tf20 + ∆Tf2 cos(2w0 t + ε) Alternativamente, la l´ampara puede ser modelada como un filtro de primer orden pasa bajo de v 2 (t) a Tf2 (t). Para esto, se reescribe la ecuaci´on 4.60 de la siguiente manera: dTf2 Tf2 v 2 (t) + = dt τf τf c2 c3

(4.67)

Siento τf = (mf c1 /2c2 ) la constante de tiempo t´ermica de la l´ampara. Esta constante de tiempo depende de la masa del filamento y de la eficiencia de la transferencia de calor al medio ambiente. Para l´amparas de 60 W , 230 V la constante de tiempo t´ıpica es de 19 ms, mientras que para l´amparas de 60 W , 120 V es de 28 ms. Se puede profundizar en la ecuaci´on diferencial 4.67 usando el conocimiento de la temperatura media del filamento Tf 0 a tensi´on nominal V0 . De 4.64 se tiene que: V0 Tf 0 = √ c2 c3

(4.68)

La cual resulta en:  c2 c3 =

V0 Tf 0

2 (4.69)

Sustituyendo esta u ´ltima ecuaci´on en 4.67 se tiene: 1 dTf2 1 Tf2 1 v 2 (t) + = Tf20 dt τf Tf20 τ V02

(4.70)

Antes de continuar se debe enfatizar de nuevo que el modelo que se describe en 4.70 se basa en la hip´otesis de que la p´erdida de calor al medio ambiente presenta una relaci´on lineal con la temperatura del filamento. Para modelos de convecci´on m´as precisos y si se incluye la p´erdida de calor debida a la radiaci´on, la ecuaci´on diferencial resultante ser´a no lineal y no puede ser resuelta sin el uso de m´etodos num´ericos. El modelo de filtro de primer orden s´olo da la temperatura del filamento, no la cantidad de luz emitida. Si se asume que el filamento se comporta como un radiador de cuerpo negro (“blackbody radiator”), se puede utilizar la ley de radiaci´on de 70

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CAP´ITULO 4. FLICKER Planck para determinar la cantidad de luz emitida. De acuerdo con esta ley, la cantidad de energ´ıa por unidad de volumen en un intervalo de longitud de onda [λ, λ + ∆λ] se encuentra empleando la siguiente expresi´on: dW =

dλ 8πhc λ5 e(hc/λkT ) − 1

(4.71)

Siendo: h la constante de Planck. k la constante de Boltzmann. c la velocidad de la luz. Esta relaci´on se representa en la figura 4.13 para cinco valores diferentes de temperatura T . Estos cinco valores son los equivalentes al 90, 95, 100, 105, y 110 % de la temperatura normal del filamento (3500 K). La figura muestra claramente que incluso una variaci´on en la temperatura relativamente peque˜ na (y por tanto de la tensi´on) es suficiente para provocar un cambio muy grande en la cantidad de radiaci´on emitida. La parte visible del espectro electromagn´etico (de 400 a 800 nm) se indica por las l´ıneas verticales punteadas.

Figura 4.13: Espectro de la radiaci´on de cuerpo negro a temperaturas de 3850, 3675, 3500, 3325 y 3150 K (a mayor temperatura m´as arriba est´a la curva). Las l´ıneas verticales punteadas indican la parte visible del espectro. El cambio en la energ´ıa emitida en relaci´on a variaciones relativamente peque˜ nas de la temperatura se puede visualizar mejor en la figura 4.14. La radiaci´on emitida como se muestra en la figura 4.13 se ha integrado sobre la parte visible del espectro entre 400 y 800 nm. A pesar de que nuestros ojos no son igualmente sensibles a toda esta gama de longitudes de onda, esto puede utilizarse como una medida de la intensidad de la luz de la l´ampara. El rango de la temperatura mostrado en la figura 4.14 corresponde s´olo a un ±10 % en torno a 3500 K, sin embargo, la variaci´on de MAADMA - IIE - UDELAR

71

CAP´ITULO 4. FLICKER la intensidad de la luz var´ıa casi en un factor de 4. Linealizando la curva alrededor de T = 3500 K se tiene que un cambio del 1 % en la temperatura da un cambio del 6, 5 % en la intensidad de la luz. Este efecto de amplificaci´on, junto con la alta sensibilidad de nuestros ojos a las fluctuaciones r´apidas en la intensidad de la luz, provocan que incluso fluctuaciones de tensi´on muy peque˜ nas conduzcan a fluctuaciones irritables en la intensidad de la luz.

Figura 4.14: Energ´ıa total emitida por un cuerpo negro en la parte visible del espectro para temperaturas del ±10 % en torno a T = 3500 K. La reacci´on de una l´ampara a las fluctuaciones de tensi´on se describe por medio ´ de un factor denominado factor de ganancia. Este, es la relaci´on entre la fluctuaci´on relativa en la intensidad de la luz y la fluctuaci´on relativa de tensi´on: G=

(∆R)/R (∆V )/V

(4.72)

Donde: ∆R es la fluctuaci´on de la intensidad de la luz. R la intensidad media de la luz. ∆V la fluctuaci´on de amplitud de la tensi´on. V la amplitud media tensi´on. Este factor de ganancia G es funci´on de la frecuencia de la fluctuaci´on. Cada l´ampara tiene su propio factor de ganancia como funci´on de la frecuencia. En [31] y [32] se da la siguiente relaci´on: 72

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CAP´ITULO 4. FLICKER

K G(fM ) = p 1 + (2πfM τ )2

(4.73)

Siendo: K el factor de escala. τ la constante de tiempo de las l´amparas. El comportamiento, de acuerdo a 4.73, es el de un filtro pasa bajo de primer orden. Algunos ejemplos de mediciones de esta funci´on se presentan en [32]. Estos ejemplos se utilizaron como base para la realizaci´on de la figura 4.15. El factor de ganancia es mayor para una l´ampara de 230 V que para una de 120 V de la misma potencia. As´ı, para una misma fluctuaci´on de tensi´on, la l´ampara 230 V mostrar´a mayor intensidad en las fluctuaciones de la emisi´on de luz. Las l´amparas fluorescentes presentan fluctuaciones de la intensidad de la luz mucho menores a las l´amparas incandescentes.

Figura 4.15: Factores de ganancia medidos para una l´ampara incandescente de 60 W , 230 V (+), una l´ampara incandescente de 60 W , 120 V (o) y una l´ampara fluorescente (*), junto a las curvas te´oricas para l´amparas incandescentes de 60 W , 230 V (l´ınea continua) y e 60 W , 120 V (l´ınea punteada). NOTA: La figura 4.15 muestra ejemplos de mediciones realizadas en l´amparas incandescentes t´ıpicas. Sin embargo, las l´amparas fluorescentes utilizadas para la medici´on fueron especialmente dise˜ nadas para presentar bajos niveles de flicker. La figura 4.15 tambi´en muestra las curvas te´oricas basadas en la expresi´on 4.73. Para la l´ampara de 230 V un factor de escala de K = 3, 8 y una constante de tiempo τ = 21 ms se han utilizado. Para la l´ampara de 120 V se utiliz´o K = 3, 5 y MAADMA - IIE - UDELAR

73

CAP´ITULO 4. FLICKER τ = 29 ms. Este factor de escala y constante de tiempo se determinaron de manera de obtener un buen ajuste a las curvas. 4.6.1.4.

Bloque 3, Simulaci´ on del ojo

Como salida de este bloque, se obtiene la sensaci´on instant´anea de flicker. Est´a compuesto por tres filtros en cascada m´as un selector de rango, que puede estar antes o despu´es de los filtros. El primero de los filtros es un pasa alto de Butterworth de primer orden, cuya frecuencia de corte es de 0, 05 Hz. Este filtro tiene como prop´osito eliminar la componente continua de la se˜ nal de entrada. La salida de este filtro va a un filtro pasa bajo, tambi´en de Butterworth, de sexto orden, cuyo objetivo es el de eliminar las frecuencias cercanas a las del doble de la frecuencia de la red (' 100 Hz). Con estos dos primeros filtros se realiza un prefiltrado de aquellas fluctuaciones no perceptibles por el ojo humano. Adem´as de los dos filtros anteriores se puede a˜ nadir un filtro rechaza banda, sintonizado al doble de la frecuencia de red, para suplir las deficiencias de la demodulaci´on. En cascada con los filtros anteriores se tiene un filtro que pondera, en el dominio de la frecuencia, las fluctuaciones de tensi´on. Esta funci´on se ha obtenido a partir de an´alisis estad´ısticos realizados sobre poblaciones, y representa la sensibilidad de un individuo medio al flicker producido por l´amparas incandescentes, de 60 W y 230/120 V , cuya tensi´on de alimentaci´on est´a modulada sinusoidalmente. La funci´on de transferencia se corresponde a la expresi´on 4.74. Los par´ametros involucrados en la ecuaci´on 4.74 se dan en la tabla 4.1.

F (s) =

Par´ ametro k λ ω1 ω2 ω3 ω4

s2

kω1 s 1 + s/ω2 · 2 + 2λs + ω1 (1 + s/ω3 )(1 + s/ω4 )

L´ ampara de 230 V 1, 74802 2π 4, 05981 2π 9, 15494 2π 2, 27979 2π 1, 22535 2π 21, 9

(4.74)

L´ ampara de 120 V 1, 6357 2π 4, 167375 2π 9, 07169 2π 2, 939902 2π 1, 394468 2π 17, 31512

Tabla 4.1: Valores de los par´ametros del filtro dado por 4.74 para l´amparas incandescentes de 230 V y 120 V (60 W ). La obtenci´on de este filtro depende de la poblaci´on seleccionada, y en mayor medida del sistema de iluminaci´on empleado. La respuesta de los filtros descritos se representa en la figura 4.16. Observar que se obtiene ganancia m´axima a los 8, 8 Hz; es decir, la frecuencia de mayor sensibi74

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CAP´ITULO 4. FLICKER lidad al flicker. ´ Por u ´ltimo, est´a el selector de rango 4 . Este es el encargado de escalar la salida (o la entrada) de los filtros anteriores para ajustar la sensibilidad del equipo al valor de la variaci´on relativa de tensi´on.

Figura 4.16: Respuesta en frecuencia del Bloque 3,

4.6.1.5.

Bloque 4, Simulaci´ on del cerebro

En este bloque se simula la sensaci´on de flicker procesada por el cerebro. Para ello, se eleva al cuadrado la se˜ nal de entrada para simular el comportamiento no lineal de la percepci´on del ojo y del cerebro conjuntamente. Seguidamente se tiene un filtro de primer orden que simula el efecto de almacenamiento o memoria de las sensaciones visuales. Este filtro es equivalente a un filtro pasa bajo compuesto por una resistencia y un condensador con una constante de tiempo de 300 ms. La figura 4.17 muestra la respuesta en frecuencia de este bloque. Para entender el funcionamiento de este bloque, se considera una tensi´on que presenta una fluctuaci´on sinusoidal, es decir: v(t) =

√

2V [1 + M cos(2πfM t + φM )]cos(2πf0 t)

(4.75)

A la salida del demodulador (bloque 2), se obtiene solamente la fluctuaci´on: m(t) = M cos(2πfM t + φM )

(4.76)

Los filtros de simulaci´on del ojo (bloque 3, ver ecuaci´on 4.74) modifican la amplitud y fase de la se˜ nal de 4.76. El factor de escala aplicado a la amplitud y el a´ngulo de desfasaje son funci´on de la frecuencia de la fluctuaci´on (fM ). A la salida del bloque 3, se tiene: 4

El selector de rango puede estar antes o despu´es de los filtros.

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75

CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.17: Respuesta del filtro de primer orden asociado al bloque 4,

m(t) = M F cos(2πfM t + φM )

(4.77)

El resultado de elevar al cuadrado es: 1 1 [m(t)]2 = [M F ]2 + [M F ]2 cos(4πfM t + 2φM ) (4.78) 2 2 El filtro pasa bajo mantiene sin alteraci´on el termino constante de 4.78 y amortigua el t´ermino oscilante. La amortiguaci´on de este u ´ltimo t´ermino es igual a: 1 1 =p FLP F = √ 2 2 1 + ω2τ 2 1 + 16π 2 fM τ

(4.79)

Donde τ = 300 ms es la constante de tiempo del filtro. Notar que la frecuencia a la entrada del filtro es 2fM por lo tanto ω = 4πfM . La salida del bloque 4 del medidor de flicker es la sensaci´on instant´anea de flicker. En estado estacionario (en el sentido de la fluctuaci´on), la sensaci´on instant´anea de flicker Pinst viene dada por el primer t´ermino de 4.78: 1 P = [M F ]2 2 4.6.1.6.

(4.80)

Bloque 5, An´ alisis estad´ıstico

La sensaci´on instant´anea de flicker, es decir, la salida del bloque 4, se procesa estad´ısticamente en el quinto y u ´ltimo bloque. El resultado de este procesado son los ´ındices de severidad Pst y Plt . Enseguida se profundizar´a en estos ´ındices. Algo que es de vital importancia comprender en esta instancia es la diferencia entre la sensaci´on instant´anea de flicker y el ´ındice de severidad de corto plazo Pst . En efecto, una sensaci´on instant´anea de flicker igual a 1 corresponde al “nivel umbral 76

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CAP´ITULO 4. FLICKER de percepci´on del 50 % de los observadores, para una l´ampara incandescente de 230 V , 50 Hz”, seg´ un [32]. De este forma, cuando el nivel instant´aneo de flicker supera el valor de 1, se espera que m´as de la mitad los observadores noten la fluctuaci´on de la intensidad de la luz. La sensaci´on instant´anea de flicker es una magnitud f´ısica que por s´ı sola no presenta utilidad para determinar la severidad de las fluctuaciones de la intensidad de la luz. La severidad de la fluctuaci´on de la luz deber´ıa estar relacionada con el nivel de molestia causada por dicha fluctuaci´on. Por otro lado, un ´ındice de severidad de corto plazo Pst igual a 1, corresponde a un nivel de fluctuaci´on que la mayor´ıa de la poblaci´on encontrar´a molesta. Debido a la carga de procesado de las operaciones realizadas en este bloque las medidas realizadas pueden ser almacenadas y luego procesadas fuera de l´ınea. La salida de este bloque ser´a el nivel de severidad del flicker obtenido a partir de las medidas realizadas en la red el´ectrica. La severidad se expresa mediante dos par´ametros adimensionales: severidad en per´ıodo corto, Pst severidad en per´ıodo largo, Plt El primer paso para realizar este an´alisis es el discretizar la se˜ nal que llega a este bloque para poder ser tratada en una computadora. Para ello se emplea un convertidor A/D con al menos 6 bits (64 niveles) de resoluci´on, y una frecuencia de muestreo mayor o igual que 50 muestras/sg. La medida de flicker ha de abarcar los dos aspectos fundamentales de una fluctuaci´on, que son la severidad de la fluctuaci´on (obtenida a partir sensaci´on instant´anea de flicker) y su persistencia en el tiempo. Un par´ametro importante para el funcionamiento de este bloque es la elecci´on del per´ıodo de observaci´on, ya que se debe abarcar un per´ıodo significativo para las fluctuaciones de tensi´on. Seg´ un la extensi´on del per´ıodo elegido se tienen, como se mencion´o anteriormente, dos tipos de an´alisis: De per´ıodo corto: El intervalo de tiempo escogido para el an´alisis es de 1, 5, 10 ´o 15 minutos. En todo caso, el intervalo escogido debe abarcar los sucesos significativos detectados en el punto de medida (conexi´on y desconexi´on de una m´aquina, etc). Generalmente se escoge el de 10 min. como una soluci´on de compromiso aceptable ya que, por una parte, es suficientemente largo como para que las variaciones aisladas de tensi´on tengan poca importancia, y permitir a un observador percibir el efecto de flicker, mientras que, por otra parte, es suficientemente corto como para caracterizar m´aquinas con un ciclo de trabajo largo. El per´ıodo de 10 min. es el empleado en la norma IEC 61000-3-3 [11]. De per´ıodo largo: Es este caso los resultados del medidor de flicker se refieren a un per´ıodo de observaci´on que abarca un n´ umero entero de per´ıodos cortos (por debajo de 1008). De esta forma, los resultados obtenidos para el per´ıodo largo se basan en los obtenidos para los per´ıodos cortos. En el peor caso se tendr´ıa un per´ıodo largo de 7 d´ıas con un per´ıodo corto de 10 minutos. Sin embargo, el valor recomendado es de 2 horas, ya que con ´el se cubren la mayor parte de las aplicaciones industriales susceptibles de ser analizadas. MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER Una vez escogido el per´ıodo de muestreo y la longitud del per´ıodo corto, el siguiente paso es llevar a cabo una clasificaci´on de los valores instant´aneos de flicker seg´ un su severidad, para as´ı obtener su distribuci´ on de frecuencias. Este procedimiento es llamado proceso de clasificaci´on. Para realizar esto, se dividen los valores instant´aneos de flicker en rangos denominados clases. En base a esto, cada vez que una muestra del flicker instant´aneo se encuentre entre los dos niveles que delimitan una clase, se incrementa en un “uno” el valor de dicha clase. Formalmente, dada una clase k, el n´ umero de muestras correspondiente a esta clase (Nk ) se puede obtener mediante la expresi´on 4.81 que se muestra a continuaci´on: Nk =

1X tnk T n

(4.81)

Donde: T : Es el per´ıodo de muestreo. tnk Es el intervalo de tiempo n durante el cual el flicker instant´aneo est´a entre los niveles que delimitan la clase k. La figura 4.18 resume este procedimiento. La clasificaci´on se realiza durante el per´ıodo corto de observaci´on escogido. Realizando el procedimiento anterior para todas las clases definidas, se obtiene lo que se denomina distribuci´ on de frecuencias de las muestras instant´aneas obtenidas. La figura 4.19 muestra la distribuci´on de frecuencias resultante del proceso de clasificaci´on.

Figura 4.18: M´etodo de clasificaci´on del flicker instant´aneo; es decir, la obtenci´on de la distribuci´on de frecuencias. Distribuci´ on de frecuencias acumulada: 78

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.19: Distribuci´on de frecuencias como resultado del proceso de clasificaci´on.

Una vez que finalice este per´ıodo de observaci´on se obtiene, a partir de la distribuci´on de frecuencias resultante del proceso de clasificaci´on, la distribuci´on de frecuencias acumulada. Para una determinada clase, la misma se obtiene sumando los valores sin acumular de las clases anteriores, es decir: Nac,k = Nk + Nac,k−1

(4.82)

Donde: Nac,k es el valor acumulado de la clase k. Nk es el valor de la clase k. La expresi´on reci´en obtenida permite la obtenci´on de la distribuci´on de frecuencias acumulada en valores absolutos de muestras. En la pr´actica se emplea la distribuci´on de frecuencias acumulada en porcentaje del n´ umero total de muestras; es decir, la distribuci´on de frecuencias acumuladas relativas. En la figura 4.20 se puede ver la distribuci´on de frecuencia acumulada relativa correspondiente al proceso de clasificaci´on de la figura 4.19. La salida del bloque 5, y por lo tanto la del flicker´ımetro, es un n´ umero que cuantifica la severidad del flicker. Este n´ umero, se calcula a partir de una formula que opera con los percentiles obtenidos de la distribuci´on de frecuencia acumulada relativa. Los percentiles dividen a la distribuci´on acumulada en 100 partes iguales que representan cada una el 1 % de los valores. De esta forma, el percentil 5 % representa un nivel de flicker que s´olo es superado por el 5 % de las muestras, mientras que el 95 % restante queda por debajo.

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.20: Distribuci´on de frecuencia acumulada relativa. El formula propuesta por la IEC para el c´alculo del nivel de severidad de per´ıodo corto Pst tiene la expresi´on dada por 4.83. Pst =

p

K0,1 P0,1 + K1 P1 + K3 P3 + K10 P10 + K50 P50

(4.83)

Donde: P0,1 , P1 , P3 , P10 y P50 son los percentiles del 0, 1 %, 1 %, 3 %, 10 % y 50 % respectivamente. Los factores Ki son constantes definidas por la IEC cuyos valores se detallan a continuaci´on: • K0,1 = 0, 0314 • K1 = 0, 0525 • K3 = 0, 0657 • K10 = 0, 28 • K50 = 0, 08 La elecci´on de la expresi´on 4.83 y el valor de las constantes Ki no ha sido aleatoria si no que se ha pretendido con ella obtener unos valores de Pst cercanos a la unidad sobre la curva de percepci´on dada por la figura 4.10. El valor l´ımite que puede alcanzar el Pst en instalaciones el´ectricas no ha de ser necesariamente la unidad, pero se ha de tener en cuenta que en los experimentos realizados por la IEC una importante cantidad de observadores se ven afectados por el flicker en los sistemas de iluminaci´on cuando se alcanza este valor. Existen t´ecnicas para mejorar la exactitud y la estabilidad del valor de Pst calculado, que no se incluyen aqu´ı por estar detalladas claramente en la normas.

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CAP´ITULO 4. FLICKER Cabe destacar, que en lugar de emplear directamente los percentiles indicados en la ecuaci´on 4.83, se pueden emplear percentiles promediados para evitar que peque˜ nos cambios en el ciclo de trabajo de la m´aquinas que provocan las fluctuaciones afecten significativamente al valor el Pst . De esta forma, los percentiles promediados y recomendados para el c´alculo del Pst se detallan en las ecuaciones 4.84. P50S = (P30 + P50 + P80 )/3 P10S = (P6 + P8 + P10 + P13 + P17 )/5 P3S = (P2,2 + P3 + P4 )/3 P1S = (P0,7 + P1 + P1,5 )/3 P0,1S = P0,1

(4.84)

El valor del Pst con un per´ıodo de observaci´on de 10 minutos es adecuado para el estudio de perturbaciones producidas por fuentes individuales como motores, bombas de calor o equipos dom´esticos. Sin embargo, a veces es necesario el estudio de la influencia de varios equipos perturbadores de la red el´ectrica, que adem´as pueden operar de forma aleatoria (por ejemplo los hornos de arco y parques e´olicos) y con ciclos de trabajo largos. Para el estudio de este tipo de fen´omenos se emplea el par´ametro recomendado por la IEC definido como severidad de per´ıodo largo Plt , con un per´ıodo de observaci´on recomendado de 2 horas. Este par´ametro viene dado por la expresi´on dada en 4.85. sP NPst 3 3 i=1 Psti (4.85) Plt = NPst Donde: NPst es el n´ umero de per´ıodos cortos tenidos en cuenta (hasta 1008). Psti es el valor de la severidad de per´ıodo corto para cada uno de los NPst intervalos tenidos en cuenta para el c´alculo del Plt .

4.7.

Interpretaci´ on del procesado estad´ıstico

Para la interpretaci´on del procesamiento estad´ıstico se presentan aqu´ı algunos ejemplos simples. En efecto, suponiendo que se presenta una sensaci´on instant´anea de flicker de 4 durante al menos la mitad de un per´ıodo de 10 minutos. Notar que este valor de fluctuaci´on supera el l´ımite de percepci´on. Se asume tambi´en, que durante el resto del intervalo no se presenta ninguna fluctuaci´on de la intensidad de la luz5 . De esta manera, todos los percentiles de la ecuaci´on 4.83 son iguales a 4, se tiene que: p 0, 0314 × 4 + 0, 0525 × 4 + 0, 657 × 4 + 0, 28 × 4 + 0, 008 × 4 = 1, 43 (4.86) An´alogamente, puede determinarse que una sensaci´on instant´anea de flicker igual a 1, 96 durante el 50 % del intervalo de 10 minutos resulta en un ´ındice de perceptibilidad Pst = 1. Pst =

5

La sensaci´ on instant´ anea de flicker es igual a 0.

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81

CAP´ITULO 4. FLICKER De la misma manera, suponer ahora 12 valores consecutivos de Pst , donde uno de estos valores es igual a 4, mientras que el resto es igual a 0, El ´ındice de severidad de largo plazo Plt resultante durante este per´ıodo de 2 horas es igual a: r 1 3 3 (4 + 0 + · · · + 0) = 1, 75 (4.87) Plt = 12 An´alogamente, para obtener Plt = 1, manteniendo el mismo “perf´ıl” de iluminaci´on, se debe considerar un Pst = 2, 29. Se considerar´a ahora el proceso completo, desde la tensi´on de entrada al flicker´ımetro hasta el ´ındice de severidad de corto plazo obtenido al final de proceso de medida. Se considera una fluctuaci´on sinusoidal de tensi´on de amplitud A × M y frecuencia fM , por lo tanto, a la entrada del medidor de flicker se tiene la siguiente se˜ nal: va (t) = A[1 + M cos(2πfM t)]cos(2πf0 t)

(4.88)

Nota: los sub´ındices utilizados para identificar las se˜ nales en las diferentes partes del proceso se corresponden a la notaci´on de la figura 4.11. El efecto del primer bloque, de adaptaci´on de la tensi´on de entrada, es el de modificar el nivel de tensi´on a uno de referencia VR : vb (t) =

√

2VR [1 + M cos(2πfM t)]cos(2πf0 t)

(4.89)

La salida del segundo bloque (demodula) equivale a una se˜ nal proporcional a la fluctuaci´on de tensi´on: vc (t) = 2VR2 M cos(2πfM t)

(4.90)

El efecto del tercer bloque, filtros que simulan el ojo humano, es el de modificar la amplitud de la tensi´on: vd (t) = 2VR2 M F cos(2πfM t)

(4.91)

NOTA: Tambi´en se presenta un cambio del ´angulo de fase debido a estos filtros, sin embargo, el cambio se compensa realizando aqu´ı un cambio opuesto en el eje de tiempo. A la salida del cuarto bloque, de simulaci´on del cerebro, se tiene una se˜ nal constante m´as una se˜ nal oscilante de peque˜ na amplitud. Despreciando la oscilaci´on, la sensaci´on instant´anea de flicker obtenida es: 1 P = VR4 M 2 F 2 2 Finalmente, el ´ındice se severidad de corto plazo es: Pst =

p

0, 5096P = 1, 01VR2 M F

(4.92)

(4.93)

Observar la importancia de la expresi´on 4.93, en ella se muestra que el ´ındice de severidad de corto plazo (Pst ) es directamente proporcional a la amplitud relativa 82

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CAP´ITULO 4. FLICKER de la fluctuaci´on de tensi´on (M ). Notar que dicha expresi´on ha sido obtenida bajo la suposici´on de que la fluctuaci´on es sinusoidal. Sin embargo, puede demostrarse, mediante Series de Fourier, que la misma conclusi´on aplica para cualquier tipo de fluctuaci´on peri´odica.

4.8.

Caracterizaci´ on de la respuesta

En la norma IEC 61000-4-15 [15] se especifica cual ser´a la respuesta del medidor de flicker cuando la tensi´on de entrada est´a modulada por una onda rectangular o sinusoidal. La curva de la figura 4.21 es la que define los valores de variaci´on relativa de tensi´on (∆U/U × 100( %)) en funci´on de la frecuencia (f ) para que a la salida del bloque 4 se tenga una sensaci´on instant´anea de flicker igual a 1 (P = 1).

Figura 4.21: Curvas de sensaci´on instant´anea de flicker igual a 1, La norma IEC 61000-3-3 [11] indica que el medidor de flicker puede emplearse para la cuantificaci´on de la severidad de las fluctuaciones de tensi´on. Por lo tanto en el medidor descrito se debe dar un valor de flicker coherente con las exigencias de la 61000-3-3, Esto se ha conseguido con la elecci´on de la expresi´on representada en 4.85 para la obtenci´on del Pst . En la figura 4.22 est´a representada la comparaci´on entre los l´ımites de las fluctuaciones de tensi´on dadas por la IEC 61000-3-3 y los valores de fluctuaci´on, ya sea sinusoidal o cuadrada, que hacen que la salida del medidor de flicker sea unitaria, o sea, Pst = 1. En este caso los valores de frecuencia de la modulaci´on o variaci´on se dan en cambios por minuto (1c/min = 1/120 Hz) ya que es m´as adecuado para trabajar con variaciones lentas. La parte derecha de la curva 4.22 es la que m´as discrepancia muestra entre el medidor de flicker y la IEC 61000-3-3, Esto se debe a la exigencia por parte de esta MAADMA - IIE - UDELAR

83

CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.22: Comparaci´on de resultados del medidor de flicker con la Norma IEC 61000-3-3, u ´ltima de no admitir fluctuaciones de tensi´on superiores al 3 %. Para realizar la calibraci´on del flicker´ımetro, la norma IEC 61000-3-3 da condiciones de modulaci´on de onda cuadrada con los que se ha de realizar un test para determinar la exactitud del medidor del flicker. Sobre cada uno de estos puntos, la salida del medidor debe ser Pst = 1 con una exactitud de al menos el 5 %. Estos puntos se representan en la tabla 4.2. c/m 1 2 7 39 110 1620

Puntos de calibraci´on (∆U/U × 100) 2, 724 2, 211 1, 459 0, 906 0, 725 0, 402

Tabla 4.2: Puntos para calibraci´on del medidor de flicker. En la figura 4.23 se puede ver una comparaci´on entre las curvas de perceptibilidad unidad dadas por la norma IEC 61000-4-15 frente a las fluctuaciones m´aximas permitidas por la norma IEC 61000-3-3, que corresponden aproximadamente a una salida de Pst = 1 en el medidor de flicker.

4.9.

Especificaci´ on del medidor de flicker

En esta secci´on se presentan las especificaciones que deben cumplir los equipos de medici´on de flicker a fin de mostrar conformidad con la norma IEC 61000-415 [15]. Si bien las especificaciones que se detallar´an se dirigen esencialmente a los 84

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Figura 4.23: Comparaci´on entre los l´ımites de perceptibilidad dados en la norma IEC 61000-4-15 e IEC 61000-3-3, fabricantes de estos medidores, es de vital importancia conocer estas especificaciones a fin de realizar una correcta interpretaci´on de las medidas realizadas, as´ı como poder realizar calibraciones del medidor.

4.9.1.

Respuesta y exactitud

La respuesta global a partir de la entrada del instrumento hasta la salida del bloque 4 se da en las tablas A.1, A.2, A.3, A.4 (ver Ap´endice A) para las fluctuaciones de tensi´on sinusoidales y rectangulares a 50 Hz y 60 Hz. Una unidad de salida del bloque 4 se corresponde con el umbral de perceptibilidad humana de referencia. La respuesta est´a centrada en 8, 8 Hz para modulaciones sinusoidales. Las figuras muestran valores para sistemas de 120 V y 230 V a 50 Hz y 60 Hz. La exactitud requerida por el instrumento a la salida del bloque 4 es lograda si el valor Pinst medido, para las modulaciones sinusoidales y rectangulares, est´a dentro del ± 8 % del valor unitario de sensaci´on instant´anea de flicker, para los rangos de funcionamiento especificados. Las entradas impresas en negrita en las tablas A.1, A.2, A.3, A.4 (ver Ap´endice A) muestran los puntos que deben ser obligatoriamente ensayados. El fabricante deber´a especificar la tensi´on y los rangos de frecuencia para los que est´a destinado el medidor de flicker que se utilizar´a. Como se coment´o en el p´arrafo anterior, a los efectos de ensayo, las entradas impresas en negrita en las tablas son obligatorias. Sin embargo, los otros puntos de estas tablas son de ensayo opcional. Los puntos impresos en negrita se seleccionan para estar sobre o cerca de los puntos de inflexi´on de la curva de respuesta normalizada del medidor. Los fabricantes de medidores de flicker pueden probar el producto para todas las entradas de las tablas, pero esto no es obligatorio para ensayos de tipo o a los efectos de verificaci´on del instrumento. NOTA: Debido a la diferente respuesta de sistemas de 50 Hz y 60 Hz, las frecuencias de los puntos de verificaci´on obligatorios difieren ligeramente. Las frecuencias deben establecerse con una tolerancia de ± 0, 5 % o mejor alrededor de las especificadas. A su vez, las tensiones deben establecerse con una tolerancia de ± MAADMA - IIE - UDELAR

85

CAP´ITULO 4. FLICKER 0, 5 % de los valores especificados. Tener en cuenta que una tolerancia de ± 0, 5 % tanto para la tensi´on como para la frecuencia puede dar lugar a errores en el Pinst de hasta 3 %.

4.9.2.

Ensayos al medidor de flicker

4.9.2.1.

Generalidades

Los medidores de flicker son ensayados con tensiones de diferentes caracter´ısticas. La tabla 4.3 ofrece una visi´on general de las caracter´ısticas de los ensayos que deben realizarse seg´ un la norma IEC 61000-4-15 [15], donde se visualizan los objetivos de cada ensayo y las magnitudes involucradas. En esta tabla, tambi´en se visualizan las tres clases de medidores de flicker que se definen en [15], y se presentan a continuaci´on: Clase F1 : Flicker´ımetros de prop´osito general, adecuados para el monitoreo de calidad de energ´ıa, as´ı como ensayos de conformidad. Estos flicker´ımetros pueden estar sujetos a una amplia gama de variaciones de tensi´on de entrada, incluyendo cambios de frecuencia e incluso saltos de fase. Por lo tanto, estos flicker´ımetros de uso general, deber´an ser ensayados empleando una amplia gama de se˜ nales de entrada como se especifica en la tabla 4.3. Para realizar verificaciones peri´odicas de la calibraci´on, solamente se requiere realizar el ensayo de fluctuaci´on de tensi´on rectangular seg´ un 4.9.2.3. Se recomienda llevar a cabo tambi´en la prueba de ancho de banda peri´odicamente. Clase F2 : Flicker´ımetros destinados a la realizaci´on de ensayos de conformidad de productos de acuerdo a la norma IEC 61000-3-3 [11] o IEC 61000-3-11 [14] operando en un ambiente controlado, a frecuencia y fase constante, y fluctuaciones de tensi´on limitadas. Por lo tanto, el ensayo de acuerdo a la tabla 4.4 es suficiente para verificar el correcto funcionamiento del medidor de flicker para este tipo de aplicaciones. Clase F3 : Flicker´ımetros dise˜ nados para estudios de calidad de energ´ıa, resoluci´on de problemas y otras aplicaciones donde no se requieren bajas incertidumbres de medici´on. NOTA: Los Flicker´ımetros que muestran conformidad con la norma IEC 610004-15 se consideran, en principio, de clase F3. El fabricante del medidor de flicker debe declarar cualquier procedimiento adicional requerido para comprobar el rendimiento del instrumento. El protocolo de calibraci´on debe incluir la versi´on de firmware, as´ı como la versi´on de cualquier software necesario. Protocolos de ensayos de tipo, se pueden encontrar en el Anexo C de [15]. Las especificaciones y protocolos de los ensayos ilustrados en la tabla 4.3 pueden verse al detalle en la secci´on 6 de [15]. De todas formas, en las secciones 4.9.2.2 y 4.9.2.3 que siguen a continuaci´on, se tratan brevemente los dos primeros ensayos ilustrados en la dicha tabla. 86

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Caracter´ısticas de tensi´ on de ensayo Cambios rectangulares/ sinusoidales de tensi´on (tablas A.1, A.2, A.3, A.4). Cambios rectangulares de tensi´ on y ensayos de rendimiento (tabla 4.4).

Intenci´ on

Ensayar la respuesta caracter´ıstica de los filtros y los par´ametros de escala. Ensayar el clasificador y evaluar los algoritmos estad´ısticos.

Valores usados para el ensayo

Clases de flicker´ımetros

Pinst

F1

F2

F3

Pst

F1

F2

F3

Ensayar los circuitos de Pinst F1 medida o hardware. Ensayar la estabilidad Tensi´on distorsionada con de los circuitos de Pinst F1 m´ ultiples cruces por cero control de entrada. Arm´ onicos de banda Ensayar el ancho de Pinst F1 lateral banda de la entrada. Ensayar el ancho de banda del circuito de entrada, el Saltos de fase. Pst F1 ancho de banda de la entrada y el clasificador. Ensayar el clasificador y Cambios rectangulares de evaluar los algoritmos Pst F1 F2 tensi´on con ciclo de trabajo. estad´ısticos. Ensayos de rendimiento dc , dmax , d(t) a) F1 F2 de IEC 61000-3-3, a) Los ensayos de dc , dmax , d(t) s´olo son requeridos para clases F1 si el fabricante especifica que el instrumento es adecuado seg´ un IEC 61000-3-3 o IEC 61000-3-11, Cambios de frecuencia.

Tabla 4.3: Especificaciones de ensayos para medidores de flicker. 4.9.2.2.

Variaciones de tensi´ on sinusoidales y rectangulares

Para los flicker´ımetros, Pinst tiene que ser verificado para variaciones de tensi´on sinusoidales y rectangulares. Para todos los puntos de prueba de las tablas A.1,A.2, A.3 y A.4 se debe satisfacer que Pinst,max = 1 con una tolerancia de ± 8 %. 4.9.2.3.

Variaciones de tensi´ on rectangulares y ensayo de rendimiento

Para todos los puntos de ensayo de la tabla 4.4, Pst tiene que ser 1, 00 con una tolerancia de ± 5 %. Este ensayo es suficiente en caso de realizar las calibraciones de manera regular. Para las clases F1 y F3, destinadas al monitoreo de la calidad de energ´ıa general, las fluctuaciones de tensi´on especificadas en la tabla 4.4 se deben centrar en torno a ´ la tensi´on de ensayo nominal especificada en la misma tabla. Esto es para garantizar que el medidor de flicker tenga un rango din´amico de entrada suficiente como para evaluar con precisi´on las diferentes desviaciones de tensi´on. MAADMA - IIE - UDELAR

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CAP´ITULO 4. FLICKER

Variaciones rectangulares por minuto CPM 1 2 7 39 110 1 620

L´ ampara: 120 V Sistema: 50 V 3,178 2,561 1,694 1,045 0,844 0,545

4 000

3,426

4 800

Ensayo no requerido

Fluctuaci´ on de tensi´ on % L´ ampara: L´ ampara: 120 V 230 V Sistema: Sistema: 60 V 50 V 3,181 2,715 2,564 2,191 1,694 1,450 1,040 0,894 0,844 0,722 0,548 0,407 Ensayo no 2,343 requerido Ensayo no 4,837 requerido

L´ ampara: 230 V Sistema: 60 V 2,719 2,194 1,450 0,895 0,723 0,409 Ensayo no requerido 3,263

Tabla 4.4: Especificaci´on de ensayo para clasificador medidor de flicker. NOTA: Para ensayos de acuerdo a la tabla 4.4, la primer variaci´on de tensi´on se aplica 5 s despu´es del comienzo de la evaluaci´on del Pst . Flicker´ımetros que presentan un tiempo de “pre-test” para cargar los filtros, deden indicar el inicio de la correspondiente evaluaci´on de manera que se pueda determinar el comienzo de la modulaci´on rectangular. 4.9.2.4.

Requisitos ambientales y otros

El fabricante debe especificar las condiciones nominales de funcionamiento y, posiblemente, la magnitud del error introducido debido a variaciones en: Temperatura. Humedad. Tensi´on de alimentaci´on del instrumento. Tensi´on de interferencia de modo com´ un entre la toma de tierra del instrumento y la tensi´on de alimentaci´on auxiliar. Descargas de electricidad est´atica. Radiaci´on de campos electromagn´eticos. NOTA: En la aplicaci´on de [17] para la seguridad y los requisitos de aislamiento, se debe tener en cuenta que los circuitos de entrada se pueden conectar directamente a las tensiones de alimentaci´on de red.

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Cap´ıtulo 5 Propagaci´ on del flicker por la red En este cap´ıtulo se pretende estudiar la propagaci´on del flicker entre los diferentes niveles de tensi´on de la red, as´ı como la emisi´on generada por instalaciones fluctuantes, incluidos los parques e´olicos.

5.1.

L´ımites de emisi´ on en instalaciones de MT, AT y EAT

´ Esta secci´on se basa en la norma IEC 61000-3-7 [13]. Esta, tiene como objetivo brindar los principios b´asicos a ser utilizados en la determinaci´on de los requisitos para la conexi´on de instalaciones fluctuantes a la red en MT, AT y EAT. Se entiende como instalaci´on fluctuante a toda instalaci´on que produce flicker y/o variaciones r´apidas de tensi´on1 . El operador del sistema o propietario, es el responsable de especificar los requisitos para la conexi´on de instalaciones fluctuantes al sistema. Los problemas relacionados con las fluctuaciones de tensi´on se dividen en 2 categor´ıas b´asicas: Efecto flicker en las fuentes de luz, como resultado de las fluctuaciones de tensi´on. Variaciones r´apidas de tensi´on, incluso dentro de las tolerancias de tensi´on de funcionamiento normales. NOTA: Los l´ımites de niveles de tensi´on pueden ser diferentes en cada pa´ıs [22]. A modo de unificar criterios, los l´ımites utilizados en este documento son: Baja tensi´on (BT) se refiere a Un ≤ 1 kV . Media tensi´on (MT) se refiere a 1 kV < Un ≤ 35 kV . Alta tensi´on (AT) se refiere a 35 ≤ Un ≤ 230 kV . Extra alta tensi´on (EAT) se refiere a 230 kV < Un . 1

Las instalaciones fluctuantes pueden ser una carga o bien, una unidad generadora.

89

´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION

5.2.

Conceptos b´ asicos de CEM relacionados con las fluctuaciones de tensi´ on.

La Compatibilidad Electromagn´etica (CEM) se define como la capacidad de un equipo o sistema para funcionar satisfactoriamente en su entorno electromagn´etico sin producir perturbaciones electromagn´eticas inadmisibles en dicho entorno [13]. Por otro lado, se tiene que los niveles de emisi´on de flicker se eval´ uan en el POE2 de una instalaci´on fluctuante en MT, AT o EAT. Sin embargo, se debe recordar y no perder de vista que el efecto de molestia causado por el flicker afecta a los clientes en BT, por lo tanto, la atenuaci´on de flicker entre BT, MT, AT y EAT debe considerarse en la evaluaci´on del impacto de las emisiones. Se supone que el medidor de flicker y los ´ındices de severidad asociados son adaptados al tipo de l´amparas incandescentes utilizados (por ejemplo, 120 V o 230 V ) de modo que los l´ımites de flicker siguen siendo los mismos, independientemente de la tensi´on de las l´amparas. Esto es importante dado que, como se determin´o en la secci´on 4.6.1.3, las l´amparas de 120 V son menos sensibles a las fluctuaciones de tensi´on que las l´amparas de 230 V . El desarrollo de los l´ımites de emisi´on para equipos individuales o instalaciones debe basarse en el efecto que estas emisiones tienen en la calidad de la tensi´on. En esta secci´on se presentan algunos conceptos b´asicos utilizados para la evaluaci´on de la calidad de tensi´on.

5.2.1.

Niveles de compatibilidad

Los niveles de compatibilidad3 son valores de referencia que se detallan en la tabla 5.1. El objetivo de ´estos es coordinar la emisi´on presente en el sistema y la inmunidad de los equipos con el fin de asegurar la CEM en su conjunto. Los niveles de compatibilidad se fijan de tal manera que el 95 % de las emisiones de todo el sistema no superen dichos valores. Se debe tener en cuenta el hecho de que el operador del sistema o propietario no puede controlar todos los puntos de un sistema en todo momento. Por lo tanto, la evaluaci´on de los niveles de compatibilidad debe hacerse sobre el sistema en su conjunto y no se proporciona un m´etodo de evaluaci´on para un lugar espec´ıfico. Los niveles de compatibilidad para flicker en redes de BT se muestran en la tabla 5.1 [9]. Informaci´on adicional se encuentra disponible en [33]. La IEC no define los niveles de compatibilidad para sistemas de MT, AT y EAT. 2

Punto de evaluaci´ on: Punto de la red en donde los niveles de emisi´on de una instalaci´on dada deben evaluarse. Este punto puede ser el punto de acoplamiento com´ un (PCC) o el punto de conexi´ on (POC) o cualquier otro punto especificado por el operador del sistema o propietario o ambos. 3 Nivel de compatibilidad: Determinado nivel de perturbaci´on electromagn´etica, utilizado como nivel de referencia en un determinado ambiente para la coordinaci´on en el establecimiento de l´ımites de emisi´ on e inmunidad.

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION

Pst Plt

Niveles de compatibilidad 1,0 0,8

Tabla 5.1: Niveles de compatibilidad de flicker en redes de BT [9]

5.2.2.

Niveles de planificaci´ on

Valores indicativos de niveles de planificaci´ on: Los niveles de planificaci´on4 son valores de flicker que se pueden utilizar para el prop´osito de determinar l´ımites de emisi´on, teniendo en cuenta todas las instalaciones fluctuantes. Estos niveles son especificados por el operador del sistema o propietario para todos los niveles de tensi´on y pueden ser considerados como objetivos internos de calidad. Los niveles de planificaci´on deben permitir la coordinaci´on del flicker entre los diferentes niveles de tensi´on. Vale la pena se˜ nalar que en AT y EAT, la coordinaci´on de nivel de flicker se debe evaluar teniendo en cuenta la atenuaci´on de flicker debido a cargas de motores y generadores conectados aguas abajo, que tienen una influencia estabilizadora sobre las tensiones y pueden reducir la percepci´on del mismo. S´olo valores indicativos se pueden dar ya que los niveles de planificaci´on son diferentes en cada caso, dependiendo de la estructura y las circunstancias del sistema. ´ Estos se muestran en la tabla 5.2.

Pst Plt

Niveles de planificaci´ on MT AT-EAT 0,9 0,8 0,7 0,6

Tabla 5.2: Valores indicativos de los niveles de planificaci´on para flicker en los sistemas el´ectricos de MT, AT y EAT. NOTA 1: Estos valores fueron escogidos en el supuesto de que el coeficiente de transferencia5 entre sistemas de MT o AT y sistemas de BT es unitario. NOTA 2: En la pr´actica, los coeficientes de transferencia entre los diferentes niveles de tensi´on son menores a 1, 0. Esto se puede tomar en cuenta al establecer nuevos niveles de planificaci´on. NOTA 3: En algunos pa´ıses, los niveles de planificaci´on se definen en normas o directrices nacionales. 4

Nivel de planificaci´ on: Valor de una perturbaci´on particular, adoptada como referencia para los l´ımites que se establezcan para las emisiones de las instalaciones en un sistema en particular, con el fin de coordinar esos l´ımites con todos los l´ımites adoptados para equipos e instalaciones destinadas a ser conectadas al sistema. 5 Coeficiente de trasferencia: Nivel relativo de perturbaci´on que puede ser transferido entre dos barras o dos partes de un sistema de potencia para diferentes condiciones de operaci´on.

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION Como se indica en la nota 2, con el prop´osito de establecer los l´ımites de emisi´on, se recomienda fijar los niveles de planificaci´on para MT, AT y EAT teniendo en cuenta el coeficiente de transferencia de flicker desde el punto de emisi´on hasta el POE en BT, MT, AT y EAT. El coeficiente de transferencia de flicker entre dos puntos A y B de una red (TP stAB ), donde la fuente de flicker dominante se encuentra en A, se define como la relaci´on entre los valores de Pst en cada punto medidos simult´aneamente en ambos lugares. La expresi´on 5.1 detalla lo dicho anteriormente [36]. TP stAB =

Pst (B) Pst (A)

(5.1)

Resultados de mediciones de varios estudios muestran que el flicker producido por instalaciones fluctuantes conectadas en AT y EAT puede atenuarse significativamente cuando se propaga por las redes de BT y MT. Esta reducci´on se debe principalmente al efecto de compensaci´on que producen las m´aquinas rotativas conectadas a la red. Adicionalmente, los niveles de planificaci´on deben permitir la coordinaci´on entre los diferentes niveles de tensi´on. Para lograr esto, el operador del sistema o propietario tiene que evaluar los coeficientes de transferencia de flicker para diversas condiciones operativas del sistema. La reasignaci´on de los niveles de planificaci´on se detalla en la secci´on 5.9.1. Procedimiento de evaluaci´ on frente a los niveles de planificaci´ on El per´ıodo de medici´on m´ınimo es de una semana, siempre que la red se encuentre bajo operaci´on normal. El per´ıodo de medici´on debe abarcar el momento en que se tienen los niveles de flicker m´aximos esperados. Una o varias de las siguientes probabilidades pueden ser utilizadas para comparar los niveles reales de flicker con los niveles de planificaci´on. M´as de una probabilidad puede ser necesaria con el fin de evaluar el impacto de los niveles m´as altos de emisi´on permitidos por cortos per´ıodos de tiempo. Probabilidad 956 % de los valores semanales del Pst . Probabilidad 99 % de los valores semanales del Pst . Probabilidad 95 % de los valores semanales del Plt . NOTA: Se recomienda que cada nuevo valor de Pst incorporado al c´alculo de Plt se realice utilizando una ventana deslizante donde el Pst m´as antiguo es sustituido por el valor de Pst m´as reciente en cada intervalo de 10 minutos. Este c´alculo de Plt da lugar a 144 valores de Plt cada d´ıa. 6

Probabilidad X % de un conjunto de valores corresponde a determinado valor x tal que, el X % de los valores de dicho conjunto es menor a x.

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION La probabilidad 95 % no debe exceder el nivel de planificaci´on. La probabilidad 99 % puede exceder el nivel de planificaci´on por un determinado factor7 a especificar por el operador del sistema o propietario, dependiendo de las caracter´ısticas del sistema y de la carga. NOTA: Puede ser u ´til comparar las probabilidades 99 % y 95 %. Si la relaci´on entre ellas es mayor que 1, 3 se debe investigar la raz´on de la discrepancia. Los resultados anormales (por ejemplo, debido a huecos de tensi´on u otros transitorios), deben ser eliminados.

5.2.3.

Ilustraci´ on de los conceptos de CEM

Los conceptos b´asicos de los niveles de planificaci´on y de compatibilidad se ilustran en las figuras 5.1 y 5.2. Tienen la finalidad de destacar las relaciones m´as importantes entre estas variables b´asicas. Dentro de un sistema de energ´ıa es inevitable que cierto nivel de interferencia sea producido en algunas ocasiones, por lo tanto, hay un riesgo de solapamiento entre las distribuciones de niveles de perturbaci´on y niveles de inmunidad (ver figura 5.1). Los niveles de planificaci´on son generalmente iguales o inferiores al nivel de ´ compatibilidad8 . Estos son especificados por el operador del sistema o propietario.

Figura 5.1: Ilustraci´on de los conceptos b´asicos de calidad de tensi´on de todo el sistema.

7

Este factor generalmente se encuentra entre 1 y 1,5. Para flicker, las caracter´ısticas de transferencia entre diferentes niveles de tensi´on pueden permitir que los niveles de planificaci´ on en AT y EAT sean m´as altos sin dejar de lograr la coordinaci´ on con los niveles de compatibilidad que se aplican en BT. 8

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93

´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION

Figura 5.2: Ilustraci´on de los conceptos b´asicos de calidad de tensi´on de un sitio particular dentro del sistema. Como se ilustra en la figura 5.2, las distribuciones de probabilidad de los niveles de perturbaci´on y de inmunidad en cualquier sitio son normalmente m´as estrechas9 que las de todo el sistema, de modo que en la mayor parte de los lugares hay poca o ninguna superposici´on entre la distribuci´on de probabilidad de la perturbaci´on y el nivel de inmunidad. La interferencia, por lo tanto, no es generalmente una preocupaci´on importante, y el equipo se prev´e que funcionar´a de manera satisfactoria. La compatibilidad electromagn´etica es por lo tanto m´as probable de lo que la figura 5.1 parece sugerir.

5.3.

Niveles de emisi´ on

El enfoque de coordinaci´on recomendado se basa en los niveles individuales de emisiones, los cuales se determinan a partir de los niveles de planificaci´on. Por esta raz´on, se utilizan las mismas probabilidades para evaluar las medidas reales respecto a los l´ımites de emisi´on y respecto a los niveles de planificaci´on, tal como se describe a continuaci´on. Una o varias de las siguientes probabilidades pueden ser utilizadas para comparar los niveles reales de flicker con el l´ımite de emisi´on del cliente. M´as de una probabilidad puede ser necesaria con el fin de evaluar el impacto de los niveles m´as altos de emisi´on permitidos por cortos per´ıodos de tiempo. La probabilidad 95 % de los valores semanales de Psti 10 no debe exceder el l´ımite de emisi´on EP sti . 9 10

94

Es decir, presentan menos dispersi´ on. Psti : Es el Pst generado por una fuente de emisi´on particular.

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION La probabilidad 99 % de los valores semanales de Psti puede exceder el l´ımite de emisi´on EP sti por un factor11 a ser especificado por el operador del sistema o propietario, dependiendo de las caracter´ısticas del sistema, y de las cargas. La probabilidad 95 % de los valores semanales de Plti no debe exceder el l´ımite de emisi´on EP lti . NOTA: Los l´ımites de emisi´on respecto a los ´ındices de severidad de corto y largo plazo para una instalaci´on i se denominan EP sti y EP lti respectivamente. Con el fin de comparar el nivel de las emisiones de flicker de la instalaci´on de un cliente con el l´ımite de emisi´on, el per´ıodo de medici´on m´ınimo debe ser de una semana. Sin embargo, per´ıodos de medici´on m´as cortos pueden ser necesarios para la evaluaci´on de las emisiones en condiciones espec´ıficas. En cualquier caso, el per´ıodo de medici´on debe tener una duraci´on suficiente para capturar el mayor nivel de emisiones de flicker que se espera que se produzca. Si el nivel de flicker es dominado por un gran elemento del equipamiento, el per´ıodo debe ser suficiente como para capturar al menos 2 ciclos de funcionamiento completos de este elemento. Si el nivel de flicker es causado por la suma de varios elementos del equipamiento, el per´ıodo debe ser de al menos un ciclo de trabajo. Cuando sean significantes, los siguientes factores tambi´en deben tenerse en cuenta: Efecto de los equipos de compensaci´on. Bancos de condensadores dentro de la instalaci´on con una posible amplificaci´on de bajo orden interarm´onico que puede causar flicker. El nivel de emisi´on de una instalaci´on fluctuante es el nivel de flicker evaluado de acuerdo con la secci´on 5.4.

5.3.1.

Principios generales para el establecimiento de los l´ımites de emisi´ on

Para establecer l´ımites de emisi´on a instalaciones fluctuantes se debe tener en cuenta la potencia acordada con el cliente, la potencia de los equipos de generaci´on de flicker, y las caracter´ısticas del sistema. El objetivo es limitar la inyecci´on de flicker de todas las instalaciones fluctuantes de modo que el flicker no exceda los niveles de planificaci´on, teniendo en cuenta los coeficientes de transferencia. Se definen tres etapas de la evaluaci´on, que pueden ser utilizadas en secuencia o de manera independiente. 5.3.1.1.

Etapa 1: Evaluaci´ on simplificada de la emisi´ on

En general, es aceptable que los clientes instalen peque˜ nos aparatos sin evaluaci´on espec´ıfica de emisi´on de flicker por el operador del sistema o propietario. Los fabricantes de estos aparatos son generalmente responsables de la limitaci´on de las 11

Este valor generalmente se encuentra entre 1 y 1,5.

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION emisiones. La normas IEC 61000-3-3 [11], IEC 61000-3-5 [12] e IEC 61000-3-11 [14] son de la familia de productos que definen los l´ımites de emisi´on de flicker para los equipos conectados a sistemas de BT. En este momento no hay ninguna norma de emisi´on para equipos de MT por las siguientes razones: La media tensi´on var´ıa entre 1 kV y 35 kV ; Ninguna impedancia de referencia se ha definido internacionalmente para sistemas de MT. Incluso sin una impedancia de referencia, es posible definir criterios para la aceptaci´on casi autom´atica de los clientes en el sistema MT (e incluso sistemas de AT). En efecto, si el total de potencia fluctuante de la instalaci´on, o la potencia acordada con el cliente, es peque˜ na en relaci´on con la potencia de cortocircuito en el punto de evaluaci´on, no deber´ıa ser necesario llevar a cabo una evaluaci´on detallada de los niveles de emisi´on de flicker. En las secciones 5.6.1 y 5.7.1, se desarrollan los criterios espec´ıficos para la evaluaci´on de la etapa 1.

5.3.1.2.

Etapa 2: L´ımites de emisi´ on en relaci´ on a las caracter´ısticas reales del sistema

Si no se cumplen las condiciones de la etapa 1, las caracter´ısticas espec´ıficas del equipo emisor de flicker deben ser evaluadas junto con la capacidad de absorci´on del sistema. La capacidad de absorci´on del sistema se deriva de los niveles de planificaci´on y se distribuye a los clientes individuales en funci´on de su demanda con respecto a la capacidad total de alimentaci´on del sistema. El nivel de perturbaci´on transferido desde sistemas de tensi´on aguas arriba debe ser considerado cuando se reparte los niveles de planificaci´on entre los clientes individuales. El principio de este m´etodo es que, si el sistema se utiliza plenamente a su capacidad de dise˜ no y todos los clientes est´an inyectando sus l´ımites individuales, los niveles totales de perturbaci´on ser´an igual a los niveles de planificaci´on, teniendo en cuenta los factores de transferencia entre diferentes niveles de tensi´on y el efecto sumatorio de los diversos equipos de emisi´on de flicker. El procedimiento para asignar los niveles de planificaci´on a los clientes individuales se describe en 5.6.2 y 5.7.2. NOTA: Si la capacidad del sistema aumenta en el futuro los niveles de emisi´on de los clientes individuales deben disminuirse. Es importante, por lo tanto, siempre que sea posible, tener en cuenta las futuras ampliaciones del sistema. 5.3.1.3.

Etapa 3: Aceptaci´ on de niveles de emisi´ on m´ as altos de manera condicional

En algunas circunstancias, un cliente puede requerir la aceptaci´on para emitir valores superiores a los valores permitidos en la etapa 2, en tal situaci´on, el cliente y el operador del sistema o propietario pueden ponerse de acuerdo sobre condiciones 96

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION especiales que faciliten la conexi´on de la instalaci´on fluctuante. Un estudio cuidadoso de las caracter´ısticas actuales y futuras del sistema tendr´a que ser llevado a cabo con el fin de determinar estas condiciones especiales. NOTA: Los l´ımites de emisi´on obtenidos de la aplicaci´on de los m´etodos recomendados en las secciones 5.6 y 5.7 tienen la intenci´on de mantener los niveles de flicker por debajo de los niveles de planificaci´on. Por otro lado, existen otros m´etodos destinados a limitar la magnitud de las variaciones r´apidas de tensi´on (ver secci´on 5.8). 5.3.1.4.

Responsabilidades

Desde el punto de vista de la CEM, se definen las siguientes responsabilidades: El cliente es responsable de mantener sus emisiones en el punto de evaluaci´on especificado por debajo de los l´ımites especificados por el operador del sistema o propietario. El operador del sistema o el propietario es responsable de la coordinaci´on general de los niveles de emisiones en condiciones de funcionamiento normales, de acuerdo con requisitos regionales o nacionales. A fines de evaluaci´on, el operador del sistema o propietario deber´ıa, cuando sea necesario, proporcionar datos relevantes del sistema, tales como la potencia de cortocircuito o impedancia y los niveles de flicker existentes. El procedimiento de evaluaci´on est´a dise˜ nado de manera tal que las emisiones de flicker de todas las instalaciones fluctuantes no provoquen que los niveles de flicker del sistema general excedan los niveles de planificaci´on y de compatibilidad. Sin embargo, dada las condiciones locales y las suposiciones que son necesarias en este procedimiento de evaluaci´on no hay garant´ıa de que el enfoque que se recomienda evite que se sobrepasen los niveles. Por u ´ltimo, el operador del sistema o propietario y los clientes deben cooperar cuando sea necesaria la identificaci´on del m´etodo o´ptimo para reducir las emisiones. El dise˜ no y la elecci´on del m´etodo de esta reducci´on son responsabilidades del cliente.

5.4. 5.4.1.

Directrices generales para la evaluaci´ on de los niveles de emisi´ on Punto de evaluaci´ on

El punto de evaluaci´on (POE) es el punto en el que los niveles de emisi´on de la instalaci´on de un cliente se eval´ uan para verificar el cumplimiento de los l´ımi´ tes de emisi´on. Este, es tambi´en un punto dentro del sistema en el que se definen los niveles de planificaci´on. Puede ser el punto de conexi´on (POC) o el punto de acoplamiento com´ un (PCC) de la instalaci´on perturbadora o, incluso, puede ser cualquier otro punto especificado por el operador del sistema o propietario. M´as de MAADMA - IIE - UDELAR

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION un punto de evaluaci´on puede especificarse para la instalaci´on de un cliente determinado en funci´on de la estructura del sistema y las caracter´ısticas de la instalaci´on. NOTA 1: Debe tenerse en cuenta, sin embargo, que para la determinaci´on de los l´ımites de emisi´on y para la evaluaci´on de los niveles de emisi´on a menudo es necesario tener en cuenta los par´ametros del sistema m´as all´a del punto de evaluaci´on. NOTA 2: Dependiendo de la ubicaci´on del punto de acoplamiento com´ un en comparaci´on con el punto de conexi´on de la instalaci´on fluctuante, se tiene que el nivel de flicker podr´ıa ser mayor en este u ´ltimo. NOTA 3: Dado que las caracter´ısticas de tensi´on o l´ımites acordados generalmente se aplican en el punto de conexi´on, ´estos deben ser tomados en cuenta en las discusiones entre las partes.

5.4.2.

Definici´ on del nivel de emisi´ on de flicker

El nivel de emisi´on de una instalaci´on en el sistema el´ectrico es el flicker que la instalaci´on considerada inyecta en el punto de evaluaci´on (POE). El nivel de emisi´on debe ser menor al l´ımite de emisi´on. 5.4.2.1.

Evaluaci´ on de los niveles de emisi´ on de flicker

Se recomienda que los niveles de emisi´on se eval´ uen bajo condiciones normales de funcionamiento, a menos que se especifique lo contrario. La evaluaci´on de los niveles de emisi´on de flicker de las instalaciones fluctuantes deben tener en cuenta las peores condiciones de funcionamiento, incluyendo contingencias para las cuales el sistema o la instalaci´on del cliente est´a dise˜ nada para operar y que pueden tener una duraci´on superior al 5 % del tiempo. Adem´as, para instalaciones grandes, en comparaci´on con el tama˜ no del sistema12 , tambi´en puede ser necesario evaluar los niveles de emisi´on para condiciones de operaci´on ocasionales que duren menos de un 5 % del tiempo. Sin embargo, l´ımites de emisi´on m´as altos pueden ser permitidos bajo determinadas condiciones ocasionales. Por m´as detalles sobre la evaluaci´on de los niveles de emisi´on en plantas industriales dirigirse a [10]. Para la medici´on del nivel de emisi´on de flicker en el caso en que el flicker de fondo es relativamente bajo (Pst < 0, 5), se deben realizar 2 series de mediciones en las siguientes condiciones: Con la instalaci´on fluctuante y cualquier equipo de compensaci´on del cliente conectados. Con la instalaci´on fluctuante y cualquier equipo de compensaci´on del cliente desconectados. 12

Por ejemplo, Ssc /Si < 30. La relaci´ on de 30 se puede ajustar para satisfacer condiciones particulares.

98

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION El segundo valor medido de flicker debe restarse del primero mediante el uso de la ley sumatoria 13 (ver secci´on 5.5). Una cuesti´on adicional, basada en el sentido com´ un y las buenas pr´acticas metrol´ogicas, es que para el empleo de esta f´ormula el valor de emisi´on tiene que estar bastante por encima del flicker de fondo. Caso contrario deber´ıan utilizarse t´ecnicas m´as sofisticadas para no obtener resultados err´oneos (ver secci´on9).Para situaciones en las que el nivel existente de Pst en el POE es superior a 0, 5, debe utilizarse un m´etodo m´as complejo. La correlaci´on entre la corriente fluctuante y la fluctuaci´on de tensi´on observada puede ser utilizada para determinar el nivel de emisi´on de un equipo en particular o instalaci´on. En la pr´actica, mediante un estudio de preconexi´on, los niveles de emisi´on son generalmente estimados desde los datos disponibles de la instalaci´on y el sistema. M´etodos simplificados y otros avanzados para predecir la severidad de flicker se brindan en la secci´on el anexo E de [13]. Los m´etodos simplificados que pueden utilizarse para fluctuaciones sencillas14 se basan en la “curva de Pst = 1” de las curvas que se muestran en la secci´on 5.9 y el factor de forma dado en el anexo E de [13]. Por otro lado, las t´ecnicas avanzadas son m´as adecuadas para hornos de arcos e instalaciones fluctuantes aleatorias. Para las evaluaciones posteriores a la conexi´on, las mediciones directas de flicker suelen ser suficientes, pero podr´ıan no estar totalmente de acuerdo con las predicciones realizadas durante la evaluaci´on previa a la conexi´on. Si las mediciones se hacen en alg´ un otro punto, es necesario adaptar la medici´on al punto de evaluaci´on (POE) considerando cuidadosamente la posible influencia de la impedancia del sistema real en comparaci´on con la impedancia declarada. 5.4.2.2.

Potencia de cortocircuito del sistema o impedancia declaradas

La declaraci´on de informaci´on sobre la potencia de cortocircuito del sistema o impedancia del sistema es un requisito previo tanto para el titular o propietario para evaluar l´ımites de emisi´on como para que el cliente pueda evaluar los niveles de emisi´on de la instalaci´on considerada. La potencia de cortocircuito o impedancia declarada se utiliza de dos maneras diferentes:

1. Potencia de cortocircuito o impedancia para la evaluaci´ on de niveles de emisi´ on previa a la conexi´ on Para permitir la evaluaci´on de los niveles de emisi´on de flicker previa a la conexi´on de grandes instalaciones fluctuantes, la potencia de cortocircuito o la impedancia en el punto de evaluaci´on puede ser obtenida por simulaci´on para las diversas condiciones de operaci´on del sistema (incluyendo condiciones futuras). Es importante que se proporcione la informaci´on de a´ngulo de fase, q α α Pα stequipoconectado − Pstequipodesconectado .

13

Es decir, Pstemitido =

14

Por ejemplo, variaciones rectangulares, variaciones tipo rampa, etc.

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION como la componente fluctuante de una instalaci´on ya que puede haber diferentes combinaciones de potencia activa y reactiva. 2. Potencia de cortocircuito o impedancia para evaluar los niveles reales de emisi´ on Para la evaluaci´on de los niveles reales de emisi´on de una instalaci´on fluctuante dada, la impedancia actual puede medirse o calcularse en combinaci´on con otros par´ametros a fin de evaluar los niveles de emisi´on reales. 5.4.2.3.

Pautas generales para la evaluaci´ on de la impedancia declarada del sistema

Es importante tener en cuenta que la impedancia del sistema puede variar significativamente con el tiempo y puede ser dependiente de la frecuencia. En cuanto a la evaluaci´on de los niveles de emisi´on (ver secci´on 5.4.2.1), la determinaci´on de la impedancia del sistema debe tener en cuenta las diferentes condiciones normales de funcionamiento del mismo, incluyendo las condiciones anormales de operaci´on en las que estas situaciones pueden tener una duraci´on determinada, por ejemplo, m´as de 5 % de tiempo. Futuros cambios previsibles en el sistema deben ser incluidos.

5.5.

Ley sumatoria general

La ley de sumatoria general es una importante relaci´on que permite determinar, a partir de los ´ındices de severidad de corto plazo que presentan las diferentes instalaciones (Psti ) en un punto de la red, el ´ındice de severidad de corto plazo equivalente (Pst ) del conjunto. s X α Psti (5.2) Pst = α i

NOTA 1: La misma expresi´on puede utilizarse para el Plt . D´onde: Pst es el ´ındice de severidad de corto plazo resultante de las emisiones de todas las fuentes. Psti es el ´ındice de severidad de corto plazo de las distintas fuentes de flicker. α es un exponente que depende de varios factores que se discuten a continuaci´on. En general, un valor de α = 3 (“ley sumatoria c´ ubica”) ha sido ampliamente utilizado y es recomendado para el Pst (o Plt ) a no ser que se disponga de informaci´on suficiente para justificar un valor diferente. s X 3 Psti (5.3) Pst = 3 i

100

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION

Plt =

s X 3

3 Plti

(5.4)

i

Los primeros estudios, basados en hornos de arco usando valores semanales de Pst , mostraron que el valor del exponente α depende de las caracter´ısticas de la fuente principal de fluctuaci´on. En general, el exponente disminuye con el aumento de la simultaneidad de las fluctuaciones. Se pueden dar las siguientes recomendaciones cuando se dispone de informaci´on adicional: α = 4: Debe utilizarse cuando las fluctuaciones simult´aneas son muy poco probables (por ejemplo, cuando se dispone de equipos de control espec´ıficos instalados a fin de evitar fluctuaciones simult´aneas); α = 3: Debe utilizarse para la mayor´ıa de fuentes de flicker donde la probabilidad de coincidencia de variaciones de tensi´on sea peque˜ na. La mayor´ıa de los estudios que combinan las perturbaciones no relacionadas entran en esta categor´ıa y se recomienda para uso general. α = 2: Debe utilizarse donde sea probable la ocurrencia de fluctuaciones simult´aneas (por ejemplo, hornos de arco). α = 1: Debe utilizarse cuando hay gran n´ umero de variaciones de tensi´on simult´aneas (por ejemplo, varios motores que se inician al mismo tiempo). Estudios recientes han demostrado que la ley sumatoria que mejor se ajusta a los resultados de medici´on depende tanto del grado de coincidencia en las variaciones de tensi´on y el percentil Pst que se utiliza para la evaluaci´on, as´ı como tambi´en en las tecnolog´ıas de equipos que participan en la generaci´on de las fluctuaciones de tensi´on. Por informaci´on adicional, ver [34].

5.6. 5.6.1.

L´ımites de emisi´ on para instalaciones fluctuantes conectadas a redes de MT Etapa 1: Evaluaci´ on simplificada de la emisi´ on

En la etapa 1, la conexi´on de instalaciones peque˜ nas que presentan una cantidad limitada de energ´ıa fluctuante pueden ser aceptadas sin una evaluaci´on detallada de las caracter´ısticas de emisi´on o respuesta del sistema. NOTA: Para los equipos de BT, ver [11] (de corriente de entrada ≤ 16 A/f ase) o [14] (de corriente de entrada ≤ 75 A/f ase). La conexi´on de una instalaci´on fluctuante puede aceptarse sin m´as an´alisis, si en el POE se cumple que, la relaci´on de la variaci´on de potencia aparente ∆S y la del cortocircuito del sistema Ssc , expresada como porcentajes, est´an dentro de los siguientes l´ımites. Estos l´ımites dependen del n´ umero r.15 15

r: Tasa de fluctuaci´ on, expresada en variaciones de tensi´on por minuto (una ca´ıda de tensi´on, seguido de una recuperaci´ on significan dos cambios de tensi´on).

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101

´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION r min−1 r > 200 10 ≤ r ≤ 200 r < 10

K = (∆S/Ssc )max 0,1 0,2 0,4

Tabla 5.3: Etapa 1: L´ımites de variaciones relativas en la potencia en funci´on de la cantidad de variaciones por minuto. NOTA: Las variaciones de potencia aparente ∆S pueden ser menor, igual o mayor que la potencia nominal Sn de los equipos considerados (por ejemplo, para un motor, debe tenerse en cuenta que la potencia aparente en el arranque puede ser de ∆S ≈ 3-8 Sn ). Ssc se puede calcular (o medir) para el punto espec´ıfico de evaluaci´on, o puede ser estimada para sistemas de MT t´ıpicos con caracter´ısticas similares a las que se examinan.

5.6.2.

Etapa 2: L´ımites de emisi´ on en relaci´ on con las caracter´ısticas reales del sistema

Teniendo en cuenta la capacidad de absorci´on real del sistema, en particular los factores de transferencia, emisiones mayores que las acordadas en la etapa 1 pueden ser concedidas. En esta etapa, el nivel de perturbaci´on permitido es repartido entre cada instalaci´on individual de acuerdo a la capacidad total del sistema (St ) a la que est´a conectada esta instalaci´on. Esto asegura que el nivel de perturbaci´on debido a las emisiones de todos los clientes conectados al sistema no har´a exceder el nivel de planificaci´on. NOTA: El siguiente procedimiento puede llevarse a cabo usando la potencia activa, P , en lugar de la potencia aparente, S. Se considera que la propagaci´on de flicker en una red radial sigue las siguientes leyes: Se basa en la ley sumatoria tratada en la secci´on 5.5. El flicker presente en un nivel de tensi´on dado ser´a transferido aguas abajo con alguna atenuaci´on (coeficiente de transferencia algo menor que 1, por ejemplo 0, 8). Debido al aumento de la potencia de cortocircuito con el nivel de tensi´on, y baja coincidencia de las variaciones de tensi´on, las contribuciones de flicker en sistemas de menor tensi´on a los de mayor pueden considerarse pr´acticamente despreciable en la mayor´ıa de situaciones. Emisi´ on global compartida entre los clientes.

102

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION Se considera un sistema t´ıpico de MT tal como se ilustra en la figura 5.3, con el fin de establecer l´ımites de emisi´on en MT.

Figura 5.3: Ejemplo de un sistema para compartir las contribuciones globales en MT. Es necesaria una aplicaci´on de la expresi´on 5.2 para determinar la contribuci´on global de todas las fuentes de flicker presentes en un sistema particular. De hecho, el nivel de flicker real en un sistema de MT resulta de la combinaci´on del nivel de flicker procedente de aguas arriba16 con el nivel de flicker producido por todas las instalaciones conectadas al sistema fluctuante de MT considerado, incluidas las instalaciones fluctuantes en BT. Sin embargo, como ya se ha mencionado, por lo general puede ser asumido que las instalaciones de BT fluctuantes tienen un impacto insignificante en los niveles de flicker de sistemas de MT. De esta manera, el nivel de flicker no debe exceder el nivel de planificaci´on del sistema de MT dado por: LP stM T =

q α GαP stM T + TPαstU M · LαpstU S

(5.5)

D´onde GP stM V Es la m´axima contribuci´on de flicker de todas las instalaciones fluctuantes de MT que se pueden conectar al sistema considerado (expresados en t´erminos de Pst o Plt ). LP stM V Es el nivel de planificaci´on de flicker en el sistema de MT. LP stU S Es el nivel de planificaci´on de flicker aguas arriba17 . 16

Un sistema aguas arriba puede ser uno de AT u otro de MT para los cuales los niveles intermedios de planificaci´ on han sido fijados con anterioridad. 17 Por las razones explicadas anteriormente, se pueden necesitar diferentes niveles de planificaci´ on para niveles de tensi´ on intermedios entre MT y AT-EAT; es por esto que se utiliza el t´ermino general del nivel de planificaci´ on del sistema aguas arriba).

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION TP stU M Es el coeficiente de transferencia de flicker (Pst o Plt ) desde aguas arriba hasta MT (debe ser determinado mediante la realizaci´on de simulaciones o mediciones, ver secci´on 5.6. α Es el exponente de la ley sumatoria, habitualmente igual a 3, ver secci´on 5.5. Operando, la contribuci´on global para instalaciones fluctuantes de MT puede ser determinada para Pst o de manera similar para Plt a partir de la expresi´on 5.5, en efecto: q (5.6) GP stM v = α LαP stM V + TPαstU M · LαpstU S En la secci´on 5.9.1 se brindan ejemplos para la reasignaci´on de las contribuciones globales teniendo en cuenta los coeficientes de transferencia. L´ımites de emisi´ on individuales Para cada cliente, s´olo una fracci´on del l´ımite de emisi´on global GP stM V es permitida. Un enfoque razonable es tomar la relaci´on entre la potencia acordada Si y la capacidad total del sistema de MT St , donde St puede tomarse como la capacidad del transformador AT-MT o como la carga aguas abajo total, previendo el futuro crecimiento de la carga. Este criterio est´a relacionado con el hecho de que la potencia acordada con un cliente a menudo est´a vinculada con la participaci´on del cliente en los costos de inversi´on del sistema de potencia. Empleando las leyes sumatorias (5.3 y 5.4), los l´ımites de emisi´on individuales (EP sti y EP lti ) se dan en las expresiones 5.7 y 5.8 en las que comunmente se utiliza α = 3: r Si (5.7) EP sti = GP stM V α St − SLV r Si (5.8) EP lti = GP ltM V α St − SLV D´onde: EP sti , EP lti son los l´ımites de emisi´on de flicker para la instalaci´on i del cliente suministrado en MT. GP stM V , GP ltM V son las m´aximas contribuciones globales de todas las instalaciones fluctuantes en MT que se pueden conectar al sistema considerado, dadas por las expresiones 5.5 y 5.6 (expresadas en t´erminos de Pst o Plt ). Si = ( cosPiφi ) es la potencia acordada de la instalaci´on del cliente i, o la potencia aparente nominal de la instalaci´on fluctuante considerada. St es la capacidad total de suministro del sistema considerado incluyendo el futuro crecimiento de la carga18 . St podr´ıa tambi´en incluir la contribuci´on de 18

En principio, St es la suma de las asignaciones de capacidad de todas las instalaciones, incluyendo el de las instalaciones de aguas abajo que est´an o pueden ser conectadas al sistema.

104

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION la generaci´on distribuida, sin embargo, para realizar esto se requieren consideraciones m´as detalladas para determinar la misma, as´ı como la contribuci´on efectiva a la potencia de cortocircuito. SLV es la potencia total de las instalaciones conectadas directamente en BT, teniendo en cuenta el crecimiento futuro de la carga. α es el exponente de la ley sumatoria (ver secci´on 5.5). NOTA: En algunos casos, la generaci´on distribuida puede ser, en realidad, una fuente de fluctuaciones de tensi´on y debe ser, en consecuencia, considerada. Puede suceder en algunos lugares que el nivel de flicker existente previamente sea mayor a los l´ımites establecidos. En este caso, los l´ımites de emisi´on de las nuevas instalaciones podr´ıan ser reducidos, o una reasignaci´on de los niveles de planificaci´on entre los diferentes niveles de tensi´on podr´ıa ser considerada, o la capacidad de absorci´on de flicker del sistema podr´ıa ser incrementada. Para los clientes que tienen una baja potencia acordada, este enfoque puede producir limitaciones poco pr´acticas. Los l´ımites de emisi´on, se fijan en los valores dados en la tabla 5.4. EP sti 0,35

EP lti 0,25

Tabla 5.4: L´ımites m´ınimos de emisi´on en MT.

5.6.3.

Etapa 3: Aceptaci´ on de altos niveles de emisi´ on de manera condicional

En algunas circunstancias, el operador del sistema o el propietario puede aceptar una instalaci´on fluctuante que emita perturbaciones m´as altas que los l´ımites b´asicos permitidos en la etapa 2, Esto es debido a que los l´ımites de dicha etapa son l´ımites gen´ericos derivados de un sistema t´ıpico, con caracter´ısticas conservadoras. Los siguientes factores pueden dejar un margen en el sistema para permitir mayores l´ımites de emisi´on. Por ejemplo: Algunas instalaciones del cliente no producen flicker significativo, ya que no tienen equipos fluctuantes de tama˜ no considerable. Por lo tanto, parte de la capacidad de absorci´on de flicker del sistema puede no ser utilizada por un per´ıodo de tiempo. La ley sumatoria puede ser demasiado conservadora, por ejemplo, puede ocurrir que algunas instalaciones fluctuantes no funcionen simult´aneamente, debido a restricciones del sistema o de la carga. En algunos casos, el aumento de las contribuciones globales pueden definirse tras la reasignaci´on de los niveles de planificaci´on entre los sistemas de MT y AT-EAT19 , para tener en cuenta fen´omenos locales tales como los efectos de 19

Ver secci´ on 5.9.1.

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105

´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION la atenuaci´on o la ausencia de instalaciones fluctuantes en determinado cierto nivel de tensi´on. En algunos casos, una instalaci´on perturbadora puede cumplir los l´ımites de emisi´on bajo condiciones normales del sistema, sin embargo, bajo configuraciones diferentes (por ejemplo, cuando una planta de generaci´on cercana se encuentra fuera de servicio), los l´ımites de la etapa 2 pueden ser excedidos. En todos los casos, cuando el operador del sistema o propietario lo considere apropiado, puede decidir asignar l´ımites mayores de emisi´on en virtud de la etapa 3, Un estudio cuidadoso de la conexi´on siempre debe llevarse a cabo, teniendo en cuenta el nivel de flicker preexistente y la contribuci´on prevista de la instalaci´on para diferentes condiciones de funcionamiento. La aceptaci´on de l´ımites m´as altos a los establecidos previamente puede darse a los clientes s´olo sobre una base condicional y ciertas limitaciones pueden ser fijadas por el operador del sistema o propietario. Por ejemplo: Las condiciones de la etapa 3 se aplican siempre que se cumplan los siguientes requisitos: 1. Mientras se disponga de capacidad de suministro en el sistema para permitir mayores emisiones. 2. Mientras que la mayor´ıa de los otros clientes no hagan uso de la totalidad de los l´ımites de emisi´on dados seg´ un la etapa 2, 3. Tiempo necesario para una nueva instalaci´on, con el fin de implementar medidas correctivas siempre que se necesite. Disminuci´on de la cantidad de instalaciones fluctuantes en el sistema o en las configuraciones del cliente.

5.6.4.

Diagrama del procedimiento de evaluaci´ on

Una visi´on general del procedimiento de evaluaci´on presentado hasta ahora se da en la figura 5.4. Este procedimiento es igualmente aplicable a Pst y Plt .

5.7.

5.7.1.

L´ımites de emisi´ on para instalaciones fluctuantes conectadas a sistemas de AT o EAT Etapa 1: Evaluaci´ on simplificada de la emisi´ on

Los mismos criterios de conexi´on de la etapa 1 dados en la secci´on 5.6.1 se pueden utilizar en AT-EAT. 106

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Figura 5.4: Diagrama del procedimiento de evaluaci´on.

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107

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5.7.2.

Etapa 2: L´ımites de emisi´ on en relaci´ on con las caracter´ısticas reales del sistema

El enfoque es b´asicamente el mismo que para los usuarios de MT (ver secci´on 5.6.2). Sin embargo, en el caso particular de instalaciones fluctuantes de AT o EAT, la contribuci´on de cada usuario al nivel de perturbaci´on global deber´ıa basarse en la potencia total disponible para todas las instalaciones fluctuantes de AT o EAT y no en la capacidad de suministro total del sistema. De hecho, se ha mencionado anteriormente que la contribuci´on de instalaciones fluctuantes de MT y BT al nivel de flicker en AT o EAT se puede despreciar. Por lo tanto, las instalaciones de MT y BT no necesitan ser incluidas en la determinaci´on de la capacidad total de alimentaci´on para permitir emisiones de flicker en AT-EAT. Evaluaci´ on de la potencia total disponible Llamando Si a la potencia aparente de la instalaci´on i y StAT (StEAT ) la potencia total disponible para usuarios de AT (EAT) en el punto de evaluaci´on (POE), la relaci´on Si /StAT (Si /StEAT ) es la base para la determinaci´on de los l´ımites de emisi´on seg´ un el procedimiento de la etapa 2,

1. Primera aproximaci´ on: La evaluaci´on de la potencia total disponible (St ) es mucho m´as dif´ıcil en los sistemas de AT y EAT que en los sistemas de MT. El enfoque sugerido es el siguiente: cuando se considera el caso de una instalaci´on conectada a una subestaci´on de AT o EAT dada, la informaci´on b´asica es la previsi´on de los flujos de potencia considerando la evoluci´on futura del sistema:

Figura 5.5: Determinaci´on de St por un sistema de AT o EAT simple. La evaluaci´on es simplemente: St =

X

Sout

(5.9)

Donde St es, en este caso, una aproximaci´on de la potencia total de todas las instalaciones para las cuales. Como se ve en la expresi´on 5.9, se calcula 108

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION como la suma de los flujos de potencia (en MVA) que salen de la barra considerada de AT-EAT (incluyendo la provisi´on de crecimiento de la carga futura). Esta primera aproximaci´on de St est´a destinada a utilizarse por defecto. La segunda aproximaci´on es recomendada cuando hip´otesis demasiadas conservativas conducen a l´ımites de emisi´on poco realistas. NOTA: Esta primera aproximaci´on asume que las emisiones de flicker causadas por instalaciones conectadas a otras barras impactan directamente en la barra considerada 20 . 2. Segunda aproximaci´ on: La primera aproximaci´on puede no ser correcta si las instalaciones fluctuantes importantes est´an presentes o est´an conectadas en la proximidad de la subestaci´on considerada. En caso de duda, se recomienda proceder de la siguiente manera (ver figura 5.6):

Figura 5.6: Determinaci´on de St para un sistema mallado de AT o EAT. Llamando “1” al nodo considerado y “2”, “3”, etc, a los otros nodos situados en la proximidad del primero, los valores de StAT 1 , StAT 2 , StAT 3 , se calcular´an de acuerdo con la expresi´on 5.9, sin tener en cuenta todos los flujos de potencia Sout entre dos de estos nodos. Los coeficientes de influencia K2−1 , K3−1 , · · · ser´an calculados a la frecuencia de alimentaci´on 21 . Un enfoque alternativo es basado en conectar una carga (o un cortocircuito trif´asico a trav´es de alguna impedancia) en el bus n, registrando las tensiones en los buses m y n. El coeficiente de influencia se puede definir entre los buses 20

Por ejemplo, los factores de influencia utilizados en la segunda aproximaci´on son unitarios. El coeficiente de influencia Kn−m es el cambio de tensi´on que se produce en el nodo m cuando se aplica un cambio de tensi´ on de 1 p.u. (por unidad) en el nodo n. Por lo general, el c´alculo de Kn−m requiere el uso de un programa de computadora. 21

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION 0 )/(Un − Un0 ) donde Um y Un son las tensiones m y n como Kn−m = (Um − Um 0 en los buses m y n respectivamente, con la carga conectada en n y, Um y Un0 son las tensiones correspondientes sin la carga.

NOTA: Los coeficientes de influencia obtenidos de esta manera pueden ser sensibles al factor de potencia de la carga o cortocircuito y la carga conectada en la simulaci´on debe representar de cerca las caracter´ısticas de la carga que se est´a evaluando. Tambi´en se debe tener en cuenta que los coeficientes de influencia dependen en algunos casos de la frecuencia, en particular cerca de las plantas de generaci´on, las dependencias pueden llegar a ser significativas para frecuencias inferiores a la fundamental. Un m´etodo m´as riguroso, basado en el an´alisis de datos t´ıpicos de cortocircuito, se da en el anexo f de [13]. Para esta segunda aproximaci´on, la expresi´on 5.9 se sustituye por (de manera similar se obtiene para StEAT ):

StAT = StAT 1 + (k2−1 )α StAT 2 + (K3−1 )α StAT 3 + · · ·

(5.10)

A˜ nadiendo los t´erminos (Kn−m )α StAT n (α = 3), siempre y cuando sea significativo en comparaci´on con StAT 1 .

5.7.3.

Etapa 3: Aceptaci´ on de altos niveles de emisi´ on de manera condicional

Las consideraciones realizadas en la secci´on 5.6.3 se aplican de igual forma para esta etapa.

5.8.

Variaciones r´ apidas de tensi´ on

La incomodidad visual causada por el flicker es la raz´on m´as com´ un por la cual se limitan las variaciones de tensi´on producidas por las instalaciones fluctuantes. El operador del sistema o propietario debe mantener la magnitud de la tensi´on dentro de ciertos l´ımites y, por otro lado, los clientes no deben producir variaciones significativas de tensi´on, incluso siendo tolerables desde el punto de vista de flicker.

5.9.

Curvas Pst = 1 y datos num´ ericos para aplicaciones en 230V y 120V

Para una fluctuaci´on tipo onda rectangular, la figura 5.7 muestra para cada cantidad de cambios por minutos, la fluctuaci´on relativa de tensi´on necesaria para obtener Pst = 1, tanto para l´amparas incandescentes de 230 V como 120 V [13]. Del mismo modo, la tabla 5.5 detalla los valores num´ericos de la figura 5.7. De la misma, se desprenden los siguientes comentarios: 110

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Figura 5.7: Curvas Pst = 1 para variaciones de tensi´on tipo onda rectangular. r: Tasa de fluctuaci´on Variaciones/Min

0,1 0,2 0,4 0,6 1 2 3 5 7 10 22 39 48 68 110

Fluctuaci´on de tensi´on % L´ampara: L´ampara: 120V 230V Sistema: Sistema: 60Hz 50Hz 8,202 7,4 5,232 4,58 4,062 3,54 3,645 3,2 3,166 2,724 2,568 2,211 2,25 1,95 1,899 1,64 1,695 1,459 1,499 1,29 1,186 1,02 1,044 0,906 1 0,87 0,939 0,81 0,841 0,725

r: Tasa de fluctuaci´on Variaciones/Min

176 273 375 480 585 682 796 1 020 1 055 1 200 1 390 1 620 2 400 2 875 -

Fluctuaci´on de tensi´on % L´ampara: L´ampara: 120V 230V Sistema: Sistema: 60Hz 50Hz 0,739 0,64 0,65 0,56 0,594 0,5 0,559 0,48 0,501 0,42 0,445 0,37 0,393 0,32 0,35 0,28 0,351 0,28 0,371 0,29 0,438 0,34 0,547 0,402 1,051 0,77 1,498 1,04 -

Tabla 5.5: Variaci´on relativa de tensi´on y tasa de fluctuaci´on para obtener Pst = 1. I. Dos variaciones de tensi´on consecutivas (una positiva y otra negativa) constituyen un solo “ciclo” (per´ıodo); es decir, dos variaciones de tensi´on por segundo corresponden a una fluctuaci´on de 1 Hz. II. Las curvas y datos expuestos est´an basados en estudios realizados en una l´ampara incandescente de 60 W . A pesar de que otros equipos de iluminaci´on podr´ıan presentar resultados diferentes, estas curvas se adoptan como MAADMA - IIE - UDELAR

111

´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION referencia. III. Se pueden encontrar diferentes versiones de la tabla 5.5 en la literatura.

5.9.1.

Reasignaci´ on de contribuciones globales y niveles de planificaci´ on considerando los coeficientes de transferencia

A los efectos de lograr coordinaci´on de la CEM en BT, MT, AT y EAT, es necesario considerar el impacto de las fluctuaciones de aguas arriba en los sistemas aguas abajo usando los coeficientes de transferencia de flicker. Como se describe en las secciones 5.6 y 5.7, la contribuci´on global puede ser establecida para cada nivel de tensi´on particular, utilizando el nivel de planificaci´on del nivel de tensi´on considerado, el nivel de planificaci´on del sistema aguas arriba, y el coeficiente de transferencia entre ambos niveles de tensi´on. 5.9.1.1.

C´ alculo de contribuciones globales utilizando los coeficientes de transferencia

Utilizando niveles de planificaci´on t´ıpicos (ver tabla 5.2) y asumiendo un coeficiente de transferencia entre AT y MT igual a 0,9, la contribuci´on global de todas las instalaciones de MT (GP stM T ) se puede calcular seg´ un la ecuaci´on 5.11 que se muestra a continuaci´on.

GP stM T =

q p 3 L3P stM T − TP3 stU M · L3P stAT = 3 0, 903 − 0, 903 · 0, 803 = 0, 71

(5.11)

Para BT se procede de forma an´aloga, suponiendo que el nivel de planificaci´on en BT es igual al nivel de compatibilidad (es decir, Pst = 1) y que el coeficiente de transferencia entre MT y BT es 1, la contribuci´on global de todas las instalaciones de BT se puede calcular seg´ un la ecuaci´on 5.12 que se muestra enseguida.

GP stBT 5.9.1.2.

q p = 3 L3P stBT − TP3 stU L · L3P stM T = 3 1, 003 − 1, 003 · 0, 903 = 0, 65

(5.12)

Utilizaci´ on de los coeficientes de transferencia para recuperar y reasignar las contribuciones de las emisiones no utilizadas

Considerando que para la determinaci´on de la contribuci´on global en MT se utiliz´o un coeficiente de transferencia igual 1, se tiene que:

GP stM T

q p = 3 L3P stM T − TP3 stU M · L3P stAT = 3 0, 903 − 1, 003 · 0, 803 = 0, 60

(5.13)

Comparando el valor anterior de 0, 60, con el resultado obtenido anteriormente de GP stM T = 0, 71 (ver secci´on 5.9.1.1), se tiene que considerando un coeficiente de transferencia igual a 0, 90 se podr´ıa permitir una contribuci´on global adicional en MT de 0, 11, sin dejar de cumplir el objetivo general de la CEM. Suponiendo que el nivel de planificaci´on en MT fue satisfactorio basado en GP stM T = 0, 60, la 112

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´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION contribuci´on no utilizada en MT puede ser reasignada en AT al aumentar el nivel de planificaci´on en AT de la siguiente manera: q GP stM T = 0, 60 = 3 L3P stM T − TP3 stU M · L3P stAT (5.14) 0, 603 = 0, 903 − 0, 903 · L3 P stAT

LP stAT = 0, 89 Como se observa de los resultados anteriores, disminuyendo la contribuci´on global en MT se puede aumentar el nivel planificado en AT. Es decir, el nivel de emisi´on retirado de MT se “reasigna” en AT. 5.9.1.3.

Reasignaci´ on entre niveles de tensi´ on de las contribuciones de emisi´ on no utilizadas

Se considera el caso especial en que instalaciones fluctuantes que pueden ser conectadas no son capaces de generar el valor de GP st a determinado nivel de tensi´on. En este caso, deber´ıa ser posible reasignar las emisiones no utilizadas y aumentar los niveles de planificaci´on en otros niveles de tensi´on. Por ejemplo, considerando el caso en el que no hay instalaciones fluctuantes importantes conectadas en BT, por lo que es posible que no se exceda un valor de GP stBT = 0, 5. Asumiendo un coeficiente de transferencia entre MT y BT igual a 1, el nivel de planificaci´on permitido aguas arriba de MT podr´ıa ser incrementado como sigue: q GP stBT = 0, 50 = 3 L3P stBT − TP3 stU L · L3P stM T 0, 503 − L3P stBT = −TP3 stU L · L3P stM T 0, 503 − 13 = −13 · L3P stM T LP stM T = 0, 96

(5.15)

De igual forma, si se tiene que la contribuci´on global de todas las instalaciones de MT no puede exceder el valor de GP stM T = 0, 5, el nivel de planificaci´on aguas arriba de AT podr´ıa entonces ser aumentado. Considerando un coeficiente de transferencia de AT a MT t´ıpico de 0,9 [13] y operando se tiene que: q GP stM T = 0, 50 = 3 L3P stM T − TP3 stU M · L3P stAT (5.16) 0, 503 = 0, 963 − 0, 93 · L3 P stAT

LP stAT = 1, 01 Si en este proceso de reasignaci´on se contin´ ua realizando asumiendo que la contribuci´on global de todas las instalaciones de AT no pueden exceder el valor de GP stAT = 0, 5, un aumento del nivel de planificaci´on en EAT se puede encontrar usando un coeficiente de transferencia de EAT a AT de 0,8: q GP stAT = 0, 50 = 3 L3P stAT − TP3 stU H · L3P stEAT (5.17) 0, 503 = 1, 013 − 0, 83 · L3 P stAT

LP stEAT = 1, 21 MAADMA - IIE - UDELAR

113

´ DEL FLICKER POR LA RED CAP´ITULO 5. PROPAGACION El nivel de planificaci´on obtenido en este ejemplo en EAT es significativamente mayor que el valor indicado en la tabla 5.2. Esto fue posible gracias a la reasignaci´on de emisiones basada en la ubicaci´on de las instalaciones fluctuantes y teniendo en cuenta el efecto de los coeficientes de transferencia entre diferentes niveles de tensi´on. Las contribuciones globales pueden reducirse en algunos niveles de tensi´on y estas reducciones pueden ser reasignadas a otros niveles de tensi´on, manteniendo la coordinaci´on de la CEM desde EAT hasta BT. Por supuesto, este enfoque necesita controles peri´odicos para tener en cuenta los posibles cambios.

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Cap´ıtulo 6 Requerimientos exigidos y emisi´ on de flicker de parques e´ olicos En el presente cap´ıtulo, en una primera instancia, se estudiar´an los requerimientos exigidos a los parques e´olicos en Uruguay y otros pa´ıses. Posteriormente, se estudiar´a la raz´on por la que los aerogeneradores son emisores de flicker. Con respecto a los requerimientos exigidos a los parques e´olicos, a modo de introducci´on, es importante observar que las normas utilizadas con mayor frecuencia son las IEC y que entre los pa´ıses miembros, adem´as del nuestro, se destacan M´exico, Canad´a, Estados Unidos, Inglaterra, Alemania, Francia, Espa˜ na, Dinamarca, Jap´on, Australia, Corea, Egipto, China, Brasil, Colombia, Rep´ ublica Checa, Sud´africa, Argentina, entre otros. Esto no quiere decir que dichas normas no sean adaptadas o utilizadas bajo otros nombres en estos pa´ıses. En la tabla 6.1 se puede observar un peque˜ no resumen de los entes normalizadores de cada pa´ıs. NORMAS ANSI AENOR IRAM ABNT ICONTEC ANCE FONDONORMA CEC SIGET INTECO INEN UNIT

PA´ISES Estados Unidos (IEEE) Espa˜ na (UNE) Argentina Brasil Colombia Mexico Venezuela Cuba El Salvador Costa Rica Ecuador Uruguay

Tabla 6.1: Entes normalizadores en diferentes pa´ıses.

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´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS

6.1.

Requerimientos de flicker seg´ un pa´ıses

En esta secci´on, se detallan los l´ımites de emisi´on de flicker de cada pa´ıs seg´ un la norma correspondiente. En los casos que sea posible, se desarolla espec´ıficamente si se hace referencia a niveles de compatibilidad, planificaci´on, l´ımites de emisi´on de los sistemas que se conectan a una red o de emisiones globales.

I. Uruguay Nuestro pa´ıs define los l´ımites de emisi´on seg´ un la norma IEC 61000-3-7[13]. M´as all´a de esto, UTE define espec´ıficamente el caso de ingreso de un parque e´olico al SIN en los niveles de tensi´on correspondientes a MT y AT, el cual debe cumplir los l´ımites de emisi´on de la norma y lo hace de la siguiente manera. Por ejemplo, en redes AT de 150 kV no se exige que no podr´a superarse los niveles m´aximos de emisi´on de flicker de corta duraci´on Pst = 0, 35 y de larga duraci´on Plt = 0, 25, tanto para operaciones de conmutaci´on como por funcionamiento continuo. Para la realizaci´on de las medidas correspondientes se adoptar´an las recomendaciones incluidas en la norma IEC 61000-4-30 [16]. La metodolog´ıa utilizada en nuestro pa´ıs para calcular la emisi´on individual de un parque se detalla a continuaci´on: P stparque

q = 3 P st3conectado − P st3sinconectar

(6.1)

Por m´as informaci´on, ver secci´on 5.4. II. Espa˜ na Espa˜ na es otro pa´ıs que se respalda en las normas IEC, aunque en general hace uso de la adaptaci´on local UNE. Este pa´ıs define un nivel de planificaci´on de acuerdo a la norma IEC 61000-3-7 [13] de Pst ≤ 1, Plt ≤ 0, 8 y un l´ımite de emisi´on de perturbaciones en cualquier nodo de la red de Pst ≤ 0, 8, Plt ≤ 0, 6. Otras caracter´ısticas interesantes de Espa˜ na son la limitaciones en potencia al conectarse a una red, por un lado la potencia conectada a un nodo de la red debe ser menor a la mitad de la capacidad de la l´ınea a la que se conecta y por otra parte la potencia de cortocircuito de el nodo de conexi´on debe ser al menos 20 veces mayor a la potencia conectada en este lugar en los casos de generaci´on e´olica. Estas restricciones son mucho m´as flexibles en nuestro pa´ıs llegando, en primer lugar, a tener parques interconectados en l´ıneas que no cumplen la exigencia anterior y adem´as, al ser un pa´ıs con potencias de cortocircuito muy bajas, en comparaci´on a Espa˜ na, se utiliza en algunos casos una raz´on menor a 5, III. El Salvador

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´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS Utilizando las normas SIGET, la normativa salvadore˜ na define que el l´ımite de severidad en el sistema no puede superar Pst = 1, tanto en sistemas de transmisi´on como distribuci´on. Esta consideraci´on aplica tambi´en en Guatemala. Adem´as la normativa no define espec´ıficamente valores de Plt . IV. Dinamarca Dinamarca es un pa´ıs que tiene buena calidad de energ´ıa, cumpliendo holgadamente las especificaciones de las normas IEC. Estos valores son: Pst = 0, 3 y Plt = 0, 2 en cualquier nodo de la red que tenga tensiones superiores a 100 kV . V. Reino Unido Utiliza distintos l´ımites de emisi´on de flicker para cargas fluctuantes en la red seg´ un la tensi´on, para casos de tensiones U ≤ 132 kV el l´ımite es Pst = 1 y Plt = 0, 8. En los casos en que la tensi´on supera los 132 kV , los l´ımites de emisi´on son: Pst = 0, 8 y Plt =0, 6. Cabe aclarar que las consideraciones anteriores no s´olo aplican a parques e´olicos, sino tambi´en a cualquier carga que genere flicker. VI. Alemania En Alemania no existe espec´ıficamente una norma que regule la emisi´on de flicker. Se podr´ıa asumir que al formar parte de la IEC, en caso de considerar regularlo, se apliquen los valores de dichas normas. VII. Irlanda Este pa´ıs especifica que los niveles deben de estar de acuerdo a la normativa IEC 61000-3-7 [13], por lo que los valores se ajustan a los mencionados en dicha norma. VIII. Canad´ a Aqu´ı tampoco existen especificaciones respecto a la emisi´on de flicker, con excepci´on de AESO, en donde se especifica que los niveles de emisi´on deben estar de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 61000-3-7,

6.2.

Emisi´ on de flicker causada por aerogeneradores en la red uruguaya

A lo largo de este documento se ha asumido que los parques e´olicos son fuentes de emisi´on de flicker. Debido a esto, es necesario conocer claramente las razones de estas emisiones y poder actuar en funci´on a ´estas para mejorar la calidad de energ´ıa. A continuaci´on se nombran algunas de las razones de la emisi´on de flicker de parques e´olicos seg´ un [40].

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´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS El flicker producido por la generaci´on e´olica, se puede clasificar en dos grandes categor´ıas: Flicker transitorio. Flicker en r´egimen permanente. El transitorio se origina durante la conexi´on de la m´aquina el´ectrica en la red, ya que en ese momento se encuentra girando casi a la velocidad nominal, cuando su excitaci´on pasa a ser alimentada desde la red. En este momento, se produce un fen´omeno muy parecido al encendido de un motor; es decir, se presenta una sobrecorriente de corta duraci´on. Por otro lado, la turbina e´olica produce flicker de r´egimen permanente, por variaciones de velocidad, siendo ´estas de dos tipos, que se denominan “corte de viento” y “sombra de torre”. El corte de viento son las r´afagas que producen cambios de velocidad del generador ya que no pueden ser totalmente compensados por el sistema de control. La Figura 6.1 muestra el efecto de las variaciones de velocidad en el suministro de potencia a la red, para un peque˜ no generador e´olico de 55 kW . Por otro lado, la sombra de torre se debe a la reducci´on de la velocidad del viento en las inmediaciones de la torre, ya que este soporte le ofrece al viento una barrera ensanchada por la turbulencia, que es vista una vez por revoluci´on, por cada una de las palas de la turbina. Por lo tanto, dadas las velocidades normales de operaci´on de los generadores e´olicos modernos y, dado que normalmente presentan tres palas, la perturbaci´on por sombra de torre se produce a una frecuencia de unos pocos Hz.

Figura 6.1: Variaci´on de la potencia de salida de aerogeneradores debido a las r´afagas de viento. En Uruguay, la interconexi´on de los distintos parques e´olicos al SIN se ha realizado mayormente en las l´ıneas de 150 kV . Comprendiendo esto, es necesario estudiar los factores que influyen en las emisiones de flicker en una red. Por un lado, se encuentra la potencia de cortocircuito en el PCC, y por otro, el tipo de sistema que se conecta, que en este caso son aerogeneradores. Como se trat´o en la secci´on 1.1, en Uruguay se utilizan s´olo 2 clases de aerogeneradores: Tipo 3 o DFIG y Tipo 4 o Full Converter (FC). 118

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´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS

6.2.1.

Potencia de cortocircuito en la red de 150 kV

En la figura 6.2 se observan las potencias de cortocircuito m´ınimas de la red uruguaya, las zonas de mayor PCC 1 son la metropolitana y las cercanas a Palmar. En el resto del pa´ıs, se encuentran valores por debajo de 1000 M V A. Sin embargo, en la mayor parte del pa´ıs, la PCC no alcanza los 500 M V A, por lo que en un caso t´ıpico de un parque e´olico de 50 M V A se encontrar´ıa una relaci´on P/PCC mayor a 1/10.

Figura 6.2: Potencia m´ınima de cortocircuito en las l´ıneas de 60 kV y 150 kV . La tabla 6.2 presenta un listado del valor de PCC en diferentes puntos de la red. ´ Estos, permitir´an concluir si la PCC es suficiente para cumplir con la norma IEC 61000-3-7 [13] de l´ımites de emisi´on, considerando la metodolog´ıa de c´alculo que ofrece la norma IEC 61400-21 [20]. Este an´alisis ser´a realizado en la secci´on 8.

6.2.2.

Comparaci´ on entre tecnolog´ıas

En las gr´aficas de las figuras 6.3 y 6.4 se aprecia la emisi´on de flicker de un conjunto de 25 aerogeneradores considerando una velocidad de viento en el buje de 7, 5 m/s para distintos ´angulos de fase de la impedancia de cortocircuito, en funci´on 1

PCC : Potencia de Cortocircuito.

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´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS L´ınea Aguas Corrientes Arapey Artigas Baygorria Bifurcacion Bifurcacion Botnia Cantegril Central Batlle y Ordo˜ nez Central Batlle y Ordo˜ nez Colonia Conchillas Durazno Efice Enrique Martinez Florida Fray Bentos Juan Lacaze Las Piedras Libertad Maldonado Melo Mercedes Montevideo A Montevideo B Montevideo C Montevideo F Montevideo G Montevideo H Montevideo I Montevideo J

PCC (M V A) 1302,76 980,48 426,28 1893,44 1110,43 497,9 1655,66 1172,34 2431,19 2528,03 640 277,66 1168,44 3273,64 160,34 1315,98 850,27 260,82 2000,11 1815,86 600,04 292,5 720,03 2878,8 2733,28 2467,75 2493,86 2442,3 2535,81 2572,25 2416,02

L´ınea Montevideo K Montevideo L Montevideo N Montevideo R Montevideo R Nueva Palmira Palmar (500 kV) Pan de Azucar Pando Paysandu Punta del Este Punta del Tigre Rivera Rocha Rodriguez Rosario Salto Salto Grande Uruguayo (500 kV) San Carlos San Javier Santiago Vazquez Solymar Stel T, Gomensoro Tacuarembo Terra Treinta y Tres Trinidad Valentines Young

PCC (M V A) 2127,91 2525,98 2664,12 2456,22 2544,75 347,15 2098,24 678,03 2552,62 618,34 584,06 1165,14 353,94 675 1010,98 885,42 1805,52 1036,6 603,56 1136,52 1945,11 3067,5 427,08 328,73 279,19 1816,66 205,21 1457,56 267,84 1479,02

Tabla 6.2: Tabla PCC seg´ un nodo de la red. de la PCC . Los puntos de la red m´as sensibles al efecto flicker son los de menor PCC . Entre ellos, se encuentran: Enrique Martinez (160 M V A), Melo (293 M V A), Rivera (354 M V A), Tacuaremb´o (279 M V A), Treinta y tres (205 M V A), Valentines (268 M V A), entre otros. A partir de las figuras 6.3 y 6.4 se concluye que estos aerogeneradores podr´an ser instalados en el territorio nacional en los nodos m´as d´ebiles de la red mencionados en el p´arrafo anterior. Esto se debe a que para las PCC de estos nodos, no se superan los l´ımites de emisi´on establecidos en la secci´on 5.7.

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´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS

Figura 6.3: Emisi´on de flicker de un grupo de aerogeneradores DFIG.

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121

´ DE FLICKER DE CAP´ITULO 6. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS Y EMISION ´ PARQUES EOLICOS

Figura 6.4: Emisi´on de flicker de un grupo de aerogeneradores FC.

122

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Cap´ıtulo 7 Metodolog´ıa para la medici´ on de flicker en un sistema de turbinas e´ olicas seg´ un norma IEC 61400-21 La norma IEC 61400-21 [20] establece requisitos detallados para la medici´on, registro y presentaci´on de resultados en ensayos de emisiones individuales de aerogeneradores con respecto a arm´onicos, flicker, interarm´onicos y arm´onicos de alta frecuencia1 . As´ı mismo, describe metodolog´ıas para la evaluaci´on de estos par´ametros de calidad de energ´ıa en el punto de conexi´on con la red, cuando los aerogeneradores se instalan en un determinado lugar y posiblemente en grupos. Se tratan de estimaciones, cuyas f´ormulas de c´alculo refieren a otras normas IEC espec´ıficas seg´ un el par´ametro de calidad de energ´ıa que se trate. Se presenta a continuaci´on, en forma breve, la metodolog´ıa propuesta en la norma IEC 61400-21 para las estimaciones globales de flicker en el PCC. Estas metodolog´ıas resultan relevantes por ser un est´andar utilizado usualmente, a nivel mundial, para la evaluaci´on de la conformidad de la calidad de producto t´ecnico de parques que ingresan a un sistema el´ectrico. Sin embargo, se trata de lineamientos generales que no incluyen el detalle de la topolog´ıa de las redes internas de los parques y de la red el´ectrica a la cual se conectan, cuestiones que resultan relevantes si en las proximidades se encuentran conectadas cargas distorsionantes o bancos de condensadores. Por otra parte, en algunos estudios de campo se han verificado inconsistencias importantes entre las medidas realizadas y lo previsto por las estimaciones sugeridas en la norma.

7.1.

Evaluaci´ on de calidad de la Energ´ıa

La normativa establece m´etodos de estimaci´on de par´ametros de calidad de energ´ıa esperados de una turbina de viento o un grupo de turbinas instaladas en un sitio espec´ıfico. Estos m´etodos son v´alidos para turbinas de viento con PCC 2 en MT o AT en sistemas de potencia con frecuencia fija ± 1 Hz y suficiente capacidad 1 2

Los arm´ onicos de alta frecuencia se corresponden al rango de 2 a 9 kHz. Punto de Conexi´ on Com´ un.

123

´ DE FLICKER EN UN CAP´ITULO 7. METODOLOG´IA PARA LA MEDICION ´ ´ NORMA IEC 61400-21 SISTEMA DE TURBINAS EOLICAS SEGUN de regulaci´on de potencia activa y reactiva. En caso de no cumplirse las hip´otesis anteriores, estos principios pueden ser usados como gu´ıa.

7.1.1.

Fluctuaci´ on de tensi´ on

La emisi´on de flicker de una turbina de viento debe limitarse para cumplir con los l´ımites de emisi´on que se nombran a continuaci´on (ver secci´on 5.7): P st ≤ EP sti

(7.1)

P lt ≤ EP lti

(7.2)

Donde: Pst , Plt : Son la emisi´on de flicker de corta y larga duraci´on de la instalaci´on de turbinas de viento. EP sti , EP lti : Son los l´ımites de emisi´on de flicker de corta y larga duraci´on del PCC de relevancia. Adem´as, el cambio de tensi´on relativa debido a una instalaci´on de turbinas de viento ser´a limitado de acuerdo a la ecuaci´on siguiente: d≤

∆Umax U

(7.3)

Donde: d: Es la variaci´on relativa de tensi´on debida a una operaci´on de conmutaci´on de una instalaci´on de turbinas e´olicas. Ver secci´on 4.3.5. ∆Umax : U

Es la variaci´on de tensi´on m´axima permitida.

Usualmente para los l´ımites y los ´ındices de severidad de flicker y fluctuaciones de tensi´on, se siguen los lineamientos de la norma IEC 61000-3-7[13].

7.1.2.

Modelo para estimaci´ on de ´ındices de severidad de flicker en el PCC

El estudio de emisi´on de flicker de una turbina e´olica depende del tipo de operaci´on a la que est´a sometida y cabe distinguir dos casos claros de funcionamiento: I. Operaci´on continua. II. Operaci´on de conmutaci´on. La operaci´on continua se refiere a un funcionamiento normal de la turbina excluyendo puesta en marcha o apagado de la misma. Por otra parte, la operaci´on de conmutaci´on, hace referencia a la puesta en marcha o interconexi´on entre distintos generadores. La norma sugiere realizar los c´alculos de emisi´on para cada uno de estos casos. 124

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´ DE FLICKER EN UN CAP´ITULO 7. METODOLOG´IA PARA LA MEDICION ´ ´ NORMA IEC 61400-21 SISTEMA DE TURBINAS EOLICAS SEGUN I. Continua Caso unitario El percentil 99 de emisi´on de flicker de una u ´nica turbina de viento durante operaci´on continua puede ser estimado de la siguiente forma: Pst = Plt = c(ψk , va )

Sn Sk

(7.4)

Donde: c(ψk , va ): Es el coeficiente de flicker de la turbina para el a´ngulo de fase ψk de la impedancia de la red en el PCC, y para el promedio anual de velocidad de viento va a la altura del buje de la turbina y en el lugar que se encuentra la misma. El procedimiento para la determinaci´on de coeficientes de flicker c(ψk , va ) de parques e´olicos bajo operaci´on continua se estudia el detalle en el Ap´endice B. Sn : Es la potencia aparente nominal de la turbina de viento. Sk : Es la potencia aparente de cortocircuito en el PCC. Caso m´ ultiple En caso de ser conectadas m´as turbinas al PCC, la emisi´on de la suma de ellos puede ser estimada por la siguiente ecuaci´on: v u Nwt X 1u t (c (ψ , v )S )2 Pst = Plt = i k a n,i Sk i=1

(7.5)

Donde: ci (ψk , va ): Es el coeficiente de flicker de la turbina individual. Sn,i : Es la potencia aparente nominal de la turbina individual. Nwt : Es el n´ umero de turbinas conectadas al PCC. Sk : Es la potencia aparente de cortocircuito en el PCC. II. Operaci´ on de conmutaci´ on Caso unitario La emisi´on debida a operaciones de conmutaci´on de una u ´nica turbina de viento puede ser estimada aplicando la siguiente ecuaci´on: 0,31 Pst = 18 · N10m · kf (ψk ) ·

Sn Sk

(7.6)

0,31 Pst = 8 · N120m · kf (ψk ) ·

Sn Sk

(7.7)

Donde: MAADMA - IIE - UDELAR

125

´ DE FLICKER EN UN CAP´ITULO 7. METODOLOG´IA PARA LA MEDICION ´ ´ NORMA IEC 61400-21 SISTEMA DE TURBINAS EOLICAS SEGUN kf (ψk ): Es el factor de escal´on de flicker de la turbina que se obtiene a partir del ψk en el PCC. Se detalla a continuaci´on c´omo calcular el factor de escal´on de flicker kf (ψk ): La norma IEC 61000-3-3[11] define un m´etodo anal´ıtico para evaluar la emisi´on, basado en una variaci´on de tensi´on y un factor de forma. El factor de forma F = 1, corresponde a una variaci´on de tensi´on escalonada. Este factor es definido de forma de poder ser utilizado para calcular un escal´on de tensi´on equivalente, que tiene la misma severidad de flicker que la operaci´on de conmutaci´on. Se define formalmente: dmax = kf (ψk )

Sn 100 Skf ic

(7.8)

dmax : Variaci´on relativa de tensi´on del escal´on. Haciendo uso del m´etodo anal´ıtico de la norma IEC 61000-3-3 [11], el tiempo percibido de flicker tf debido a la variaci´on relativa de tensi´on dmax viene dado por: 3,2 tf = 2, 3 · dmax

(7.9)

Este tiempo conlleva a la severidad de flicker Pst,f ic : P Pst,f ic = (

1 (tf ) 3,2 ) Tp

(7.10)

Tp es el tiempo de observaci´on, siendo en esta u ´ltima ecuaci´on, la duraci´on en segundos de las series de tiempo de tensi´on simulada. Utilizando este resultado se obtiene que el factor de escal´on de flicker, kf (ψk ) se define de la siguiente manera: Sk,f ic kf (ψk ) = Sn · 100



Tp 2, 3

1  3,2

· Pst,f ic =

Sk,f ic 0,31 T · Pst,f ic Sn · 130 p

(7.11)

Caso m´ ultiple: En caso que m´as turbinas est´en conectadas al PCC, la emisi´on de flicker del conjunto de ellos puede ser estimada de la siguiente forma:

Pst P

Plt P

18 = Sk 8 = Sk

Nwt X

!0,31 (N10m,i (kf,i (ψk )Sn,i )3,2

(7.12)

i=1 Nwt X

!0,31 (N120m,i (kf,i (ψk )Sn,i )3,2

(7.13)

i=1

Donde: 126

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´ DE FLICKER EN UN CAP´ITULO 7. METODOLOG´IA PARA LA MEDICION ´ ´ NORMA IEC 61400-21 SISTEMA DE TURBINAS EOLICAS SEGUN N10m,i y N120m,i : Son el n´ umero de operaciones de conmutaci´on de cada turbina individual durante 10 y 120 minutos respectivamente. kf,i : Es el factor de escal´on de flicker de cada turbina individual. Sn,i : Es la potencia aparente nominal de cada turbina individual. La variaci´on relativa de tensi´on debida a una operaci´on de conmutaci´on de una u ´nica turbina de viento puede ser estimada utilizando la siguiente ecuaci´on: d = 100 · ku (ψk ) ·

Sn Sk

(7.14)

Donde: d: Es la variaci´on relativa de tensi´on. ku (ψk ): Es el factor de variaci´on de tensi´on de la turbina que se obtiene a partir del ψk en el PCC. Esta informaci´on es suministrada por el fabricante para diferentes valores de ψk y es el resultado de un ensayo normalizado previsto en la norma. Se detalla a continuaci´on c´omo calcular el factor de variaci´on de tensi´on ku (ψk ): La variaci´on de tensi´on, ∆U , debida a operaciones de conmutaci´on, depende de la potencia de cortocircuito de la red en el PCC, Sk,f ic , y el ´angulo de fase ψk de la impedancia de la red. ∆U es, aproximadamente, inversamente proporcional a Sk,f ic , mientras que la relaci´on con ψk depende de la tecnolog´ıa de la turbina. Para esto, es definido el factor de variaci´on de tensi´on de la siguiente manera. ∆U = ku (ψk )

Sn Sk,f ic

(7.15)

Considerando la variaci´on ficticia de tensi´on en la red y la potencia de cortocircuito de la misma Sk,f ic , el factor de variaci´on de tensi´on puede ser determinado como: ku (ψk ) =

√

3·

Uf ic,max − Uf ic,min Sk,f ic · Un Sn

(7.16)

Donde: Uf ic,max y Uf ic,min : Son el m´aximo y m´ınimo valor respectivamente de la tensi´on fase neutro simulada en la red ficticia. En caso que m´as turbinas sean conectadas al PCC, resulta improbable, incluso siendo 2, que se lleve a cabo la operaci´on de conmutaci´on al mismo tiempo. Por lo tanto, la suma de los efectos no debe tenerse en cuenta para evaluar la variaci´on relativa de tensi´on de una instalaci´on de turbinas de viento integrada por m´as de una turbina.

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127

Cap´ıtulo 8 Evaluaci´ on de la calidad de energ´ıa de parques e´ olicos operativos en Uruguay En este cap´ıtulo se realiza el c´alculo de emisi´on de flicker de 3 diferentes parques actualmente operativos en el territorio nacional utilizando la ley sumatoria estudiada en la secci´on5.5 y calculando la emisi´on seg´ un la secci´on 5.4.2.1.

8.1. 8.1.1.

Consideraciones previas Mapa E´ olico de Uruguay

Si bien no est´a dentro del alcance de este proyecto el estudio del mapa e´olico de Uruguay, se utilizar´an los datos brindados por el mismo a los efectos de realizar posteriores c´alculos. En la figura 8.1 se puede observar la velocidad de viento media anual a una altura de 90 mts. del territorio nacional. NOTA: La velocidad de viento media anual se encuentra entre 6 y 9 m/s, valores que se encuentran dentro de los deseados para un buen funcionamiento de las m´aquinas.

8.1.2.

L´ımites de emisi´ on de flicker en el SIN

UTE establece que los l´ımites de emisi´on de flicker son para redes de AT de 150kV : P st = 0, 35 P lt = 0, 25 Si bien en Uruguay se fijan otros l´ımites en funci´on del nivel de tensi´on y la potencia de cortocircuito en el punto de conexi´on siguiendo [13], en el presente trabajo se considerar´an para el an´alisis solamente estos l´ımites (caso extremo previsto en IEC 61000-3-7), puesto que los parques que se estudian est´an todos conectados a nivel de 150 kV. 128

´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY

Figura 8.1: Velocidad media anual del viento. Altura: 90 mts. .

8.2.

Evaluaci´ on te´ orica

En primer lugar, se realizar´a una evaluaci´on te´orica de emisi´on de flicker en la cual se consideran las caracter´ısticas del punto de conexi´on a la red y los coeficientes que resultan de los ensayos realizados a los aerogeneradores a conectar obtenidos de tablas de datos. A partir de esto, se calcula, seg´ un corresponda, la emisi´on de flicker de un aerogenerador o un conjunto de ellos, en distintas condiciones de operaci´on. MAADMA - IIE - UDELAR

129

´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY El estudio pertinente se realiza a 3 parques e´olicos de Uruguay actualmente en operaci´on. Por motivos de confidencialidad, no se har´a referencia a ellos a trav´es de sus respectivos nombres, sino que los mismos ser´an referenciados como los parques “A”, “B” y “C”.

8.2.1.

Severidad de flicker en r´ egimen de operaci´ on continua

Para la estimaci´on del Plt y Pst en el PCC de los parques A, B y C se utiliza la siguiente expresi´on estudiada en la secci´on 7.1.2. v u Nwt X 1u t (c (ψ , v )S )2 (8.1) Pst = Plt = i k a n,i Sk i=1 Los valores de los par´ametros que intervienen en la expresi´on anterior correspondientes a cada uno de los parques, se brindan en la tabla 8.1.

Sk (MVA) Nwt ψ k (grados) Sn,i (MVA) ci (ψk , va ) Velocidad del viento (m/s)

Parque A 385,8 17 73,79 3,074 3,24548

Parque B 924,4 25 75,37 2,009 5,51

Parque C 385,8 14 73,79 3,074 3,24548

8,5

7,5

8,5

Tabla 8.1: Valores de los par´ametros a considerar, correspondientes a cada uno de los parques. Se recuerda aqu´ı, la definici´on brindada en la secci´on 7.1.2 para estos par´ametros: c(ψk , va ): Es el coeficiente de flicker de la turbina para el a´ngulo de fase ψk de la impedancia de la red en el PCC, y para el promedio anual de velocidad de viento va a la altura del buje de la turbina y en el lugar que se encuentra la misma. Sn,i : Es la potencia aparente nominal de la i-´esima turbina de viento. Sk : Es la potencia aparente de cortocircuito en el PCC. Nwt : Es la cantidad de aerogeneradores instalados. Para el c´alculo de los coeficientes de flicker c(ψk , va ), fue necesario estimar los valores de velocidad media de viento va en la ubicaci´on de los parques. Los valores de va representados en la tabla 8.1 fueron obtenidos del mapa e´olico uruguayo. Por otro lado, tambi´en fue necesario obtener los valores del ´angulo de fase de la impedancia de la red en el PCC (ψk ) de cada uno de los parques.

130

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´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY Finalmente, de las fichas t´ecnicas de los aerogeneradores correspondientes, se obtuvieron los valores de c(ψk , va ) vistos en la tabla 8.1 mediante interpolaci´on de datos. De esta manera, se determinan para operaci´on continua, los ´ındices de severidad ´ de corta y larga duraci´on, Pst y Plt respectivamente. Estos se detallan en la tabla 8.2.

Pst Plt

Parque A 0,10457515 0,10457515

Parque B 0,05960623 0,05960623

Parque C 0,0949004 0,0949004

Tabla 8.2: Emisi´on de flicker de corta y larga duraci´on en operaci´on continua de los parques aerogeneradores Como se puede observar, se cumplen los requisitos respecto a los l´ımites de emisi´on de flicker ya detallados en la secci´on 8.1.2 (Pst ≤ 0, 35 y Plt ≤ 0, 25).

8.2.2.

Severidad de flicker en r´ egimen de operaci´ on de conmutaci´ on

Siguiendo lo propuesto en la norma IEC 61400-21, se consideran 2 situaciones: “puesta en marcha a velocidad de arranque (Start-up at cut in wind speed ” y “puesta en marcha a velocidad nominal (Start-up at rated wind speed )”. Para los c´alculos de los ´ındices de severidad de flicker de corta y larga duraci´on en el PCC se utilizan respectivamente las siguientes f´ormulas: Pst P

Plt P

18 = Sk 8 = Sk

Nwt X

!0,31 (N10m,i (kf,i (ψk )Sn,i )3,2

(8.2)

i=1 Nwt X

!0,31 (N120m,i (kf,i (ψk )Sn,i )

3,2

(8.3)

i=1

Los valores de los par´ametros que intervienen en la expresi´on anterior correspondientes a cada uno de los parques, se brindan en la tabla 8.3. Se recuerda aqu´ı, la definici´on brindada en la secci´on 7.1.2 para estos par´ametros: N10m,i y N120m,i : Son el n´ umero de operaciones de conmutaci´on de cada turbina ´ individual durante 10 y 120 minutos respectivamente. Estos fueron obtenidos de la ficha t´ecnica de los aerogeneradores correspondientes, tanto para puesta en marcha a velocidad de arranque as´ı como para velocidad nominal. kf,i (ψk ): Es el factor de escal´on de flicker de cada turbina individual, en funci´on del ´angulo de fase de la impedancia de la red en el PCC ψk . Sn,i : Es la potencia aparente nominal de cada turbina individual. Sk : Es la potencia aparente de cortocircuito en el PCC. MAADMA - IIE - UDELAR

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´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY

Sk (MVA) Nwt ψ k (grados) Sn,i (MVA) Ncut−in 10m,i Ncut−in 120m,i Nrated 10m,i Nrated 120m,i kf ,i cut−in (ψk ) kf ,i rated (ψk )

Parque A 385,8 17 73,79 3,074 10 120 1 12 0,02 0,0425

Parque B 924,4 25 75,37 2,009 4 24 2 24 0,04 0,15

Parque C 385,8 14 73,79 3,074 10 120 1 12 0,02 0,0425

Tabla 8.3: Valores de los par´ametros a considerar, correspondientes a cada uno de los parques.

Nwt : Es la cantidad de aerogeneradores instalados.

A partir de los a´ngulos de fase de la impedancia de la red en el PCC ψk , se obtuvieron los valores de los factores de escal´on de flicker kf,i mediante interpolaci´on, ´ los cuales se muestran en la tabla 8.3. Estos fueron obtenidos de la ficha t´ecnica de los aerogeneradores correspondientes, tanto para puesta en marcha a velocidad de arranque as´ı como para velocidad nominal. De esta manera, se determinan para operaci´on de conmutaci´on, los ´ındices de ´ severidad de corta y larga duraci´on, Pst y Plt respectivamente. Estos se detallan en la tabla 8.4.

P Pstcut−in (Start-up at cut-in wind speed) P Pltcut−in (Start-up at cut-in wind speed) P Pstrated (Start-up at rated wind speed) P Pltrated (Start-up at rated wind speed)

Parque A

Parque B

Parque C

0,0141

0,0066

0,0133

0,0136

0,0051

0,0128

0,0146

0,0198

0,0138

0,0140

0,0190

0,0132

Tabla 8.4: Emisi´on de flicker de corta y larga duraci´on en operaci´on de conmutaci´on de los parques aerogeneradores

Como se puede observar, se cumplen los requisitos respecto a los l´ımites de emisi´on de flicker ya detallados en la secci´on 8.1.2 (Pst ≤ 0, 35 y Plt ≤ 0, 25). 132

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´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY

8.3.

Evaluaci´ on pr´ actica

En segundo lugar, a partir de mediciones reales realizadas en sitio para cada uno de los parques en consideraci´on, se pretende determinar las emisiones reales de cada parque. Para la realizaci´on de las mismas, se utiliz´o un flicker´ımetro conforme con las especificaciones detalladas en las secciones 4.8 y 4.9. Vale la pena aclarar, que estas mediciones fueron realizadas por empresas privadas y los resultados fueron brindados de forma an´onima.

8.3.1.

Mediciones sin generaci´ on

Se presentan en la tabla 8.5 las medidas reales realizadas en los parques bajo ´ estudio de los ´ındices de severidad de corta duraci´on Pst . Estas fueron obtenidas de forma previa a la conexi´on del parque a la red.

Pst (f ase R) Pst (f ase S) Pst (f ase T )

Parque A 0,46 0,46 0,44

Parque B 0,37 0,28 0,26

Parque C 0,46 0,46 0,44

Tabla 8.5: Pst medido en cada uno de los parques en consideraci´on previo a la conexi´on del mismo. NOTA: Los valores informados en la tabla 8.5 corresponden a la probabilidad 95 % definida en la secci´on 5.2.2. Es decir, para la distribuci´on de valores de Pst obtenida durante la realizaci´on de la medici´on, se informa aquel valor tal que el 95 % de las medidas se encuentran por debajo del mismo. Se presentan en la tabla 8.6 las medidas reales realizadas en los parques bajo ´ estudio de los ´ındices de severidad de larga duraci´on Plt . Estas fueron obtenidas de forma previa a la conexi´on del parque a la red.

Plt (f ase R) Plt (f ase S) Plt (f ase T )

Parque A 0,46 0,47 0,45

Parque B 0,46 0,37 0,29

Parque C 0,46 0,47 0,45

Tabla 8.6: Plt medido en cada uno de los parques en consideraci´on previo a la conexi´on del mismo. NOTA: Los valores informados en la tabla 8.6 corresponden a la probabilidad 95 % definida en la secci´on 5.2.2. Es decir, para la distribuci´on de valores de Plt obtenida durante la realizaci´on de la medici´on, se informa aquel valor tal que el 95 % de las medidas se encuentran por debajo del mismo.

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133

´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY

8.3.2.

Mediciones con generaci´ on

Se presentan en la tabla 8.7 las medidas reales realizadas en los parques bajo ´ estudio de los ´ındices de severidad de corta duraci´on Pst . Estas fueron obtenidas con el parque conectado a la red.

Pst (f ase R) Pst (f ase S) Pst (f ase T )

Parque A 0,4 0,4 0,4

Parque B 0,21 0,22 0,21

Parque C 0,37 0,36 0,37

Tabla 8.7: Pst medido en cada uno de los parques en consideraci´on posterior a la conexi´on del mismo. NOTA: Los valores informados en la tabla 8.7 corresponden a la probabilidad 95 % definida en la secci´on 5.2.2. Es decir, para la distribuci´on de valores de Pst obtenida durante la realizaci´on de la medici´on, se informa aquel valor tal que el 95 % de las medidas se encuentran por debajo del mismo. Se presentan en la tabla 8.8 las medidas reales realizadas en los parques bajo ´ estudio de los ´ındices de severidad de larga duraci´on Plt . Estas fueron obtenidas con el parque conectado a la red.

Plt (f ase R) Plt (f ase S) Plt (f ase T )

Parque A 0,4 0,4 0,45

Parque B 0,21 0,19 0,18

Parque C 0,37 0,36 0,36

Tabla 8.8: Plt medido en cada uno de los parques en consideraci´on posterior a la conexi´on del mismo. NOTA: Los valores informados en la tabla 8.8 corresponden a la probabilidad 95 % definida en la secci´on 5.2.2. Es decir, para la distribuci´on de valores de Pst obtenida durante la realizaci´on de la medici´on, se informa aquel valor tal que el 95 % de las medidas se encuentran por debajo del mismo.

8.3.3.

Verificaci´ on del cumplimiento de los l´ımites de emisi´ on

Para el c´alculo de la emisi´on de flicker de los parques se utiliza la ley sumatoria1 tal como fue correctamente detallado en las secciones 5.4.2.1 y 5.5. q (8.4) Pstemitido = 3 Pst3 medicionesCON generacion − Pst3 medicionesSIN generacion Pltemitido = 1

134

q 3 Plt3medicionesCON generacion − Plt3medicionesSIN generacion

(8.5)

Seg´ un especificaci´ on de UTE, se debe considerar α = 3.

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´ DE LA CALIDAD DE ENERG´IA DE PARQUES CAP´ITULO 8. EVALUACION ´ EOLICOS OPERATIVOS EN URUGUAY

Pst (f ase R) Pst (f ase S) Pst (f ase T )

Parque A -0,322 -0,322 -0,277

Parque B -0,346 -0,224 -0,203

Parque C -0,360 -0,370 -0,326

Tabla 8.9: Emisi´on de flicker, dada por el ´ındice de severidad de corto plazo Pst para cada uno de los parques e´olicos bajo estudio.

Plt (f ase R) Plt (f ase S) Plt (f ase T )

Parque A -0,322 -0,342 0

Parque B -0,445 -0,352 -0,265

Parque C -0,360 -0,385 -0,354

Tabla 8.10: Emisi´on de flicker, dada por el ´ındice de severidad de corto plazo Plt para cada uno de los parques e´olicos bajo estudio.

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Cap´ıtulo 9 Conclusiones En primer lugar, puede afirmarse que se ha completado satisfactoriamente el estudio exhaustivo de unos de los componentes fundamentales de los parques e´olicos: Las Celdas de Media Tensi´on. Se estudiaron los distintos tipos existentes, las variadas funciones que pueden desempe˜ nar, aspectos relacionados con la seguridad de las personas y el equipamiento, y algunos de los principales ensayos que se llevan a cabo a los efectos de corroborar sus caracter´ısticas. Tambi´en se realiz´o el estudio de un modelo de celda de un fabricante en particular, realiz´andose la descripci´on de su funcionamiento y aparamenta. Por otro lado, se constat´o la importancia que adquieren estos equipos dentro de la instalaci´on el´ectrica de un parque e´olico. Por ejemplo, se observ´o como, en algunos casos, toda la potencia generada por el parque es transportada por una u ´nica celda; o como la falla de uno de estos equipos puede comprometer la totalidad de la instalaci´on, llegando incluso a impedir (o limitar) la generaci´on por un per´ıodo de tiempo considerable, en el caso de que la instalaci´on no disponga del equipo de respaldo correspondiente. En segundo lugar, el cap´ıtulo 3 cumpli´o los objetivos dado que la informaci´on procesada permiti´o conocer de manera m´as profunda las caracter´ısticas de los parques e´olicos. Se obtuvo un conocimiento de las tecnolog´ıas de aerogeneradores utilizadas en Uruguay, sus caracter´ısticas de tensi´on, potencia, caracter´ısticas f´ısicas, precios y funcionamiento. Esto permite tener presente cada tecnolog´ıa desde un punto de vista m´as cr´ıtico y a los aerogeneradores en general, de forma m´as objetiva en cuanto a sus caracter´ısticas en la generaci´on y capacidad de conectarse a la red. Adem´as, la posibilidad de estudiar distintos anteproyectos y proyectos ejecutados, permiti´o conocer las distribuciones t´ıpicas, tanto de los ramales de los aerogeneradores, como de los equipos en playa. Para esto, se tomaron en cuenta al menos 6 parques de referencia, aunque no todos fueron estudiados en profundidad, pero s´ı fueron consultados. Se pudieron observar caracter´ısticas en com´ un, as´ı como mejoras o faltantes de equipos, y a partir de esto fue posible observar de qu´e forma afectan al parque. Dentro de los equipos, se consideraron las celdas de MT, los transformadores, los cables, los equipos de medida y maniobra, entre otros.

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CAP´ITULO 9. CONCLUSIONES La existencia de planos que cumplen distintas funciones, permiti´o familiarizarse tanto desde el punto de vista f´ısico (ubicaci´on, distancia, tama˜ no) como desde el punto de vista el´ectrico (ubicaci´on, tipos de equipos, codificaci´on). Es importante ser capaces de comprender los planos, as´ı como tambi´en los funcionales. En relaci´on con los otros cap´ıtulos del proyecto, desde el punto de vista de celdas se logr´o comprender las caracter´ısticas de las mismas y la funci´on vital que cumplen en los parques, as´ı como la cantidad necesaria de celdas para el funcionamiento o´ptimo y las flexibilidades que da la existencia extra de ´estas. Por otra parte, con el tema flicker se logr´o conocer las razones de estas emisiones por parte de los aerogeneradores, qu´e tipos de redes son m´as vulnerables a estos efectos y qu´e tipo de tecnolog´ıas aportan mayores emisiones. Finalmente, desde un punto de vista pr´actico, se logr´o generar un conocimiento de las empresas t´ıpicas que desarrollan este tipo de energ´ıa renovable a nivel mundial, las distintas empresas nacionales y sociedades que invirtieron o participaron en la compra de equipos, as´ı como tambi´en, se pudo estar en contacto con diferentes profesionales que trabajan en el rubro. En tercer lugar, se ha realizado una completa introducci´on al fen´omeno de flicker. Se estudi´o al detalle el equipo medidor de flicker especificado por la norma IEC 61000-4-15 [15], analiz´andose cada uno de sus bloques. En base a este an´alisis, se determin´o, mediante la expresi´on 4.93 de la secci´on 4.7, que para una fluctuaci´on de tensi´on sinusoidal, el ´ındice de severidad de corto plazo (Pst ) es directamente proporcional a la amplitud relativa de la fluctuaci´on de tensi´on. Por otro lado, mediante el an´alisis realizado de las especificaciones que debe satisfacer el medidor de flicker para estar en conformidad con la norma IEC 61000-4-15 [15], se puede observar que dicha norma s´olo impone condiciones para las mediciones de Pst en torno a la unidad (concretamente, 1 ± 5 %). En efecto, en principio, el comportamiento del medidor de flicker para niveles de Pst fuera del intervalo I = [0, 95; 1, 05] no est´a determinado. En base a lo anterior, dado que existen situaciones en las que es de real inter´es realizar mediciones de flicker de emisiones que se encuentran fuera del intervalo I, se puede concluir que el medidor de flicker especificado seg´ un la noma IEC 61000-4-15 podr´ıa no ser adecuado para estas situaciones. Es por esto que, una buena practica a realizar para la medici´on de bajas emisiones de flicker, ser´ıa determinar el comportamiento del medidor de flicker para valores de Pst inferiores a la unidad. Una forma de realizar esto es la siguiente: La norma IEC 61000-4-15, especifica que para una onda rectangular de variaci´on relativa de tensi´on igual a 0, 906 y 39 cambios por minutos (ver tabla 4.2), la salida del medidor debe ser Pst = 1 con una exactitud de al menos el 5 %. Por lo tanto, utilizando lo dicho sobre la expresi´on 4.93 de la secci´on 4.7 anteriormente citada, podr´ıa verificarse la salida del medidor para una onda rectangular de variaci´on relativa de tensi´on igual a 0, 906/2 = 0, 453 y 39 cambios por minutos. La salida del medidor deber´ıa ser Pst = 0, 5 con una exactitud de al menos el 2, 5 %. Lo anterior es el comportamiento deseado, sin embargo, como se coment´o anteriormente, un medidor de flicker en conformidad con la norma podr´ıa no cumplir dicha condici´on.

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CAP´ITULO 9. CONCLUSIONES De manera concordante con los resultados de la revisi´on bibliogr´afica, se observ´o que un parque de nuestro pa´ıs equipado con aerogeneradores de tipo DFIG o FC instalado en cualquier punto de la red con potencia de cortocircuito mayor a 130 M V A (casi la totalidad de los nodos de la red uruguaya en 60 kV y 150 kV cumple este requisito), no deber´ıa presentar inconvenientes respecto a la emisi´on de flicker. Se realiz´o la estimaci´on de emisi´on de flicker “te´orica”, seg´ un el procedimiento brindado en la norma IEC 61400-21 [20], para tres parques actualmente operativos en Uruguay denominados en este documento como los parques “A”, “B”, y “C”. Los resultados obtenidos de esta estimaci´on se detallan en las tablas 8.2 y 8.4 para r´egimen de operaci´on continua y r´egimen de operaci´on de conmutaci´on respectivamente. En base a estos resultados, se puede concluir que las emisiones estimadas corresponden a valores de Pst y Plt muy bajos (menores a 0, 11 en todos los casos). Por otro lado, a los efectos de realizar una comparaci´on, se realiz´o la estimaci´on de emisi´on de flicker “pr´actica”, utilizando medidas reales realizadas en cada uno de los parques bajo estudio, brindadas an´onimamente por empresas privadas. Mediante los resultados de estas mediciones obtenidas con los parques bajo condici´on operativa y bajo condici´on no operativa, se utiliz´o el procedimiento brindado en la norma IEC 61000-3-7 [13] para determinar la emisi´on de flicker de cada parque bajo estudio. Por lo tanto, se emple´o la “resta c´ ubica1 ”, la cu´al se vuelve a representar a continuaci´on: q Pstemitido = 3 Pst3 medicionesCON generacion − Pst3 medicionesSIN generacion Pltemitido

q = 3 Plt3medicionesCON generacion − Plt3medicionesSIN generacion

Los resultados obtenidos se detallan en las tablas 8.9 y 8.10. En ellas, puede observarse que la emisi´on de flicker de los parques, calculada mediante este procedimiento, resulta ser negativa. Este u ´ltimo resultado, carece de sentido f´ısico. Es decir, por definici´on y analizando el funcionamiento del flicker´ımetro, la emisi´on de flicker de cualquier instalaci´on fluctuante se describe a trav´es de los ´ındices de severidad, los cuales adquieren valores mayores o iguales a cero. En efecto, una instalaci´on ideal que no produzca alteraci´on alguna a la tensi´on de la red tendr´ıa una emisi´on de flicker nula, correspondi´endose con Pst = Plt = 0; a medida que una instalaci´on fluctuante produzca mayores alteraciones en la tensi´on (dentro de los valores de magnitud y frecuencia correspondientes a flicker) los ´ındices de severidad adquirir´an valores cada vez mayores. La obtenci´on de valores de emisi´on de flicker radica en que el nivel de flicker medido con el parque e´olico en condici´on operativa result´o ser menor al nivel con el parque en condici´on no operativa. Por la tanto, la “resta c´ ubica” determin´o valores de emisi´on negativos. En base a esto, puede concluirse que esta metodolog´ıa no cuantifica de manera correcta la emisi´on que se pretende estimar. A continuaci´on se brindan las razones por las que ´esto ocurre, extra´ıdas de [38]: Por un lado, la emisi´on de flicker de un parque e´olico puede ser muy peque˜ na (Pst < 0, 1) comparada con el flicker de fondo o “background” de la red de MT o AT de nuestro pa´ıs (los resultados de las mediciones utilizadas en este 1

138

Ver secciones 5.4.2.1 y 5.5.

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CAP´ITULO 9. CONCLUSIONES documento fueron de Pst > 0, 4), y este flicker background tiene una variabilidad de aproximadamente un 10 % alrededor de su valor medio, lo cual es al menos comparable con el aporte al flicker de un parque e´olico. Por lo tanto, a´ un midiendo con un instrumento de muy buena exactitud, ser´ıa muy dif´ıcil distinguir el aporte de un parque e´olico respecto a la variabilidad del flicker background en la barra a la que se conecta. Por otro lado, a´ un no teniendo en cuenta la variabilidad natural del flicker background y considerando solo la incertidumbre del sistema de medici´on, se puede probar (ver secci´on 6.2.2 de [38]) que se pueden obtener altos valores de incertidumbre en el resultado al aplicar la “resta c´ ubica”. En efecto, si bien la incertidumbre del flicker´ımetro normalizado no se puede estimar de manera universal para valores bajos de Pst como los del flicker background (como se coment´o, s´olo se define un valor de exactitud para Pst = 1), se puede afirmar que como m´ınimo es de un 6 % con k = 2 (correspondiente al 5 % de exactitud definido en IEC 61000-4-15 para Pst = 1). Este efecto, combinado con la proximidad de los valores de Pst utilizados en la f´ormula de “resta c´ ubica” (indicadores de severidad de flicker con el parque funcionando y con el parque sin funcionar), conduce a incertidumbres muy elevadas en la determinaci´on del aporte del parque. Es decir, aun considerando solamente dos mediciones normalizadas para el c´alculo usando la “resta c´ ubica”, el resultado de ´esta podr´ıa tener una incertidumbre tal que no permita definir si la emisi´on de un parque e´olico supera o no el l´ımite de Pst = 0, 35 utilizado usualmente en nuestro pa´ıs. Tambi´en en [38], se brinda una alternativa para evaluar la conformidad para la conexi´on de un parque e´olico en una barra “B” del sistema de trasmisi´on o distribuci´on. En efecto, se podr´ıa evaluar el Pst global en dicha barra “B”, y luego se deber´ıa comparar el resultado de dicha medici´on con el nivel de planificaci´on correspondiente (que a falta de datos precisos de los coeficientes de transferencia de flicker en la red debiera ser fijado en Pst = 1).

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139

Ap´ endice A Respuesta normalizada del medidor de flicker Las tablas A.1, A.2, A.3, A.4 que se exponen a continuaci´on detallan la respuesta normalizada del medidor de flicker para ondas rectangulares y sinusoidales.

Hz

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,8 9,5

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 120 V 120 V Sistema: Sistema: 60 Hz 50 Hz 2,453 2,453 1,465 1,465 1,126 1,126 0,942 0,942 0,815 0,815 0,717 0,717 0,637 0,637 0,570 0,570 0,514 0,514 0,466 0,466 0,426 0,426 0,393 0,393 0,366 0,366 0,346 0,346 0,332 0,332 0,323 0,323 0,321 0,321 0,329 0,329

Hz

10,0 10,5 11,0 11,5 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0 21,0 22,0 23,0 24,0 25,0 33 1/3 40,0

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 120 V 120 V Sistema: Sistema: 60 Hz 50 Hz 0,341 0,341 0,355 0,355 0,373 0,373 0,394 0,394 0,417 0,417 0,469 0,469 0,528 0,528 0,592 0,592 0,660 0,660 0,734 0,734 0,811 0,811 0,892 0,892 0,977 0,978 1,067 1,068 1,160 1,162 1,257 1,261 1,359 1,365 1,464 1,476 2,570 3,111 4,393

Tabla A.1: Respuesta normalizada del medidor de flicker a 120V/50Hz y 120V/60Hz para ondas sinusoidales.

140

´ APENDICE A. RESPUESTA NORMALIZADA DEL MEDIDOR DE FLICKER

Hz

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,8 9,5

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 230 V 230 V Sistema: Sistema: 50 Hz 60 Hz 2,325 2,325 1,397 1,397 1,067 1,067 0,879 0,879 0,747 0,747 0,645 0,645 0,564 0,564 0,497 0,497 0,442 0,442 0,396 0,396 0,357 0,357 0,325 0,325 0,300 0,300 0,280 0,280 0,265 0,265 0,256 0,256 0,250 0,250 0,254 0,254

Hz

10,0 10,5 11,0 11,5 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0 21,0 22,0 23,0 24,0 25,0 33 1/3 40,0

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 230 V 230 V Sistema: Sistema: 50 Hz 60 Hz 0,261 0,261 0,271 0,271 0,283 0,283 0,298 0,298 0,314 0,314 0,351 0,351 0,393 0,393 0,438 0,438 0,486 0,486 0,537 0,537 0,590 0,590 0,646 0,645 0,704 0,703 0,764 0,764 0,828 0,826 0,894 0,892 0,964 0,959 1,037 1,029 2,128 1,758 2,963

Tabla A.2: Respuesta normalizada del medidor de flicker a 230V/50Hz y 230V/60Hz para ondas sinusoidales.

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141

´ APENDICE A. RESPUESTA NORMALIZADA DEL MEDIDOR DE FLICKER

Hz

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,8 9,5 10,0 10,5 11,0

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 120 V 120 V Sistema: Sistema: 60 Hz 50 Hz 0,598 0,597 0,548 0,547 0,503 0,503 0,469 0,468 0,439 0,438 0,419 0,420 0,408 0,408 0,394 0,394 0,373 0,372 0,348 0,348 0,324 0,323 0,302 0,302 0,283 0,283 0,269 0,269 0,258 0,259 0,253 0,253 0,252 0,252 0,258 0,258 0,266 0,265 0,278 0,278 0,292 0,293

Hz

11,5 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0 21,0 21,5 22,0 23,0 24,0 25,0 25,5 28,0 30,5 33 1/3 37,0 40,0

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 120 V 120 V Sistema: Sistema: 60 Hz 50 Hz 0,308 0,308 0,324 0,325 0,367 0,363 0,411 0,413 0,457 0,460 0,509 0,511 0,575 0,562 0,626 0,611 0,688 0,683 0,746 0,768 0,815 0,811 0,837 0,820 0,851 0,852 0,946 0,957 1,067 1,052 1,088 1,087 1,072 1,148 1,383 1,303 1,602 1,144 1,823 2,443 1,304 3,451

Tabla A.3: Respuesta normalizada del medidor de flicker a 120V/50Hz y 120V/60Hz para ondas rectangulares.

142

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´ APENDICE A. RESPUESTA NORMALIZADA DEL MEDIDOR DE FLICKER

Hz

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,8 9,5 10,0 10,5 11,0

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 230 V 230 V Sistema: Sistema: 50 Hz 60 Hz 0,509 0,510 0,467 0,468 0,429 0,429 0,398 0,399 0,370 0,371 0,352 0,351 0,342 0,342 0,332 0,331 0,312 0,313 0,291 0,291 0,268 0,269 0,248 0,249 0,231 0,231 0,216 0,217 0,207 0,206 0,199 0,200 0,196 0,196 0,199 0,199 0,203 0,203 0,212 0,212 0,222 0,222

Hz

11,5 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0 21,0 21,5 22,0 23,0 24,0 25,0 25,5 28,0 30,5 33 1/3 37,0 40,0

Fluctuaci´ on de tensi´ on ∆U/U ( %) L´ ampara: L´ ampara: 230 V 230 V Sistema: Sistema: 50 Hz 60 Hz 0,233 0,233 0,245 0,244 0,272 0,275 0,308 0,306 0,341 0,338 0,376 0,376 0,411 0,420 0,446 0,457 0,497 0,498 0,553 0,537 0,585 0,584 0,592 0,600 0,612 0,611 0,680 0,678 0,743 0,753 0,764 0,778 0,806 0,768 0,915 0,962 0,847 1,105 1,671 1,258 0,975 2,327

Tabla A.4: Respuesta normalizada del medidor de flicker a 230V/50Hz y 230V/60Hz para ondas rectangulares.

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143

Ap´ endice B Evaluaci´ on de la emisi´ on de flicker de aerogeneradores seg´ un norma IEC 61400-21 La norma IEC 61400-21 [20] brinda el procedimiento para la evaluaci´on de la emisi´on de flicker generada por u ´nico aerogenerador. De esta manera es posible realizar la comparaci´on entre diferentes modelos de aerogeneradores con respecto a su emisi´on de flicker, as´ı como estimar la emisi´on de flicker de un parque e´olico de forma previa a su conexi´on. Para la realizaci´on del ensayo, el aerogenerador es conectado a una red de MT. En base a esto, es de primordial importancia que los resultados obtenidos del ensayo sean independientes de esta red de MT, a la cual se conecta el aerogenerador. Es decir, la red de MT estar´a compuesta de otras cargas fluctuantes que pueden causar fluctuaciones de tensi´on significativas en los terminales del aerogenerador donde se toman las mediciones para el ensayo. Por otra parte, las fluctuaciones de tensi´on impuestas por el aerogenerador dependen de las caracter´ısticas de la propia red. En efecto, para lograr que los resultados de los ensayos sean independientes de las condiciones de la red en el lugar del ensayo, la norma IEC 61400-21 especifica un m´etodo de ensayo que utiliza mediciones de tensi´on y corriente en los terminales del aerogenerador para simular las fluctuaciones de tensi´on causadas por el aerogenerador en una red ficticia, en la cual no existen otras fuentes de flicker adem´as del aerogenerador ensayado. Se brindan dos procedimientos de evaluaci´on seg´ un se requiera determinar la emisi´on de flicker bajo operaci´on continua o bajo operaci´on de conmutaci´on. Tal como se describi´o en la secci´on 7.1.2, la operaci´on continua se refiere a un funcionamiento normal del aerogenerador excluyendo la puesta en marcha o apagado del mismo, mientras que la operaci´on de conmutaci´on hace referencia a la puesta en marcha o interconexi´on entre distintos generadores. En este Ap´endice se estudiar´a el procedimiento del ensayo para la determinaci´on de la emisi´on de un aerogenerador bajo operaci´on continua. El procedimiento para operaci´on de conmutaci´on se detalla en [20]. 144

´ ´ DE LA EMISION ´ DE FLICKER DE APENDICE B. EVALUACION ´ NORMA IEC 61400-21 AEROGENERADORES SEGUN

B.1.

Red Ficticia

El circuito monof´asico estrella equivalente de la red ficticia se observa en la figura B.1.

Figura B.1: Red ficticia utilizada para la determinaci´on de la emisi´on de flicker de un u ´nico aerogenerador. El objetivo de la red ficticia es la obtenci´on de la tensi´on ficticia uf ic (t), la cu´al caracteriza las fluctuaciones de tensi´on causadas exclusivamente por el aerogenerador. El aerogenerador se representa como una fuente de corriente im (t), la cual corresponde a la corriente de l´ınea instant´anea medida en los terminales del aerogenerador. La red se representa mediante una fuente tensi´on ideal fase-neutro u0 (t), en serie con la impedancia de la red representada por una resistencia Rf ic en serie con una inductancia Lf ic . De la red ficticia de obtiene la tensi´on ficticia de la siguiente manera: dim (t) (B.1) dt La fuente de tensi´on ideal u0 (t) debe construirse cumpliendo las siguientes dos propiedades: uf ic (t) = u0 (t) + Rf ic · im (t) + Lf ic ·

1. Debe ser sinusoidal pura; es decir, sin fluctuaciones. Por ejemplo, el flicker debe ser igual a cero. 2. El a´ngulo de fase αm (t) debe ser igual al de la componente fundamental de la tensi´on medida en los terminales del aerogenerador um (t). En base a las dos condiciones anteriores, la tensi´on u0 (t) se escribe como: r 2 u0 (t) = · Un · sen (αm (t)) (B.2) 3 Donde: 1. Un es el valor eficaz de la tensi´on nominal de la red. MAADMA - IIE - UDELAR

145

´ ´ DE LA EMISION ´ DE FLICKER DE APENDICE B. EVALUACION ´ NORMA IEC 61400-21 AEROGENERADORES SEGUN 2. αm (t) es el ´angulo de fase de la fundamental de la tensi´on medida um (t), el cual puede escribirse como: Z αm (t) = 2 · π ·

t

f (w)dw + α0

(B.3)

0

Donde f (w) es la frecuencia de la red (la cual var´ıa con el tiempo) y α0 es el a´ngulo de fase para t = 0. Por otra parte, los valores de Rf ic y de Lf ic se seleccionan en base al a´ngulo de fase considerado de la impedancia vista de la red (ψk ), y la potencia de cortocicuito de la red ficticia (Sk,f ic ). En efecto, el ´angulo de fase de la impedancia vista de la red, cumple que: Xf ic 2π × fg × Lf ic = (B.4) Rf ic Rf ic Mientras que la potencia de cortocircuito trif´afica de la red ficticia se expresa como: tan(ψk ) =

Sk,f ic

Un2 q = Rf2 ic + Xf2ic

(B.5)

Donde fg es la frecuencia nominal de la red. La norma sugiere utilizar relaciones de potencia de cortocircuito Sk,f ic /Sn de entre 20 y 50, donde Sn es la potencia aparente nominal del aerogenerador.

B.2.

Evaluaci´ on de la emisi´ on de flicker de un aerogenerador bajo operaci´ on continua

En esta secci´on se describe el procedimiento presentado por la norma IEC 6140021 para la evaluaci´on de la emisi´on de flicker generada por u ´nico aerogenerador bajo operaci´on continua. El ensayo que se presenta a continuaci´on tiene como objetivo la determinaci´on del coeficiente de flicker c(ψk , va ) del aerogenerador bajo ensayo. El coeficiente de flicker permite determinar la emisi´on de flicker del aerogenerador, as´ı como la emisi´on de un conjunto de aerogeneradores, bajo operaci´on continua. Se recuerda aqu´ı la expresi´on B.7 de la secci´on 7.1.2 para la determinaci´on de los ´ındices de severidad Pst y Plt de un u ´nico aerogenerador: Pst = Plt = c(ψk , va )

Sn Sk

(B.6)

Siendo: c(ψk , va ): Es el coeficiente de flicker de la turbina para el a´ngulo de fase ψk de la impedancia de la red en el PCC, y para el promedio anual de velocidad de viento va a la altura del buje de la turbina y en el lugar que se encuentra la misma. 146

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´ ´ DE LA EMISION ´ DE FLICKER DE APENDICE B. EVALUACION ´ NORMA IEC 61400-21 AEROGENERADORES SEGUN Sn : Es la potencia aparente nominal de la turbina de viento. Sk : Es la potencia aparente de cortocircuito en el PCC. El coeficiente de flicker del aerogenerador debe determinarse para diferentes configuraciones de red y velocidades anuales promedio de viento. En la norma se consideran cuatro ´angulos de fase de impedancia de red: ψk = 30◦ , 50◦ , 70◦ y 85◦ , y cuatro velocidades anuales promedio va = 6 m/s, 7, 5 m/s, 8, 5 m/s y 10 m/s. Se asume que el viento presenta un comportamiento dado por la distribuci´on de Rayleigh. La distribuci´on de Rayleigh es una distribuci´on de probabilidad que generalmente ajusta satisfactoriamente la distribuci´on de velocidad de viento anual. La distribuci´on de Rayleigh puede describirse como: π

v

2

F (v) = 1 − e− 4 ( va )

(B.7)

Donde: F (v) es funci´on de distribuci´on de probabilidad acumulada de Rayleigh para la velocidad del viento. va velocidad anual promedio de viento a la altura del buje del aerogenerador. v es la velocidad del viento. El ensayo debe realizarse con el aerogenerador operando con la potencia reactiva lo m´as cercana posible a cero.

B.2.1.

Procedimiento del ensayo

El procedimiento que se detalla a continuaci´on debe repetirse para cada a´ngulo de fase de impedancia de red considerado (ψk = 30◦ , 50◦ , 70◦ y 85◦ ). Deben realizarse mediciones de las 3 corrientes instant´aneas de l´ınea (im (t)) y las 3 tensiones instant´aneas fase-neutro (um (t)) en los terminales del aerogenerador. Se requieren al menos 15 mediciones de 10 minutos de um (t) y de im (t) por cada 1 m/s de velocidad del viento entre la velocidad cut-in1 y 15 m/s. En estas mediciones, la velocidad de viento se determina como el promedio de 10 minutos. Las mediciones realizadas deben ser tratadas a los efectos de determinar el coeficiente de flicker del aerogenerador en funci´on del a´ngulo de fase de la impedancia de la red y de la velocidad anual promedio del viento. En primer lugar, se debe determinar el coeficiente de flicker normalizado para cada conjunto de mediciones de 10 minutos realizadas. El procedimiento correspondiente se detalla en los pasos 1, 2 y 3 que se muestran a continuaci´on: 1

La velocidad de cut-in es la menor velocidad a la altura del buje del aerogenerador a la cu´ al el mismo comienza a producir energ´ıa.

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´ ´ DE LA EMISION ´ DE FLICKER DE APENDICE B. EVALUACION ´ NORMA IEC 61400-21 AEROGENERADORES SEGUN 1. En base a la expresi´on B.1, se debe utilizar cada conjunto de mediciones de 10 minutos de im (t) y um (t) para determinar el valor de uf ic (t) para cada uno de estos conjuntos de 10 minutos. 2. El valor de uf ic (t) debe ser medido con un flickerm´ımetro en conformidad con la norma IEC 61000-4-15 [15] a los efectos de obtener un valor de emisi´on de flicker Pst,f ic en la red ficticia para cada conjunto de mediciones de 10 minutos de im (t) y um (t). 3. Para cada uno de los valores de emisi´on de flicker calculados, se determina el coeficiente de flicker normalizado c(ψk ) aplicando la expresi´on B.8. c(ψk ) = Pst,f ic

Sk,f ic Sn

(B.8)

Donde Sn : Es la potencia aparente nominal de la turbina de viento. Sk,f ic : Es la potencia aparente de cortocircuito de la red ficticia. La determinaci´on del coeficiente de flicker normalizado c(ψk ) tiene como objetivo independizar la medida de la potencia de cortocircuito de la red ficticia (Sk,f ic ) seleccionada. Como resultado de los pasos 1, 2 y 3, se tendr´a un valor de c(ψk ) por cada conjunto de mediciones de im (t) y um (t) de 10 minutos. La figura B.2 muestra un ejemplo de los c(ψk ) obtenidos de los pasos 1, 2 y 3 en funci´on de la velocidad del viento, para un a´ngulo de fase de impedancia de red ψk = 50◦ .

Figura B.2: Coeficiente de flicker en funci´on de la velocidad del viento. Como se observa en la figura B.2, la velocidad de viento se clasifica en intervalos de 1m/s a los efectos de contabilizar el n´ umero de coeficientes de flicker que pertenecen a cada uno de estos intervalos. Por otra parte, los coeficientes de flicker 148

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´ ´ DE LA EMISION ´ DE FLICKER DE APENDICE B. EVALUACION ´ NORMA IEC 61400-21 AEROGENERADORES SEGUN correspondientes a velocidades de viento menores a la de cut-in o superiores a 15m/s no son tomados en cuenta. En segundo lugar, para cada a´ngulo de fase de impedancia de red ψk considerado, se determina la funci´on de distribuci´on acumulada ponderada de los coeficientes de flicker normalizados (P r(c < x)) mediante un proceso de ponderaci´on. P r(c < x) representa la distribuci´on de los coeficientes de flicker que se habr´ıan obtenido si las mediciones se hubiesen realizado en un sitio con velocidades de viento con distribuci´on de Rayleigh y velocidad media va . Este proceso de ponderaci´on se basa en la determinaci´on de factores de ponderaci´on para cada intervalo de velocidad entre la velocidad de cut-in y 15m/s. Los puntos 4, 5 y 6, que se detallan a continuaci´on, describen el proceso de ponderaci´on. 4. En base a la expresi´on B.7, la frecuencia de ocurrencia fy,i de una velocidad de viento perteneciente al intervalo de velocidad i, debe corresponder a la distribuci´on de Rayleigh, es decir: π

fy,i = e− 4 (

vi −0,5 2 va

2

) − e− π4 ( vi +0,5 va )

(B.9)

Donde: vi es el punto medio del intervalo de velocidad i. va Es la velocidad promedio anual asumida. 5. La frecuencia de ocurrencia real fm,i de los coeficientes de flicker dentro del intervalo de velocidad i, se determina mediante la siguiente expresi´on: fm,i =

Nm,i Nm

(B.10)

Donde: Nm,i es el n´ umero de coeficientes de flicker normalizados, que pertenecen al intervalo de velocidad i. Nm es el n´ umero total de coeficientes de flicker determinados. 6. Los factores de ponderaci´on deben determinarse para cada intervalo de velocidad de 1m/s entre la velocidad de cut-in y 15m/s, mediante la expresi´on B.11. wi =

fy,i fm,i

(B.11)

Finalmente, en tercer lugar, se debe determinar la distribuci´on acumulada ponderada P r(c < x) de los coeficientes de flicker normalizados. El coeficiente de flicker c(ψk , va ) de obtiene como el percentil 99 de esta distribuci´on. El procedimiento correspondientes se detalla en los pasos 7 y 8 siguientes. MAADMA - IIE - UDELAR

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´ ´ DE LA EMISION ´ DE FLICKER DE APENDICE B. EVALUACION ´ NORMA IEC 61400-21 AEROGENERADORES SEGUN 7. La distribuci´on acumulada ponderada P r(c < x) de los coeficientes de flicker normalizados se determina utilizando la expresi´on B.12. PNint P r(c < x) =

i=1 wi × Nm,i,c