Historia de los métodos de cálculo de redes eléctricas

 

El conjunto de leyes eléctricas que rigen el funcionamiento de las redes eléctricas se estableció antes de que se generalizara la necesidad de realizar cálculos.

El desarrollo a lo largo del tiempo de herramientas para el cálculo predictivo del comportamiento de las redes eléctricas puede resumirse en cuatro etapas, con solapamiento de períodos coincidentes.

● Cálculo "manual", de 1925 a 1960

Este fue el periodo en el que el descubrimiento de redes eléctricas basado en fenómenos observados y medidos en las instalaciones. Se utilizó el método analítico basado en una comprensión física a priori: el problema se plantea en una ecuación basada en las leyes de la electricidad, la resolución numérica se realiza manualmente (regla de cálculo, tablas numéricas), y las hipótesis se confirman por la correspondencia correcta entre medición y cálculo. La extrapolación predictiva se practica utilizando ábacos que deducían los parámetros determinantes.

Al mismo tiempo, se desarrollan las mejores prácticas basadas en la experiencia.

● Simuladores de modelos, de 1950 a 1990

A medida que las redes crecían en tamaño y complejidad las redes se convirtieron en verdaderos sistemas eléctricos con múltiples interacciones. Además, el concepto fue surgiendo gradualmente. La necesidad de predicción era cada vez más importante y más global, ya que implicaba prever numerosas situaciones operativas normales o perturbadas con certeza y precisión.

El simulador cumple estos requisitos. Es una herramienta de laboratorio costosa en términos de inversión y utilización, prerrogativa de los distribuidores eléctricos. El principio del simulador consiste en crear un modelo a escala reducida de la red, reproduciendo el comportamiento del sistema en tiempo real.

Según la aplicación, el simulador puede ser un analizador de transitorios (por ejemplo, propagación de ondas), una red artificial (por ejemplo, ensayo de protecciones), una micro red (por ejemplo, estabilidad dinámica)

Para aumentar su capacidad y rendimiento estos simuladores se han complementado con simuladores analógicos con dispositivos electrónicos para modelar determinados elementos (por ejemplo, reguladores), dando lugar a los simuladores híbridos.

● Simuladores digitales a partir de 1970

En un momento en que las redes empezaban a optimizarse y aparecían fallos importantes en las grandes redes de distribución, las necesidades aumentaron. Los simuladores digitales fueron la respuesta con la llegada de la informática.

ü  Inicialmente, los programas de cálculo se ejecutaban en grandes ordenadores centrales; estos programas los elaboraban generalmente las empresas para satisfacer sus propias necesidades.

ü  Después, hacia 1990, la simulación digital y la descentralización se generalizaron con los microordenadores PC. La comercialización de programas se desarrolló, y hoy los usuarios disponen de una amplia oferta para multitud de aplicaciones.

Nota: El principio del simulador digital es crear un programa detallando las leyes de la red y, a continuación, resolver las ecuaciones con un programa informático adecuado. Tiene la gran flexibilidad de tratar todo tipo de redes y muchos fenómenos, pero no en tiempo real.

● Talleres digitales, a partir de 1990.

Es la etapa de la generalización de la simulación por ordenador como herramienta de cálculo universal (red virtual) con posibilidad de obtener bases de datos globales y procesamiento en tiempo real para el desarrollo de productos, formación de operarios, optimización del control…

Seguridad de funcionamiento de una red eléctrica

 

Con el paso de los años, la seguridad de las redes se ha convertido en un requisito que se extiende a todos los procesos vulnerables a los cortes de electricidad.

El concepto de seguridad de funcionamiento viene definido por las siguientes magnitudes:

● disponibilidad de energía

● frecuencia anual de cortes,

● mantenibilidad.

Objetivos

El objetivo del estudio del comportamiento de una red en términos de seguridad de explotación es:

 ● diseñar la arquitectura de red óptima para satisfacer las necesidades de suministro energético de los receptores de la instalación de acuerdo con los requisitos de continuidad impuestos por el proceso, gracias a:

o   un mejor control de los riesgos derivados de los cortes de energía,

o   mejores criterios de decisión para elegir entre varias soluciones;

● prever situaciones de funcionamiento anómalas, cuantificar su probabilidad y definir un nivel de confianza asociado al suministro de energía eléctrica.

Fenómenos y orígenes

La presencia de energía eléctrica se caracteriza normalmente por:

● Fiabilidad para una duración determinada DT, expresada por el tiempo medio entre dos fallos -MTBF-, o por el tiempo medio hasta el primer fallo -MTTF-,

● Disponibilidad en el tiempo T,

● Tiempo medio desde el fallo hasta la reparación -MTTR-.

El suministro de energía eléctrica depende esencialmente de:

 ● la estructura topológica de la red eléctrica para todos los regímenes de funcionamiento posibles y durante sus cambios de estado: normal, degradado o en régimen de emergencia,

● el funcionamiento normal del sistema cuando los distintos regímenes de funcionamiento se desarrollan correctamente,

 ● la organización del mantenimiento,

 ● la previsión de perturbaciones accidentales.

Efectos y soluciones

Desde el punto de vista eléctrico, las averías de la red adoptan principalmente las siguientes formas:

● Cortes de corriente de los distribuidores de energía: las propias redes de distribución están sujetas a fallos o perturbaciones (avería de equipos, perturbaciones atmosféricas, etc.). Esto provoca bajadas de tensión y cortes breves o prolongados en las subestaciones de entrada. En función de la topología de la red y de los medios desplegados, estas perturbaciones pueden propagarse hasta los receptores.

● Fallos de aislamiento: los cortocircuitos provocan bajadas de tensión o interrupciones en los receptores, en función de:

o   las protecciones instaladas y su selectividad,

o   la distancia "eléctrica" del receptor con respecto a la avería,

o   la topología de la red, con o sin dispositivos de reconfiguración de redundancia activa o pasiva.

● Disparos intempestivos: provocan el corte de la alimentación de los receptores situados aguas abajo.

● Fallos de funcionamiento: cuando la aparamenta no efectúa un cambio de estado solicitado (no abre o no cierra a petición). En general, estos fallos no provocan perturbaciones directas en los receptores. En cambio, suelen ser fallos no detectados que provocan un mal funcionamiento de la red cuando se produce otro fenómeno, como:

o   pérdida de protección y/o selectividad

o   pérdida de recursos de reconfiguración, de reserva, etc.

Los efectos de las caídas de tensión o los cortes de suministro dependen de la sensibilidad del receptor.

Algunos receptores, como los equipos informáticos, son sensibles a las caídas de tensión o a las interrupciones muy breves (algunas decenas de ms), mientras que otros equipos pueden aceptar interrupciones más largas sin perturbar el proceso.

Por tanto, es esencial caracterizar los equipos por su nivel de sensibilidad.

Además, la duración real de la pérdida del receptor o del proceso no siempre es proporcional a la duración del corte de corriente. En algunos casos, la reposición del servicio puede depender de muchos más parámetros que el simple retorno de la energía eléctrica (restablecimiento del funcionamiento de una sala blanca, parametrización de una máquina herramienta, proceso químico, etc.).

Por lo tanto, es necesario evaluar la criticidad de los receptores como consecuencia de su parada.

Los medios tradicionales utilizados para protegerse de todas estas perturbaciones son:

● fuentes autónomas (generadores, turbinas de gas, etc.),

● múltiples acometidas de la red de distribución lo más independientes posible,

● utilización de sistemas de desensibilización (inversores, no-break, etc.),

● sistemas que permitan el reabastecimiento, ya sea mediante la reconfiguración de la red (onduladores de alimentación, red en bucle, etc.), ya sea mediante una fuente de energía secundaria lo más cercana posible al receptor,

● aplicación de medios que permitan detectar los fallos lo antes posible (periodicidad del mantenimiento preventivo, test automáticos, etc.).

Las ventajas de un estudio

Un estudio de seguridad operativa ayuda a controlar el riesgo asociado a los sucesos graves a la hora de diseñar la arquitectura de una red eléctrica mediante:

● la determinación de la criticidad de los receptores y, en función de su nivel de sensibilidad, de los incidentes graves para la instalación eléctrica. Se trata de identificar los puntos críticos de la red y asociarles criterios de rendimiento de seguridad;

● el análisis cuantitativo de una o varias arquitecturas de base en función de los índices de seguridad;

● la justificación final de la elección de los sistemas de reserva y/o desensibilización, redundancia y mantenimiento preventivo en función de las exigencias del cliente.

Ejemplo

Este caso procede de un estudio de mejora de la red eléctrica de un centro en una industria automovilística (véase la fig. 1). El objetivo era reducir el alcance (duración y número) de las interrupciones debidas a averías o trabajos de mantenimiento.

● Objetivo del cálculo

Realizar un análisis de criticidad y cuantificar la situación existente, para después proponer mejoras.

● Resultados del cálculo

El cálculo permitió definir las modificaciones de la topología que aportarían las ganancias de seguridad deseadas (véase el diagrama de la figura 1).

Se ha conseguido un tiempo de inactividad anual inferior a una hora, y el mantenimiento de los equipos eléctricos puede realizarse sin interrumpir el proceso.

Figura 1: Mejoras recomendadas (líneas grises) en la red eléctrica de una industria del automóvil, esquema y resultados

Reactancias de alisado

 

Reactancia de alisado ABB, 800 kV HVDC en baño de aceite

 

Las reactancias de alisado, son componentes de los sistemas de transmisión en corriente continua de alta tensión (HVDC), se usan para reducir el flujo de corrientes armónicas y de sobrecorrientes transitorias en el sistema de corriente continua gracias a sus dos funciones:

ü  Suavizar el rizado de la tensión en el puente convertidor de 12 fases.

ü  Disminuir la corriente de cortocircuito en el enlace de corriente continua.

La corriente continua que procede del rectificador en los sistemas de c.c. tiene componentes armónicos superpuestos, también llamados rizado. La reactancia de alisado está conectada en serie al rectificador (convertidor) y por ella circula toda la corriente de carga, incluida la corriente continua y las pequeñas corrientes armónicas de corriente alterna.

Figura 1

El propósito de la reactancia es proporcionar una alta impedancia al flujo de las corrientes armónicas, reducir su magnitud y, por lo tanto, hacer que la corriente continua sea más uniforme. Cuanto mayor sea la inductancia de la reactancia, menores serán las corrientes armónicas restantes (rizado), pero al mismo tiempo mayores serán los costes y las pérdidas de la reactancia. La caída de tensión a través de la reactancia son los huecos en la tensión del rectificador.

Una reactancia de alisado no tiene una potencia nominal en el mismo sentido que las reactancias de corriente alterna. Sin embargo, se puede comparar su tamaño en función de la energía magnética almacenada. A este respecto, el tamaño de una reactancia de alisado en sistemas HVDC puede ser mucho mayor que incluso las reactancias shunt más grandes, lo que también se refleja en las dimensiones físicas. A veces es necesario compartir el devanado (que naturalmente es monofásico) en dos columnas del núcleo para mantener las dimensiones externas dentro del perfil de transporte.

Además de reducir el rizado de la corriente, la reactancia de alisado tiene otras funciones que cubrir, como:

ü  prevenir el fallo de conmutación en el inversor limitando la velocidad de subida de la corriente durante la conmutación en un puente (la transferencia de corriente de una válvula a otra en la misma posición del puente) y durante la caída de tensión en otro puente;

ü  reducir la velocidad de subida de la corriente si se producen fallos en el sistema de c.c.;

ü  mejorar la estabilidad dinámica del sistema de transmisión;

ü  reducir el riesgo de fallo de conmutación durante la caída de tensión del sistema de c.a..

El diseño puede ser de tipo seco o sumergido en aceite, con o sin núcleo de hierro hueco o con pantalla magnética. La característica magnética puede ser lineal o no lineal.

En los grandes sistemas HVDC, las reactancias de alisado funcionan a un alto potencial de c.c. a tierra. Cuando se han utilizado reactancias de núcleo de aire de tipo seco, se han colocado en plataformas, que tienen un alto nivel de aislamiento a tierra. En muchos casos, dependiendo de la inductancia requerida y de la tensión de servicio, las reactancias de núcleo de aire de tipo seco serán probablemente más baratas y ligeras que las reactancias sumergidas en aceite (foto cabecera). Sin embargo, incluso el peso de las reactancias de núcleo de aire de tipo seco puede ascender a 25 - 50 toneladas, por lo que una plataforma aislante debe tener un diseño mecánico robusto (figura 2).

Las reactancias de núcleo de aire de tipo seco tienen una característica de inductancia lineal, mientras que las reactancias sumergidas en aceite pueden tener una característica de inductancia no lineal debido a la saturación en el núcleo ferromagnético o el blindaje, dependiendo de la densidad de flujo elegida al diseñar la reactancia.

Figura 2: Reactancias de alisado BPEG- 800kV HVDC 4000 A, 75mH

La corriente continua que fluye a través de las reactancias de alisado provoca un desajuste magnetizante que se superpone la magnetización de c.a.. De forma que, el flujo magnético no oscilará simétricamente en torno a cero, sino en torno a un valor de flujo determinado por la magnetización de corriente continua. En la parte del ciclo en la que el flujo de c.c. y el flujo de c.a. tienen la misma dirección, el núcleo de hierro puede estar saturado.

La figura 3 muestra un ejemplo en el que la línea roja vertical indica la magnetización de c.c. de polarización causada por la corriente de c.c. que circula por la reactancia. Las dos líneas horizontales punteadas indican la franja de variación del flujo enlazado causada por la tensión de c.a. armónica superpuesta. Están situadas simétricamente alrededor del flujo magnético en corriente continua. Las dos líneas verticales de puntos indican los límites de la corriente alterna armónica correspondiente. Estos últimos límites están situados asimétricamente en relación con la corriente magnetizante de c.c.

 

Figura 3

La inductancia L de la reactancia se define como:

Es idéntica a la pendiente de la curva de magnetización, que varía con la corriente de magnetización. La parte inferior de la curva es lineal, y en este intervalo L es constante. Cuando el núcleo está completamente saturado, la curva también es lineal y L también es constante, pero aquí la pendiente de la curva corresponde a la inductancia de una reactancia con núcleo de aire, como si el núcleo de hierro no existiera. Entre estos dos rangos lineales hay un rango en el que la curva no es lineal. En este rango L no es constante, sino que varía durante el ciclo de la tensión y la corriente alterna. La L resultante se denomina inductancia incremental, que es menor que la inductancia en el rango lineal bajo de la curva. En consecuencia, la reducción del rizado de la corriente también será menor en comparación con la reducción que se conseguiría si la reactancia funcionara en el rango lineal bajo de la curva de magnetización. Por otro lado, sin embargo, esto provocaría una reactancia más cara. En la actualidad, las reactancias de alisado de los grandes sistemas de transmisión HVDC son sumergidos en aceite y se diseñan con núcleo de hierro seccionado, al igual que las grandes reactancia shunt. Para estas reactancias, la inductancia incremental es un parámetro esencial. Puede medirse durante la prueba de entrega siempre que se disponga de una fuente de corriente continua suficientemente grande en el laboratorio de pruebas. Otra posibilidad es calcular la inductancia incremental a partir del gráfico de la curva de magnetización de la reactancia.

Las reactancias de alisado de los sistemas HVDC están sometidos a tensiones dieléctricas especiales cuando cambia la dirección del flujo de potencia en el enlace. Para verificar la capacidad de la reactancia de soportar tales tensiones, se realiza una prueba de inversión de polaridad antes de su entrega desde fábrica. La figura 4 muestra un diagrama de tensión en función del tiempo para dicha prueba. A un período con polaridad negativa le sigue un período de polaridad positiva y, finalmente, un período de retorno a la polaridad negativa. Para demostrar que existe un margen de seguridad satisfactorio, la tensión de prueba Upr debe ser superior a la tensión nominal de c.c. en servicio, por ejemplo, el 25% u otro valor, según acuerdo.

Figura 4

La prueba de inversión de polaridad va seguida de una prueba de tensión alterna de 1 hora de duración con medición de descargas parciales.

La prueba dieléctrica incluye también una prueba de resistencia con tensión de c.c. igual a 1,5 veces la tensión nominal de servicio de 1 hora de duración y con medición de descargas parciales. Encontrará información complementaria en: - IEC 60076-6; - IEEE Std 1277-2000 IEEE Standard General Requirements and Test Code for Dry-Type and Oil-Immersed Smoothing Reactors for DC Power Transmission.

 

Reactancia de supresión de arcos (Análisis)

 

FIELD, Cyrus West

 

FIELD, Cyrus West

• 30 de noviembre de 1819, Stockbridge, Mas[1]sachusetts (USA).

† 12 de julio de 1892, New York (USA).

Empresario estadounidense al que se debe la gran hazaña de lanzar el primer cable telegráfico transoceánico, en 1886, que unió Europa con América. Fue un esfuerzo epopéyico que requirió un total de trece años.

A los quince años llegó a Nueva York para trabajar como vendedor en los almacenes de Alexander T. Stewart. A los 21 años creó una empresa para la fabricación y venta de papel a gran escala. A los treinta años ya había logrado hacerse con una gran fortuna, debido a sus viajes de negocios al extranjero concibió, la idea de conectar por cable telegráfico: Europa con América (Nueva York, pasando previamente por la isla de Newfoundland, es decir, Terranova, en español).

Se formó en 1856 una empresa, Compañía del Telégrafo Atlántico, con socios en Inglaterra: Charles Bright, John Brett y Lord Kelvin en calidad de consultor eléctrico, y socios en EE. UU.: Morse y Field, con la ayuda de cuatro financieros de Nueva York: Peter Cooper, Moses Taylor, Marshall O. Roberts y Chandler White.

Durante un periodo de trece años, Field gastó su fortuna y aguantó desastre tras desastre en  su decidido intento de colocar un cable telegráfico transatlántico, para ello cruzó el océano unas cincuenta veces para dirigir el montaje del cable.

En 1857 se hizo el primer intento con el barco de guerra británico Agamemnom, pero el cable se rompió cuando se habían lanzado 610 km. Un segundo intento se realizó a las siete semanas de haberse roto el primer cable (6 de agosto de 1858), pero tampoco tuvo éxito. El tercero y último intento se realizó con un nuevo cable de cobre, y el barco cablero elegido fue el Great Eastern; la instalación finalizó en julio de 1866. 

El cable permitió reducir el tiempo requerido para la comunicación entre Europa y los Estados Unidos de 12 días (la duración del cruce del océano en barco en aquel momento) a una comunicación casi instantánea.

Se enviaron telegramas de felicitación entre la reina Victoria y el presidente americano Andrew Johnson. Field recibió una recompensa de una medalla de oro y el voto de gracias del Congreso.

Comportamiento de una red eléctrica frente a las sobretensiones