TÓPICOS DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Integrantes: Bruno Lazo

Cristian Ibarra

INTRODUCCION

Temas: - Efecto Flicker, Sack, Swell - Volantes de Inercia - Norma Técnica SyCS (Generacion,

Distribucion y transmicion) -Potencia Firme

Efecto Sacks

Es un decrecimiento de la tensión o corriente RMS entre 0.1 y 0.9 p.u., con duración entre 0.5 ciclos y un minutos.

Una caída de 80% puede presentarse durante 3 ciclos hasta que el interruptor de la subestación interrumpa la corriente de falla.

Las caídas son generalmente asociadas a fallas en el sistema

También ser causada por energización de grandes cargas o arranque de grandes motores

Efecto Swell

Una subida se define como un incremento en tensión o corriente RMS entre 1.1 p.u. y 1.8 p.u. para duraciones de 05 ciclos a 1 min.

Las subidas están generalmente asociadas con condiciones de falla del sistema, pero ellas no son tan comunes como las caídas de tensión.

Pueden ser causadas por maniobras de apertura de grandes cargas o energización de grandes bancos de condensadores.

Las subidas se caracterizan por su magnitud (valor RMS) y duración.

Efecto Flicker

Las fluctuaciones de tensión son variaciones sistemáticas de tensión a o una serie de cambios de tensión aleatorios.

Las cargas que pueden presentar variaciones continuas y rápidas en la magnitud de la corriente de carga pueden causar variaciones de tensión que son referidas como titilaciones (flickers en ingles).

Un ejemplo de una onda de tensión que produce fluctuaciones de tensión o titilación. Esto es causado por un horno de arco, uno de los casos más comunes de fluctuaciones de tensión en sistemas de transmisión y distribución.

Volante de Inercia

Un volante de inercia es un elemento totalmente pasivo, únicamente aporta al sistema una inercia adicional.

Suelen emplearse volantes de inercia en máquinas cíclicas para reducir las variaciones de la velocidad cuando hay cambios en el par motor o en el par solicitado al motor (par de la carga), dentro del ciclo.

Se emplean volantes cuando se quiere conseguir una velocidad de régimen constante (o con las menores fluctuaciones posibles).

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Artículo 3-6 El diseño de las unidades generadoras sincrónicas deberá asegurar, para

tensiones en el rango de Estado Normal, que su diagrama P-Q se extiende al menos en las zonas definidas a continuación para su operación entregando o absorbiendo reactivos.

Zona de operación entregando reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de

potencia 0,92 d) Potencia activa nula y potencia reactiva correspondiente a la letra c)

precedente.

Zona de operación absorbiendo reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de

potencia 0,95.

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Artículo 3-7 Toda unidad generadora sincrónica,

incluido el transformador elevador, deberá ser capaz de operar a potencia máxima con un factor de potencia de 0,95 medido en su Punto de Conexión con el Sistema de Transmisión.

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Artículo 3-8 Las unidades de un parque eólico deberán ser

diseñadas de modo de asegurar que el parque se mantenga en servicio cuando la tensión en el Punto de Conexión varíe, a consecuencia de una falla en el sistema de transmisión, dentro de la zona achurada de la figura que se indica a continuación.

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Siendo: T1 = 0 [ms], Tiempo de inicio de la falla. T2= TMDF T3 = T2+20 [ms] T4 = 1000 [ms] TMDF: Tiempo Máximo de Despeje de Falla de acuerdo a lo establecido en el

artículo 5-49.

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Adicionalmente, se deberá verificar que, operando el parque a plena carga y ante la ocurrencia de un cortocircuito bifásico a tierra en uno de los circuitos del Sistema de Transmisión al cual se conecta el parque, la absorción neta de potencia reactiva deberá ser nula en tanto la tensión en el punto de conexión al Sistema de Transmisión se mantenga bajo los 0.9 pu, a excepción del periodo comprendido entre el TMDF y los 30 ms posteriores a éste, periodo en el cual la absorción neta de potencia reactiva del parque no deberá superar el 30% de la potencia nominal de éste.

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Artículo 3-9 El diseño de las instalaciones del parque eólico deberá asegurar, para

tensiones en el rango de Estado Normal, que puede operar en forma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al Sistema de Transmisión, en las zonas definidas a continuación:

Zona de operación entregando reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de

potencia 0,95. Zona de operación absorbiendo reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de

potencia 0,95.

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Artículo 3-10 Toda unidad generadora deberá continuar operando sus unidades

bajo la acción de su Controlador de Velocidad para variaciones de la frecuencia que estén dentro de los límites de operación en sobre y subfrecuencia que a continuación se indican:

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Como mínimo, toda unidad generadora deberá ser capaz de: a) Operar en forma estable a potencia nominal para

frecuencias en el rango 49,5 - 51,0 [Hz]. b) Operar en forma estable a valores de potencia superiores

o iguales al 80% de la potencia nominal para frecuencias en el rango 47,5 – 49,5 [Hz].

Artículo 3-12 Toda unidad generadora deberá poder operar en forma

permanente para un rango de frecuencia de entre 49,0 y 51,0 [Hz], para tensiones comprendidas entre 0,95 y 1,05 por unidad de la tensión nominal, medido en los terminales de la unidad generadora.

NT SyCS: Exigencias mínimas para diseño de instalaciones

Artículo 3-21 Las unidades generadoras que operen en sincronismo y los Equipos de

Compensación de Energía Activa deberán contar con un sistema de comunicación para

proveer al CDC toda la información que éste determine necesaria para efectos de la supervisión y coordinación de la operación del SI en tiempo real.

El conjunto mínimo de variables a supervisar será el que se indica a continuación:

a) Potencia activa neta inyectada por cada unidad al SI. b) Potencia reactiva absorbida/inyectada por cada unidad. c) Posición de los tap de los transformadores. En caso de cambiador de tap

en vacío el ingreso podrá ser manual. d) Posición de interruptores y seccionadores que determinan el estado de

conexión de las unidades generadoras y la alimentación de sus servicios auxiliares.

e) Tensión en el lado de alta del transformador de cada unidad o del bloque generador.

f) Tensión y frecuencia en los terminales del generador. g) Nivel de los embalses en el caso de centrales hidroeléctricas.

Exigencias Generales

Artículo 5-3 Los estándares de SyCS serán aquellas

exigencias aplicables a la operación del SI, en función

del estado en que se encuentra operando el SI, conforme a la siguiente agrupación:

a) Estado Normal, b) Estado de Alerta, y c) Estado de Emergencia.

Exigencias Generales Artículo 5-23 Las Instalaciones de Clientes no sometidos a regulación de precios

deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación:

a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensión nominal

inferior a 30 [kV]. b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en la Instalación de Conexión

de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 30 [kV] e inferiores a 100 [kV]. c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en la Instalación de Conexión

de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 100 [kV] e inferiores a 200 [kV]. d) 0,98 inductivo y 1,000 en la Instalación de Conexión de Cliente

con tensiones nominales iguales o superiores 200 [kV].

Exigencias Generales

Artículo 5-24 Las Instalaciones de Empresas de Distribución deberán tener un Factor de

Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de

carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como

se indica a continuación: a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente

con tensión nominal inferior a 30 [kV]. b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente

con tensiones nominales iguales o superiores a 30 [kV] e inferiores a 100 [kV]. c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente

con tensiones nominales iguales o superiores a 100 [kV] e inferiores a 200 [kV]. d) 0,98 inductivo y 1,000 en la Instalación de Conexión de Cliente con

tensiones nominales iguales o superiores 200 [kV].

ESTANDARES EN GENERACION Y TRANSMISIONPARA ESTADO NORMAL Y ESTADO DE ALERTA

Artículo 5-25 El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e

instalaciones del Sistema de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:

  a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de

Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV]. b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de

Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].|

ESTANDARES EN GENERACION Y TRANSMISIONPARA ESTADO NORMAL Y ESTADO DE ALERTA

Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda de variación permitida, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/o desconexión

de:   a) Bancos de condensadores shunt. b) Condensadores síncronos. c) Reactores shunt. d) Compensadores estáticos de potencia reactiva. e) Bancos de transformadores y autotransformadores con

cambiadores de tap. f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber

potencia reactiva.  

ESTANDARES EN GENERACION Y TRANSMISIONPARA ESTADO NORMAL Y ESTADO DE ALERTA

Artículo 5-29 En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar

que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:

a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].

ESTANDARES EN GENERACION Y TRANSMISIONPARA ESTADO DE EMERGENCIA

Artículo 5-60 El SI deberá operar en Estado de Emergencia, con uno o

más elementos del Sistema de Transmisión y compensación de potencia reactiva

indisponibles, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:

a) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,90 y 1,10 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,90 y 1,10 por unidad, para instalaciones del sistema de transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].

ESTANDARES EN GENERACION Y TRANSMISIONPARA ESTADO DE EMERGENCIA

Artículo 5-61 Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda

de variación permitida, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/o desconexión de:

a) Bancos de condensadores shunt. b) Condensadores síncronos. c) Reactores shunt. d) Compensadores estáticos de potencia reactiva. e) Bancos de transformadores y autotransformadores con

cambiadores de tap. f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber

potencia reactiva, que estén en giro o en reserva fría. g) Líneas de transmisión. h) Consumos.

Potencia firme

En Chile, el cargo por potencia por confiabilidad se denomina "pago por potencia firme" (potencia firme es el producto que se paga), y está regido por el "Decreto Supremo 327" del Ministerio de Economía, Publicado en el Diario Oficial el 10 de Septiembre de 1998.

Potencia firme

Se entiende por potencia firme de un generador, la potencia máxima que sería capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema, considerando su indisponibilidad probable. Aquella corresponderá a la suma de las potencias firmes de sus propias unidades y de las contratadas con terceros que operen en sincronismo con el sistema.

Principales características de la tarificación de la potencia en Chile.

La Potencia Firme se paga y es la potencia máxima que sería capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema.

La Potencia Firme se obtiene multiplicando la potencia firme preliminar por un factor único

La Potencia Firme NO tiene dependencia con el despacho.

El precio que se cobra por cada producto es: Costo de Inversión + COYM de una turbina a gas de 150MW.

De acuerdo al Informe de la CNE, relacionada al tema del procedimiento de cálculo de Potencia Firme y valorización de transferencias de potencia de punta, permite desagregar el cálculo de potencia firme en tres componentes, a saber, una componente de capacidad pura o suficiencia, una componente que da cuenta de la potencia aportable en procesos de incremento de carga, y una componente que da cuenta de la potencia aportable en procesos de partida de la unidad. La mayor ponderación está en la primera componente.

En ese contexto, la metodología basada en la RM 119, referente al Cálculo de Potencia Firme, consta de tres cálculos independientes, para cuantificar los atributos de Suficiencia y Seguridad.

El primer cálculo (Caso Suficiencia) corresponde a la cuantificación del aporte a la Suficiencia que realiza cada unidad generadora. El segundo y tercer cálculo corresponden a la cuantificación del aporte a la Seguridad que realiza cada unidad generadora, a través de la evaluación del tiempo de partida (Caso Tiempo de Partida) y del tiempo de incremento de carga (Caso Tiempo de Incremento de Carga), respectivamente, de acuerdo al esquema de la siguiente figura.

Calculo potencia firme