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viernes, 3 de enero de 2020

Interruptores automáticos limitadores de corrientes de cortocircuito



Un interruptor automático de baja tensión se llama «Iimitador» cuando es capaz de reducir fuertemente la corriente de defecto de una instalación, tanto en lo que se refiere al valor de la corriente como a su duración. Un defecto de 22.000 A puede, por ejemplo, quedar limitado a una onda de corriente de 6.000 A, y no durar más de 3 ms (fig. 1).


Figura 1

Con ello se dividen los daños provocados por un cortocircuito por un factor comprendido entre 10 y 100, y la continuidad de servicio de una instalación queda muy mejorada. La limitación debida al interruptor automático depende de la misma corriente y de una tensión de arco que fuerza el paso por cero de la corriente. Es lo mismo que en el caso de un fusible: la corriente de defecto, por efecto Joule,  provoca la fusión del hilo con lo que se obtiene una tensión de arco.


En el caso de un interruptor automático limitador, esta tensión se obtiene por la apertura física de los contactos, que crea un arco de conmutación. Seguidamente se provoca un desplazamiento rápido de este arco hacia una cámara de ruptura, en la cual se subdivide el arco  para disipar más energía y al mismo tiempo aumentar su tensión.

La rapidez de operación

La tensión de arco es una característica propia de la arquitectura de las cámaras de ruptura de un interruptor automático, pero una tensión de arco elevada no es una condición suficiente para que un interruptor automático sea limitador;  también es necesario que esta tensión se introduzca lo más rápidamente posible en el circuito: Si no aparece hasta los 5 ms, el aparato no es limitador, pues no habrá modificado el valor de cresta de la corriente; en efecto, en una red a frecuencia industrial, el valor máximo de la corriente de defecto se alcanza aproximadamente a los 5 ms del inicio del defecto. Por tanto la característica principal de un interruptor automático limitador es su capacidad para establecer muy pronto una tensión de arco elevada (en un tiempo del orden del milisegundo para un cortocircuito medio).

La rapidez de establecimiento de una tensión de arco está condicionada primero por la rapidez de la apertura de los contactos y seguidamente por la rapidez de desplazamiento del arco hacia la cámara de ruptura.

Ejemplo:

Un generador trifásico de 50HZ, 400 V entre fases, de potencia aparente S = 3.200 kVA y con una corriente de cortocircuito máxima de 100 kA eff. (con una cresta que puede rebasar los 200 kA asimétricos). La derivación máxima inicial de la corriente es de 44 kA/ms.



Figura 2: Esquema de principio de un circuito con defecto



Para evitar el desarrollo de las corrientes enormes mencionadas y para no tener que prever el soportar sus efectos, hemos de interponer en el circuito un dispositivo de protección A, limitador, que al presentarse un cortocircuito, genera una caída de tensión Ua que juega el papel de una fuerza contra-electromotriz que se opone al crecimiento de la corriente.

Las condiciones a considerar para el valor de Ua para limitar la corriente serían:

El esquema equivalente monofásico, para un cortocircuito franco, corresponde con la siguiente relación:


Una representación vectorial de la impedancia equivalente para un factor de potencia cos φ ≤ 0,25 (corresponde a φ >75º), muestra que el término L di/dt es mucho mayor que el término Ri. (fig. 3), con lo que despreciando este último:




Figura 3: Representación vectorial de las dos componentes Ri y L di/dt.


Cuando la corriente, limitada, alcanza su valor máximo, se cumple que: 



ya que la tangente es horizontal y no hay, en este instante, variación de la corriente. Luego


e = Ua

esta expresión nos permite llegar a la conclusión que:

"el valor máximo de la corriente limitada se alcanza cuando la caída de tensión del arco Ua se iguala al valor de la tensión del generador, e". (fig. 4).



Nota: ts es el instante de la aparición de la tensión  ua (por ejemplo: separación de contactos o bien vaporización de un elemento fusible).


Figura 4: Curvas u = f(t) e i = f(t) desarrollo de la tensión del arco y su consecuencia: la reducción de la corriente de cortocircuito.

Una primera consecuencia, que no exige demostración es que la limitación de corriente, para un aparato determinado es tanto más fácil cuanto menor es la tensión e de la red.

Sea ts el instante de aparición de la tensión Ua (por ejemplo: separación de los contactos o vaporización de un elemento fusible).

Sea P el punto de intersección de las curvas de generación de la caída de tensión de arco Ua y de la tensión del generador o de la red, e.

Se aprecia inmediatamente que para obtener una correcta limitación resulta indispensable que el instante P de intersección de las curvas de tensión sea antes del valor máximo de la corriente presunta (o sea < 5 ms a partir del punto de valor O en 50 Hz). Por ello es interesante un crecimiento de la caída de tensión de arco Ua, lo más rápido posible.

De otra parte, es también interesante que el valor de UM, máximo de Ua, sea superior al tiempo T de duración de la  sobrecorriente en comparación con el tiempo de duración prevista del cortocircuito no limitado.

Contribución de la corriente de defecto en la apertura del interruptor

En todos los interruptores automáticos, a partir de un umbral de corriente se dispara  un mecanismo de enclavamiento que permite asegurar la apertura de los contactos. Esta acción es relativamente lenta, debido la puesta en movimiento progresivo de toda una serie de piezas mecánicas; además esto introduce un retardo de la apertura, constante para cualquier intensidad del defecto.

A fin de remediar este inconveniente, los interruptores automáticos limitadores hacen uso, casi todos, de la acción directa de las fuerzas electromagnéticas debidas a la corriente de defecto para abrir los contactos. La acción es así tanto más rápida cuanto más importante es el defecto.

Después de la separación de los contactos, las mismas fuerzas electromagnéticas desplazan el arco hacia la cámara de ruptura. Pero, para lograr un desplazamiento aún más rápido, el interruptor automático utiliza una parte de la energía disipada por el arco que acaba de crearse entre los contactos.

El aumento de presión debido al calentamiento brutal del aire contenido en el aparato, así como la evacuación de gases de materiales próximos al arco, crean un flujo gaseoso violento que arrastra el arco hacia la cámara de ruptura. El enclavamiento mecánico sólo tiene por función confirmar la apertura de los contactos, antes de que las fuerzas electromagnéticas puestas en juego para abrirlos disminuyan demasiado o desaparezcan al anularse la corriente.

Al dar a la corriente de defecto el papel principal en el funcionamiento de un interruptor automático limitador, se obtiene una rapidez de acción adaptada a cada defecto, pero la previsión del comportamiento de un interruptor automático se hace más difícil: por una parte se utiliza una parte de la energía del defecto para limitar el mismo defecto y de la otra la acción del interruptor automático dependerá de la evolución del defecto dentro de la instalación, paso del defecto de un régimen fase-tierra a un régimen trifásico, o intervención de otro órgano de protección aguas arriba o aguas abajo (interruptor automático o fusible), siendo esta la base de la “filiación” entre interruptores.


Se conoce con el término «coordinación» al comportamiento de dos aparatos, C1 y C2, instalados en serie en una distribución eléctrica, al aparecer un cortocircuito aguas abajo de C2 (figura 5).


Figura 5: Dos interruptores automáticos C1 y C2 puestos en serie en un circuito

La «filiación» también denominada «cascading», «series rating» o «protección de acompañamiento». refuerza el poder de corte de los interruptores situados aguas abajo de un interruptor limitador. El interruptor limitador ayuda al interruptor situado aguas abajo limitando fuertes corrientes de cortocircuito. La filiación consiste en instalar un aparato C2, cuyo poder de ruptura Icu2 es inferior a la corriente de cortocircuito trifásica en sus bornes (Icc2) y que está protegido o «ayudado» por otro aparato, el C1 ante los cortocircuitos de corriente comprendida entre Icu2 e Icc2 (figura 6).

La ventaja principal de esta técnica es el poder instalar en el punto C2 un aparato de menores prestaciones y, por ello, más económico, sin el menor riesgo sobre la seguridad de la instalación.


Figura 6: Principio de filiación de dos interruptores automáticos: el aparato C2, cuyo poder
de corte Icu2 es inferior a la corriente de cortocircuito trifásico en sus bornes (Icc2),
está protegido o "ayudado" por el aparato C1.

Para determinar y garantizar la coordinación entre dos interruptores automáticos, es necesario efectuar una primera aproximación teórica de las características, que deben de confirmarse mediante ensayos elegidos cuidadosamente. Este es el procedimiento utilizado para poder establecer las tablas de selectividad y filiación de acuerdo con las del anexo A de la CEI 60947-2.

Las aproximaciones o métodos teóricos previos consisten en:

  •  para la selectividad, la comparación de las características de limitación del interruptor situado aguas abajo con las características de no-desconexión del aparato situado aguas arriba. (Figura 7). El método es muy exacto y no necesita muchos ensayos de confirmación;




Figura 7: Determinación teórica del límite de selectividad entre dos interruptores automáticos

  •  para la filiación, se comparan las características de limitación del aparato colocado aguas arriba con los esfuerzos máximos que puede soportar el aparato a emplazar aguas abajo. (Figura 8). Este método es mucho menos preciso que el anterior y, también en este caso, la CEI 60947-2 exige que los resultados se verifiquen con un número mayor de ensayos.


Figura 8: Determinación teórica del límite de filiación entre dos interruptores automáticos.


Por tanto, la filiación, como se ha indicado, permite utilizar un interruptor de poder de corte inferior a la corriente de cortocircuito calculada en ese punto de la instalación (Figura 9).



Figura 9: Ejemplo de filiación entre interruptores Schneider Electric con poderes de corte inferiores (b) a las corrientes de cortocircuito calculadas en una instalación (a)


Curvas de filiación según la figura 9:



























Tabla 1: Para el interruptor de cabecera con calibre de 220 A y Ics 80 kA se elige en la tabla el NSX250S con poder de corte de 100 kA



Tabla 2: En este interruptor B si se puede considerar la filiación con A, elegimos por economía el menor de los posibles, el NSX 100 B con 25 kA cuando está solo en un punto de la instalación y 50 kA cuando está por debajo del NSX250S



Tabla 3: Para la filiación del interruptor C aguas abajo del B vamos a la tabla correspondiente al NSX100B que aquí se presenta…(ver tabla 4)



Tabla 4: En este interruptor C, se puede conseguir la filiación con B eligiendo por economía el menor de los posibles, el IC60H con 15 kA cuando está solo en un punto de la instalación y 25 kA cuando está por debajo del NSX100B


Por todo lo visto anteriormente, gracias a la filiación se consiguen fabricar interruptores automáticos más económicos, sobre todo en los casos de corrientes nominales reducidas. El aparato es recorrido solamente por la corriente limitada, mucho más reducida que la corriente presunta y solo debe cortar esta corriente limitada, con lo que se logra minimizar los efectos térmicos, electrodinámicos y electromagnéticos de las corrientes de defecto, con lo que se aumenta la fiabilidad y durabilidad de las instalaciones y sus equipos.






FUENTES:

Schneider Electric: Simulación del comportamiento en cortocircuito de los interruptores automáticos limitadores de BT (L. Boillot, J. Mignée)
Schneider Electric: Coupure en BT par limitation du courant (Pierre Schueller)
Schneider Electric: Evolución de los interruptores automáticos de BT con la norma CEI 60947-2 (Etienne Blanc).

(VIDEO) Schneider Electric: Uso de las tablas de filiación: 


viernes, 27 de diciembre de 2019

Transformadores de distribución con núcleo de chapa amorfa



CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Generalidades

Gran parte de las pérdidas en la actual chapa de grano orientado, aleación de acero con el 3% de silicio, se deben a su estructura cristalina. A pesar de los importantes avances llevados a cabo en la producción de este tipo de chapa, los resultados obtenidos distan mucho de las posibilidades del metal base. Parece evidente que hay que buscar otras alternativas.

La solución consiste en evitar la formación de la estructura cristalina del hierro.

En la búsqueda de esta solución se empezó a desarrollar la chapa amorfa.

Descripción

La chapa amorfa empleada en la construcción de transformadores de distribución es una aleación del 92% de hierro, 5% de sílice y 3% de boro solidificado bruscamente, de modo que evite su cristalización y mantenga la estructura amorfa propia del estado líquido.

El producto final es una lámina de 0,025 mm de espesor, dura y de bajo factor de laminación, que recocida bajo campo magnético tiene unas pérdidas específicas del orden del 25% de las chapas más desarrolladas de acero al silicio (ver figuras 1 y 2). Estas características se mantienen estables en el tiempo de acuerdo con las experiencias obtenidas en transformadores en servicio durante más de 30 años y los resultados de ensayos de envejecimiento en laboratorio.

Pérdidas específicas

El excepcional nivel de pérdidas obtenido tiene tres fundamentos.

  •  Pérdidas parásitas: Por el menor espesor, del orden de 10 veces, y la mayor resistividad de la chapa amorfa.
  • Pérdidas por histéresis: Por ser el ciclo de histéresis de la chapa amorfa, considerablemente mas estrecho que el de la chapa de grano orientado.
  • Pérdidas anómalas: Por inexistencia de una estructura cristalina.



Figura 1: Pérdidas específicas


Figura 2: Ciclos de histéresis


Figura 3: Comparación de normas del Departamento de Energía (DoE) de EE.UU. sobre eficiencia mínima,  de obligado cumplimiento, para una diversidad de transformadores


Proceso de fabricación de la chapa amorfa.

La rápida solidificación es la clave para obtener aleaciones amorfas, los primeros intentos de fabricación se hicieron en 1959. Los productos obtenidos eran poco menos que curiosidades de laboratorio, pero marcaban el inicio de un periodo de desarrollo. Solo era necesario un proceso industrial para producir chapa amorfa en las condiciones demandadas por los fabricantes de transformadores.

En 1975, Allied Signal desarrolló el procedimiento de colada en chorro plano, el cual permitía la fabricación en continuo de láminas de chapa amorfa. La clave del proceso consiste en mantener una aportación estable de material fundido a 1400 ºC sobre un tambor muy frío. (Fig. 4)


Figura 4

La cinta solidificada a una velocidad de enfriamiento de un millón de grados por segundo sale del tambor a más de 90 km/h. y se bobina en proceso continuo en forma de una delgada cinta, de unos 25 µm de grosor (ver fig. 5).


Figura 5

En 1982 se instaló en USA el primer transformador de distribución con núcleo de chapa amorfa, desde entonces más de un millón de transformadores de este tipo se han instalado en todo el mundo.

DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES

Durante el desarrollo de la técnica de fabricación de núcleos con chapa amorfa, se fueron desarrollando las mejores alternativas llegándose a la conclusión de que el núcleo arrollado de cinco columnas es el más adecuado desde el punto de vista de proceso y resultados.

Además los valores obtenidos en los ensayos realizados sobre transformadores terminados presentan muy poca dispersión. Es decir, se trata de un proceso industrial perfectamente controlable y repetible.

Los transformadores con núcleo de chapa amorfa difieren de los de chapa de grano orientado únicamente en el circuito magnético. Por supuesto, las pérdidas en vacío son mucho más bajas, hasta un 70% que con las mejores calidades de acero RGO (grano regular orientado). Siendo idénticas el resto de características como tensiones de servicio, niveles de aislamiento, tensión de cortocircuito, calentamiento, envejecimiento y aislamiento.

Los transformadores con núcleos de metal amorfo generan un nivel de ruido entre 3 y 5 dB mayor que los de núcleo de acero RGO. Las técnicas para reducir estos mayores niveles de ruido son objeto de actividades de investigación actuales.


Figura 6: Pérdidas sin carga en transformadores estándar y de núcleo de metal amorfo sumergidos en líquido y de tipo seco de 1.000 kVA

VENTAJAS EN LA UTILIZACIÓN DE TRANSFORMADORES CON NÚCLEOS AMORFOS

Los transformadores con núcleo de chapa amorfa debido a sus pérdidas extra reducidas ofrecen la posibilidad de:
  • Optimizar los medios de generación.
  • Reducir los costos de explotación.
  • Reducir la contaminación medio ambiental.

Los beneficios anuales estimados, utilizando transformadores con núcleo de chapa amorfa serían:


Tabla 1: Potencial anual de ahorro de energía e impacto sobre la producción
de CO2  por el uso de transformadores de distribución en MT.

La utilización de  un núcleo de metal amorfo puede impedir la emisión de 140.000 toneladas de CO2  (equivalente a 60.000 kg de petróleo) durante un periodo de funcionamiento de 20 años para un transformador de 1.000 kVA.

Admitiendo que alrededor de un 1 % de la capacidad de generación instalada en EE.UU., de 1.4 TW, se desaproveche en pérdidas sin carga en los transformadores de distribución, esta reducción de pérdidas mediante el empleo de núcleos amorfos sugiere un posible ahorro anual de energía de cerca de 85.000 millones de kWh.

Costes del transformador

Cuando se elige un transformador, se pueden considerar distintos costes: de adquisición, del ciclo de vida o que incluyen todos los gastos de infraestructura añadidos. Los costes del ciclo de vida incluyen la capitalización de las pérdidas en el transformador. Esto se hace normalmente utilizando el método del TOC (coste total de propiedad), en el que se asignan valores determinados a P0 y Pk. Estos valores, entre otras consideraciones, dependen del coste de la electricidad, del coste de proporcionar la energía perdida y de la utilización del transformador. Los valores utilizados por la mayoría de las compañías eléctricas oscilan entre 5 y 10 $/W para P0 y entre 1 y 2 $/W para Pk.

TOC = CT + A · P0 + B · Pk ($) donde TOC = coste total de propiedad, CT = precio de compra del transformador, A = factor de capitalización para pérdidas sin carga y B = factor de capitalización para la pérdida con carga.


Figura 7: Comparación de los TOC (costes totales de propiedad) de transformadores normales y de núcleo de metal amorfo

Los transformadores de distribución con núcleo de chapa amorfa tienen un coste de adquisición mayor. Sin embargo, si se tienen en cuenta los costes del ciclo de vida, siguen siendo la opción más económica.




FUENTES:

Revista ABB 2/12: La distribución apuesta por el transformador verde.
ABB Diestre: Transformadores de distribución con núcleo de chapa amorfa (Francisco Arauzo, Alberto Olarte).




POST RELACIONADO:

Restricciones de los Transformadores con núcleo amorfo frente a la normativa europea
https://imseingenieria.blogspot.com/2015/10/restricciones-de-los-transformadores.html















sábado, 21 de diciembre de 2019

Instalaciones para la transmisión de corriente continua en alta tensión (HVDC)



Sala de válvulas IGBT (ABB)


Generalidades

La transmisión de energía en forma de corriente continua en alta tensión supone una alternativa técnica y económicamente rentable, frente a la transmisión de corriente alterna. Se emplea para transportar grandes potencias a lo largo de grandes distancias a través de líneas aéreas o cables, para un acoplamiento de redes asincrónicas y para suministro a áreas densamente pobladas con escasez de tendidos aéreos y problemas por potencia de corto circuito.

La fig. 1 muestra el modo de funcionamiento de una instalación destinada a la transmisión de corriente continua en alta tensión. La tensión alterna de una red de alimentación, que puede estar compuesta incluso de una sola central eléctrica, es primeramente transformada a un valor apropiado para la transmisión. A continuación se rectifica en una instalación convertidora de corriente de válvulas controladas. En el otro extremo se hace necesaria la instalación de un segundo convertidor de corriente. Este convertidor funciona como inversor y convierte la corriente continua nuevamente en corriente alterna, la cual es transformada posteriormente a la tensión de la red alimentada.

El flujo de potencia a través de la línea será determinado por la diferencia de las tensiones continuas en los extremos de las líneas y la resistencia óhmica de la línea según la fórmula:


Aquí, Pd es la potencia referida al centro de la línea, Ud1 y Ud2 son las tensiones continuas al principio y al final de la línea. Debido a ello, la transmisión de corriente continua en alta tensión está exenta de problemas causados por la potencia reactiva o de estabilidad en la línea de transmisión. Con la conexión en puente trifásico, generalmente usado en la transmisión de corriente continua en alta tensión, la ecuación para la tensión en corriente continua del convertidor es:


donde U2 es la tensión secundaria del transformador, Uk su tensión de corto circuito y a el ángulo de mando, el cual es fijado por medio del sistema de control electrónico de ángulo de fase. Dado que la tensión continua puede ser alterada muy rápidamente con el sistema del control del ángulo-fase de los rectificadores de corriente, la potencia transmitida puede ser variada con gran celeridad y dentro de unos límites muy amplios.



 Fig. 1 Esquema unifilar simplificado de un sistema asíncrono
con enlace en HVDC

La figura 2 muestra el circuito básico de una instalación convertidora de transmisión de corriente continua en alta tensión. La disposición bipolar ofrece la ventaja de que, en caso de la anulación de un polo, la transmisión puede continuar a mitad de potencia con el retorno de la corriente a través de tierra. Para este caso han sido previstos unos electrodos de tierra especialmente dimensionados.

La potencia reactiva necesaria para el servicio de los convertidores, en una proporción de aproximadamente un 55 % de la potencia activa, es compensada por lo general con unas baterías de condensadores. Algunos de éstos llevan circuitos de filtros, con el fin de mantener alejados de la red los armónicos superiores y limitar la distorsión de la tensión de la red dentro de unos valores permisibles.

La corriente continua es alisada mediante una bobina reactiva. Especialmente en el caso del transporte a través de líneas aéreas, se procederá a un filtrado adicional de la tensión continua, con el fin de evitar interferencias telefónicas.


Fig. 2: Circuito básico de una instalación convertidora de corriente para transporte de corriente continua en alta tensión:

1, instalación de distribución de corriente alterna;
2, filtro de corriente alterna y compensación de potencia reactiva;
3, transformadores de corriente;
4, grupos de convertidores;
5, instalación de distribución de corriente continua;
6, reactancias de alisamiento y filtro de tensión continua;
7, conductor de corriente continua polo 1 y 2. 


Fig. 3: Grupo convertidor de corriente de doce pulsos, compuesto de dos conexiones de puentes trifásicos conectados en serie en el lado de continua.

Los convertidores usados son los de puente trifásico, como en la fig. 3. En la parte de continua los dos puentes están conectados en serie. Los respectivos transformadores, uno de los cuales tiene el grupo de conexión Yy0, y el otro Yd5, están unidos en la parte trifásica por un interruptor automático común para formar el grupo de doce pulsos. En el caso de que la estación deba ser dividida en más de dos secciones, las cuales puedan ser operadas independientemente, debido a la potencia máxima permisible en caso de un fallo, se conectan grupos de doce pulsos en serie o en paralelo (fig. 4).

Las estaciones de transmisión de corriente continua en alta tensión son construidas para potencias desde algunos cientos de MW hasta algunos miles, con tensiones de transmisión de hasta 800 kV contra tierra.


Fig. 4: Polo de una estación para transmisión de corriente continua en alta tensión con diversas unidades de potencia: a) conexión en serie; b) conexión en paralelo: 1, grupo convertidor de corriente de doce pulsos; 2, interruptor by-pass; 3, seccionador de grupo; 4, seccionador de puenteado; 5, seccionador de línea.

Aparatos para instalaciones de transmisión de corriente continua en alta tensión

Las válvulas convertidoras de corriente para la transmisión de corriente continua en alta tensión están compuestas de tiristores. Al darse una tensión elevada en las válvulas, pueden conectarse hasta varios centenares de tiristores en serie; en el caso de una elevada corriente en las válvulas, se conectan 2 ó 3 en paralelo. Con el fin de obtener una distribución uniforme de la tensión, los tiristores van provistos de un circuito adicional, el cual está formado principalmente de componentes RC. Los tiristores son refrigerados a través de cuerpos refrigeradores con aire, aceite o agua desionizada con una circulación forzada. Las válvulas son activadas por medio de dispositivos electrónicos, los cuales son accionados a través de conductores de fibra de vidrio con impulsos luminosos.

Los grupos de tiristores junto con sus auxiliares son agrupados en módulos fácilmente intercambiables, los cuales a su vez son montados dentro de un bastidor de válvulas. A menudo es conveniente combinar varias válvulas de un grupo de doce pulsos en un bastidor único. La fig. 5 muestra un conjunto en torre de válvulas, compuesto de las cuatro válvulas de un grupo de doce pulsos, conectadas a la misma fase de la corriente alterna.

Los transformadores convertidores para la transmisión de corriente continua en alta tensión son construidos con dos o tres bobinas y en unidades con una sola fase o con tres fases. Dado que los bobinados en el lado de las válvulas están conectados galvánicamente a un elevado potencial de tensión continua al funcionar las válvulas rectificadoras de corriente, el aislamiento principal de las mismas deberá ser dimensionado adicionalmente para una elevada tensión continua en relación con la resistencia dieléctrica. Debido a las corrientes de elevados armónicos y a los flujos de dispersión producidos por éstas, será preciso dimensionar especialmente las bobinas y las piezas de hierro.

Las reactancias de alisamiento para instalaciones de transmisión de corriente continua en alta tensión sirven para mejorar el alisamiento de la corriente continua y para la limitación de la corriente de corto circuito en el caso de fallos en la línea. Su inductancia se sitúa en la mayoría de los casos entre 0,5 y 1 H. Estas se construyen preferentemente como reactancias de alisamiento exentas de núcleo, aisladas con aceite y equipadas con una superficie de hierro de retorno.


Fig. 5 Válvula rectificadora de corriente, cuádruple, para la transmisión de corriente continua en alta tensión para un grupo de 12 pulsos de 250 kV, 1800 A: 1, módulo de tiristor; 2, descargador de sobretensiones; 3, tuberías de refrigeración; 4, bastidor de fondo; 5. aisladores de soporte; 6, tapa apantallada.

Los circuitos de filtros de corriente alterna absorben las corrientes armónicas superiores generadas por el rectificador de corriente, limitando con ello la distorsión de la tensión de la red. En las instalaciones con grupos rectificadores de corriente de 6 pulsos se emplean circuitos de resonancia de serie sintonizados para los armónicos superiores 5º, 7º, 11º y 13º, junto con un filtro adicional de paso elevado para los armónicos más altos. En el caso de emplearse grupos rectificadores de corriente de 12 pulsos, el contenido de armónicos superiores de la corriente de red es reducido considerablemente mediante la eliminación, especialmente, del 5º y 7º armónico superior. Unos filtros de paso elevado de banda ancha serán en este caso suficientes para limitar las distorsiones de la tensión de la red hasta un valor permisible. Los circuitos de filtros suministran simultáneamente una parte de la potencia de frecuencia fundamental reactiva requerida por los convertidores.

La tensión continua es filtrada mediante filtros de tensión continua. Las características de los mismos son adaptadas a los datos de la línea de transmisión; también aquí la técnica de 12 pulsos conduce a unas simplificaciones considerables.

La instalación de distribución de corriente alterna se construye, según las condiciones locales, la tensión de conexión y el espacio disponible, como una instalación convencional a la intemperie (compárese con lo indicado en el post: Formas constructivas de Subestaciones eléctricas de intemperie de 110 a 420 kV en el link:
https://imseingenieria.blogspot.com/2019/10/formas-constructivas-de-subestaciones.html) o en versión de una instalación de mando totalmente blindada y provista de un aislamiento SF6. En las salidas de los circuitos de los filtros de corriente alterna y de los condensadores de compensación, es preciso considerar la capacidad de desconexión de los interruptores automáticos en el caso de corrientes capacitivas.

En la instalación de distribución de corriente continua se emplea ampliamente una aparamenta de distribución, que se ha acreditado en la técnica de las instalaciones de distribución de corriente alterna, habiendo sido modificada dicha aparamenta de acuerdo con las exigencias especiales. La misión del interruptor by-pass en paralelo con el grupo de 12 pulsos consiste en conectar o desconectar la corriente continua de la instalación durante la puesta en servicio o parada del grupo (compárese con la fig. 4). El seccionador de puente posibilita que la corriente continua de la instalación sea conducida desviando un grupo desconectado.

Disposición de instalaciones

Según las exigencias y condiciones ambientales, las instalaciones para la transmisión de corriente continua en alta tensión se construyen totalmente como instalaciones al aire libre, o bien algunas partes de la misma se montan en ejecución interior. La fig. 6 muestra la disposición de una instalación intemperie para una transmisión bipolar de 1920 MW de potencia nominal. En cada polo de la estación se encuentran conexionados en serie cuatro puentes trifásicos con una potencia de 240 MW cada uno a 133 kV de tensión nominal. Las válvulas de tiristores se encuentran montadas por pares dentro de un depósito común lleno de aceite, el cual a su vez está montado sobre una plataforma aislada.

En el caso de unas condiciones climáticas desfavorables, es conveniente realizar un montaje de las válvulas rectificadoras de corriente en ejecución interior. Estas válvulas se construyen, en este caso, con un aislamiento por aíre y provistas de una refrigeración por aire o agua. Una disposición conveniente consiste en agrupar en forma de torre las válvulas en número de cuatro para componer un grupo en el cual estén reunidos de forma constructiva los cuatro brazos del puente de un grupo de doce pulsos, los cuales se encuentran conectados a la misma fase de la corriente alterna. Esto hace que el edificio que aloja las válvulas tenga una superficie especialmente reducida. La figura 7 muestra la disposición de una estación destinada a una transmisión bipolar de 1800 MW de potencia nominal. Cada polo de la estación tiene conectados en serie dos grupos de doce pulsos de 450 MW cada uno y con 250 kV de tensión continua nominal.

En los casos en que haya un espacio muy reducido, puede ser conveniente una instalación de varios pisos. La figura 8 muestra una vista en planta y sección de una posible disposición de una instalación para la transmisión de corriente continua en alta tensión para conexión con cable. La instalación de distribución de corriente alterna y de corriente continua, así como todas las interconexiones, son blindadas y aisladas con SF6. Las válvulas de tiristores están montadas en torres que contienen cuatro válvulas por unidad y provistas de aislamiento por aire. En función de las condiciones exteriores, para las instalaciones de transmisión de corriente continua en alta tensión, de este tipo, se puede conseguir una superficie de montaje tan reducida como 1 m2/MW.


Fig. 6: Disposición de una instalación para la transmisión de corriente continua en alta tensión, intemperie, y para una tensión nominal de ±533 kV, e intensidad nominal 1800 A: 1, alimentación de corriente alterna; 2, instalación de distribución de corriente alterna; 3, circuitos de filtrado de corriente alterna; 4, transformadores rectificadores de corriente; 5, tiristores y válvulas rectificadoras de corriente; 6, instalación de distribución de corriente continua; 7, reactancias de alisamiento; 8, condensadores de protección contra rayos/filtros para tensión continua: 9, salida de la línea de corriente continua; 10, línea de los electrodos a tierra; 11, intercambiador de calor; 12, edificio de control; 13, servicios auxiliares de la instalación; 14, taller para trabajos de mantenimiento; 15, condensadores de compensación.


Fig. 7: Disposición de una instalación para la transmisión de corriente continua en alta tensión con válvulas siguiendo la técnica de interior para una tensión nominal de ±500 kV, e intensidad nominal 1800 A: 1, edificio donde van alojadas las válvulas; 2, transformadores rectificadores de corriente; 3, circuitos de filtros para corriente alterna y compensadores síncronos; 4, instalación de distribución de corriente alterna; 5, reactancias alisadoras; 6. instalación de distribución de corriente continua; 7, filtros para corriente continua; 8, alimentación de corriente alterna SS1 y SS2; 9, línea de corriente continua polo 1 y polo 2; 10, línea de electrodos a tierra.


Fig. 8: Instalación de transmisión de corriente continua en alta tensión, en ejecución compacta y de forma constructiva de varios pisos: a) sección transversal del edificio; b) vista en planta: 1, transformadores; 2, reactancia alisadora; 3, válvula rectificadora de corriente; 4, instalación de distribución de corriente alterna y de corriente continua; 5, filtro de corriente alterna; 6, salidas de líneas de corriente alterna; 7, salidas de líneas de corriente continua.




FUENTE:

Manual de instalaciones de distribución de energía eléctrica (BBC Brown Boveri)




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