Archive for the ‘Corriente Continua’ Category
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Dr. Jorge Luis Mírez Tarrillo
Group of Mathematical Modeling and Numerical Simulation (GMMNS).
Universidad Nacional de Ingeniería. Lima, Perú.
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Uno de los diseños que mas me ha llamado la atención y es la de darle una prioridad a cada carga mediante la clasificación en lo que es la calidad de la energía que recibemn. Para lograr ello avances y mejoras en los dispositivos de electrónica de potencia han realizado, pues se muestra que se han implementado numerosos de ellos para obtener las calidades adecuadas en cada una de las partes de la microgrid. No sólo han quedado en utilizar lo que es la corriente alterna, sino también en usar la corriente continua. Esto puede parecer una exageración en todo sentido, pero yo apuesto por que la transmisión de corriente continua va a ser poco a poco implementada y en un futuro de mediano plazo será la forma predominante para el intercambio de energía. Obvio, que tanto equipo electrónico significa avances en lo que es control, optimización y procesamiento de señales. Una fuerte apuesta de las instituciones japonesas en el desarrollo de esta configuración.
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I think what in medium term the electrical distribution in constant voltage will predominant in market electric. It is adventages technical but (today) desadventages economics is main osbtacle. This implementation in ac/dc is very innnovator and electronic power development is a vision to future well conceptualized. Implice too improved in control theory, optimization, signal processing and other topics.
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Mis palabras han sido publicadas en mi Facebook personal y en:
🙂
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Hola a todos. Por necesidad de afrontar nuevos exigencias (electricity and magnetism course in university) en el aprendizaje de este software. Encontré que se puede modelar estructuras electromecánicas y hacer el correspondiente simulación de los campos magnéticos, líneas de campo y distribución de la densidad de campo magnético. Si bien lo que les presento es solo un modelo bastante simple de un electroimán, el potencia se construir toda una estructura más complicada y hacer la simulación correspondiente.
Entiendo que a medida que se complica el modelo, se requerirá mayor capacidad computacional, es por ello que se realizará mientras sea posible con el medio personal que tengo. Pero está abierto la posibilidad de hacer algo más complicado en forma de colaboración y cooperación. Así queda abierto la invitación.
Si, puedo colocar la intensidad de corriente pero en su equivalente de densidad de corriente… el software puede dar una proximidad bastante buena y barata en comparación con software más complicados que exigen mucho más capacidad computacional y el costo elevado.
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Las simulaciones de circuitos eléctricos representan mucho interés en el campo de la ingeniería eléctrica, no solo para visualizar la forma de las ondas, el desplazamiento angular, el ángulo de desfasaje… sino las trayectorias que dibujan en un modus operanti cuando hay cambios de la frecuencia del circuito eléctrico o cambios en la configuración de los diferentes elementos de una red eléctrica.
Por lo tanto, una combinación de plot, polar y otras formas se deben usar para visualizar en una sola figura las diferentes comportamientos de la red eléctrica. Esto dará una mejor idea a quien analiza o simula un sistema eléctrico determinado, sea este de circuitos eléctricos o quizas una extensión quizás a lo que es sistemas eléctricos de potencia o sistemas de alta frecuencia.
En la figura una muestra de las forma de análiis de un circuito eléctrico dibujando varias curva. Recordar que de cada dibujo, es solo una visualización de los datos que se crean en el Workspace almacenados en variables, de las cuales uno puede extraer los datos para hacer otros análisis más puntuales o precisos. Hecho en Matlab/Simulink.
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Un generador eólico sigue la curva de potencia que se aprecia en la figura de a continuación:
la cual es característica de cada máquina y es obtenida por los fabricantes en laboratorios con condiciones especiales para su elaboración, la cual está normalizada según la norma IEC-61400.
Los objetivos de los sistemas de control de los Sistemas de Conversión de Energía Eólica (SCEE) en relación con la potencia son básicamente dos. El primero, en la región 2, es maximizar la extracción de energía eólica donde las velocidades del viento son bajas y las cargas estructurales también son relativamente pequeñas. El segundo objetivo, en la región 3, con velocidades de viento altas y con un crecimiento dramático de las cargas estructuras, es limitar dichas cargas pero manteniendo la producción de potencia eléctrica, por lo que es necesario limitar la potencia a un valor nominal. Si se superan las velocidades de viento de la región 3, el sistema hará un paro forzado de la máquina, protegiéndola de cargas aerodinámicas excesivamente altas que puean generar daño a los equipos y a las personas.
La curva del coeficiente de potencia representa el desempeño de la turbina eólica para la extracción de la máxima potencia.
Para cada valor de la relación de velocidad de punta (\lamba) existe un valor máximo de C_{p}. Cuando la velocidad del viento cambio, \lamba varía y para mantener el coeficiente de potencia en su valor óptimo es necesario variar el ángulo de paso \beta, éste es el principio fundamental para el control de la potencia de los SCEE.
Básicamente, hay dos formas de limitar la potencia de salida cuando la velocidad del viento es la nominal o cuando está por encima de ella.
- La primera forma, conocida como regulación por pérdida de sustentación (stall regulation), se da aumentando el ángulo de ataque de modo que el flujo de aire se separe del perfil aerodinámico del aspa en el lado de succión. La regulación por stall puede ser pasiva o activa; pasiva, las aspas son fijas y se diseñan para que cuando la velocidad del viento alcance la nominal, el flujo de aire se desprenda de la cara contra el viento; activa, cuando se giran las aspas del rotor de tal forma que aumente el ángulo de ataque.
- La segunda forma es conocida como regulación por cambio en el ángulo de paso (pitch regulation) que se presenta cuando se giran las aspas de tal forma que el ángulo de ataque disminuya.
Los SCEE, dependiendo de su construcción tienen diferentes lazos de control. Entre los más importantes se encuentran: el control del cambio del ángulo de paso, utilizado para regular la potencia de salida en la velocidad del viento nominal o por encima de ella y para seguir una curva de potencia predefinida en el arranque o parada de la máquina; el control del torque del generador, que sirve para la regulación de la velocidad rotacional de los SCEE de velocidad variable; y el control de orientación (yaw control), el cual permite encontrar la dirección en donde la velocidad del viento es máxima.
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Ponencia dictada durante el XIX Congreso Nacional de Estudiantes de Ingeniería Mecánica Eléctrica y Ramas Afines CONEIMERA 2012 que se realizó en la Ciudad de Huancayo del 01 al 06 de Octubre del 2012 http://www.coneimera2012.org/ Comparto las diapositivas de la presentación ppt, pero durante la ponencia se presentarón los archivos *.m y *.mdl mas simulaciones in live para el auditorio presente.
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Muchas gracias por sus visitas a mi blog sobre Aplicaciones de Matlab/Simulink en Energías Renovables.
Obviamente que los creados de Matlab/Simulink me refiero a la empresa MathWorks Inc. han hecho un excelente trabajo de dar una herramienta muy poderosa de cálculo y que durante el mes de Junio junto con colegas y alumnos en temas relacionados a mecánica de fluidos, animaciones, proyecciones 2D y 3D, asi como también en el esquema de predicción de eventos y tendencias de superficies con base de datos.
Disculparán por lo que éste mes de junio hice pocas entradas, la agenda estuvo bien ajetreada e interesante, el viaje a Denton – Texas, USA hace poco y la que inicio el martes 3 de julio a Ecuador han ocupado bien tiempo para estudiar y analizar muchas cosas que hay que aportar y proponer, además, espero que se concreten muchos convenios de cooperación con la Facultad de Ciencias de la UNiversidad Nacional de Ingeniería (Lima, PERU) a la cual pertenezco… si alguien está animoso, en dichas cooperación para investigaciones, favor ponerse en contacto.
Por lo demás, este julio 2012 me toca un mes de motivante trabajo dado que ya tengo compromisos bastante serios como para descuidarse de ellos, por lo tanto, trabajaré full simulaciones y revisión de varios temas, que los compartiré por este blog y espero como siempre, sirva para el trabajo o aprendizaje de cada quien que visita.
Nuevamente muchísimas gracias y un saludo amical desde Lima, PERU….y les dejo con una foto de Macchupicchu ubicado en la Región Cuzco en mi Perú, considerado una de las Maravillas del Mundo, y además, una de las mejores obras de ingeniería de toda la humanidad. Si vienen a Perú, Macchupicchu es visita obligatoria.
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Generación Distribuida (DG): Instalaciones de generación elèctrica conectados a un Sistemas de Distribución a través de un Punto de Común Acoplamiento, Generación Distribuida es un subparte de Recursos Distribuidos.
Recursos Distribuidos (DR): Fuentes de potencia elèctrica real que no están directamente conectados al sistema de potencia base. Esto incluye tanto generadores como tecnologìas de almacenamiento de energía.
SIstema de Distribución: Cualquier instalación que permiten que la energía eléctrica sea despachado a las cargas independientemente de a quien pertenece.
Aislado: Una condición en el cual una porción del sistema es energizado por uno o más gemeradores a traves de PPC’es mientras están electricamente separados del resto del sistema elèctrico.
Paralelo (Operación): Con las empresas transmisoras puede ser usado para referirse a cualquier otra condición entre los transmisores y los equipos de generación de las generadoras.
Punto de Común Acoplamiento (PCC): Puede ser usado para referirse a un punto donde las instalaciones eléctricas o conductores de los transmisores son conectados a los de las instalaciones o conductores de las generadoras, y donde cualquier transferencia de la potencia elèctrica entre los transmisores y las generadoras tiene lugar.
Generadoras (Power Producer): Puede ser usado para referirse a cualquiera que esté interconectado a las Sistema de Transmisión / Distribución para el propósito de generación de electricidad.
Estabilizado: Puede ser usado para referirse al sistema de distribución /transmisión puede retornar a su rango normal de voltaje y frecuencia en 5 minutos o un tiempo de coordinación con las transmisoras, según la perturbación.
Target (Indicador de Operación): Un dispositivo suplementario operado sea mecánicamente o eléctricamente que visiblemente indica que un relé o un dispositivo ha sido operado o completado en su funcionamiento.
Telemedición: Transmisión de cantidades medidas usando técnicas de telecomunicaciones.
Seccionador (Visible-break Disconnet): En un interruptor de desconexión o interruptor de circuito por medio del cual el generador y todos los dispositivos de proteción y aparatos de control puede ser simúltaneamente desconectados completamente bajo carga total desde los circuitos suministrados por el generador. El swith o interruptor ser provisto de tal forma para la adecuada inspección visible de todos los contactos en la posición abierto, y las navajas o contactos móviles pueden ser conectados al lado del generador.
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Con la introducción de la electrónica de potencia en los aparatos de casa desde hace años, la carga de potencia constante (CPL) con su impedancia diferencial negativa (NDI) ha sido introducida en la electrónica de potencia basado en cargas. Un equivalente circuito de la electrónica de potencia basada en CPL muestro a continuación.
Este tipo de aparato tiene un DNI y puede causar un voltaje de red oscilatorio. Hoy por hoy, el número de esta forma de carga se ha incrementado rápidamente y puede continuar incrementándose en el futuro., porque ellos son insensibles a las fluctuaciones del voltaje de la red. Otra CPL que se muestra con una enorme número y cantidad de potencia en el futuro cercano es la carga de baterías para vehículos eléctricos. El cambio automático de los taps de los transformadores son usados hoy en varios niveles de voltaje y es bien conocido que el uso de estos pueden afectar la estabilidad. Nuevos desarrollos en este campo son transformadores con electrónica de potencia que logran regulación instantánea del voltaje bajo cambios de carga. Debido a estos desarrollos, se puede trabajar una área de distribución con un CPL en las futuras redes.
Un voltaje de red oscilatorio debido al NDI del CPL es un fenómeno que ya se ha mostrado en los sistemas eléctricos de pequeñas microredes a bordo de buques, donde generadores se tornan inestables debido a su sistema de control que responde a un gran número de CPLs. Ante el rápido número creciente de CPLs, hay estudios para el diseño de los futuros sistemas de electricidad que incluyen una gran posibilidad de sistemas de distribución local aislados en situaciones críticas.
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Muchas gracias a todos los visitantes del presente blog… este mes de febrero marcaron nuevo record de visitas, el más alto hasta el momento. Grato compartir con Uds. los temas del blog, favor difundirlo y también gracias a todos aquellos que me escriben pidiendo orientación, información, revisión de sus trabajos, asesoría. Tienen ahi el email y la dirección postal en caso necesario.
Gracias también a todos aquellos que escriben pidiendo orientación, que revise sus trabajos, asesoría, etc… favor difundan el blog y os espero sirva a estudiantes y profesionales.
Gracias nuevamente por las visitas y queda seguir el compromiso de implementar con más el blog… Best regards
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Las conversoras HVDC introducen armónicos tanto AC como DC, los cuales son inyectadas en el sistema AC y a la línea DC respectivamente. Existen varios problemas asociados con la inyección de armónicos, algunos de estos problemas son los siguientes:
- Interferencia telefónica.
- Pérdidas de potencia y el consecuente calentamiento de las máquinas y capacitores asociados al sistema.
- Sobrevoltajes debido a las resonancias.
- Inestabilidad en el control de las conversoras, principalmente con control de fase individual (IPC) en la generación de los pulsos de disparo de los tiristores.
- Interferencia con los sistemas de control de ripple en gestión de la carga.
FILTROS AC
Los filtros AC poseen normalmente una doble función ya que por una parte se encargan de absorber los armónicos generadores por las conversoras y por otro lado proporcionan una parte de la potencia reactiva necesaria para el proceso de conversión. Los filtros para rectificadores de 12 pulsos se diseñan principalmente para filtras armónicos característicos del orden de 12n+/- 1, sin embargo, en condiciones anormales de funcionamiento de la estación se producen armónicas no características como los de 3er orden que también deben filtrarse.
Los armónicos no característicos son producidas principalmente por: (i) operación no balanceada de los dos puentes conversores que forman los conversores de 12 pulsos (ii) error en los ángulos de disparo (iii) voltajes AC no balanceados o distorsionados y (iv) transformadores con distinta impedancia. Los armónicos producidos debido a la primera causa son llamadas armónicos residuales. Estos se producen principalmente debido a diferencias en los ángulos de disparo de los dos puentes conversores, lo que guía a una desigual cancelación de armónicos de orden 5,7,17,19, etc. La impedancia desigual de los dos transformadores conversores que alimenta a las dos conversoras, también guían a armónicos residuales. Las últimas tres causas pueden guiar a la generación de armónicos de orden triple o doble.
Considerando todas las fuentes posibles de armónicos no característicos, se puede encontrar armónicos a partir del orden 2. La magnitud de éstos, es pequeña si se compara con la de los armónicos característicos. La principal consecuencia de este tipo de armónicos son: el incremento de las interferencias telefónicas e inestabilidad del sistema de control.
FILTROS DC
Estos filtros se encargan de reducir el componente AC de la señal continua que se desea obtener. Básicamente, son filtros pasa bajos diseñados para filtrar armónicos de varios órdenes. Se conectan en paralelo con la línea DC.
Armónicos de voltaje que puedan ocurrir en el lado DC de una estación conversora causan corrientes AC, las cuales pueden sumarse a la corriente DC de la línea de transmisión. Estas corrientes alternas de alta frecuencia pueden crear interferencia en los sistemas telefónicos vecinos a pesar de las limitaciones impuestas por el reactor de alisamiento. Los filtros DC, que son conectados regularmente en paralelo a la estación de los polos, son una efectiva herramienta para combatir estos problemas. La configuración de los filtros DC es muy semejante a la de los filtros AC.
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Cuando en una estación conversora se encuentra operando como inversor al término del enlace de corriente continua, una válvula se apagará cuando su corriente conmute a cero y el voltaje a través de la válvula se torne negativo. El período en el cual la válvula se encuentra con una polarización negativa corresponde al ángulo de extinción \gamma, y sun un pulso de disparo, la válvula idealmente se encontrará en un estado no conductivo o bloqueado, incluso si experimenta una polarización positiva.
Todas las válvulas DC requieren que se les remueva la carta interna almacenada en su interior producida cuando la válvula se encuentra conduciendo (período \alpha y \mu en el inversor) antes de que la válvula pueda, exitosamente, establecer su habilidad de bloqueo cuando se encuentra en polarización negativa. EL inversor, por lo tanto, requiere un período mínimo de polarización negativa o un valor mínimo de \gamma para que su capacidad de bloqueo sea conseguida. Si este bloqueo falla y la conducción de la válvula es iniciada sin un pulso de disparo, una falla de conmutación va a ocurrir. Esto también va a resultar en una falla para mantenr la corriente en la siguiente válvula. Fallas en la conmutación las estaciones conversoras operando como inversor son causadas principalmente por alguna de las siguientes razones:
- Cuando la corriente AC entrando al inversor experimenta un aumento en magnitud, causará que el ángulo de conmutación \mu se incremente, el ángulo de extinción \gamma por lo tanto se verá reducido, pudiendo alcanzar un punto donde la válvula pierda la capacidad de mantener su capacidad de bloqueo. Al aumentar la inductancia de las estaciones conversoras, principalmente a través de la bobina de aislamiento, se va a conseguir que la tasa de cambio de la corriente DC decrezca lo que va a ayudar a disminuir las fallas de conmutación.
- Cuando la magnitud de la tensión AC al lado del inversor se reduce en una o más fases, o si es distorsionado, va a causar que el ángulo de extinción sea inadecuado y por lo tanto puede que ocurra una falla en la conmutación.
- Un cambio en las fases del voltaje de conmutación AC puede causar una falla de conmutación. Sin embargo, una reducción en la magnitud del voltaje AC y no un cambio de fase es el factor principal que determina que se produzca una falla de conmutación.
- Un valor del ángulo de extinción antes de la contingencia también afecta la sensibilidad del inversor a una falla de conmutación. Un valor de \gamma = 18° es usual para la mayoría de las estaciones inversoras. Al aumentar el valor de \gamma a valores de 25°, 30° o mayoers va a reducir la posibilidad de una falla de conmutación (a expensas de incrementar el consumo de potencia reactiva de la estación inversora).
- El valor de la corriente en la válvula antes de la falla de conmutación también afecta las condiciones en las cuales una falla de conmutación puede ocurrir. Una falla de conmutación puede ocurrir con mayor probabilidad si la corriente por la válvula que existía antes de la contingencia es relativamente grande en comparación con la corriente nominal.
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En la figura se muestra varios ángulos eléctricos, utilizados comúnmente para definir el modo de operación de las estaciones conversoras. Estos ángulos son medidos utilizando el voltaje trifásico en las válvulas y están basados en condiciones ideales, con el sistema actuando libre de armónicos y el voltaje de conmutación trifásico balanceado. Se aplican tanto al inversor como al rectificador.
Ángulo de retraso \alpha: El tiempo expresado en grados eléctricos medido desde que el voltaje de conmutación sinusoidal idealizado cruza por cero hasta el instante en que la corriente por una válvula comienza a circular. Este ángulo es controlado por el pulso de disparo en la puerta de control del tiristor. Si este ángulo es menor que 90°, actúa como inversor. Este ángulo es a menudo referido como ángulo de disparo.
Ángulo de adelanto \beta: Corresponde al tiempo expresado en grados eléctricos medido desde el instante en que la corriente empieza a conducir por una válvula hasta el próximo cruce por cero del voltaje de conmutación (idealizado). El ángulo de avance o adelanto \beta está relacionado en grados con el ángulo de disprado \alpha por:
\beta = 180 – \alpha
Ángulo de traslado \mu: El tiempo de duración de la conmutación entre dos válvulas expresadas en grados eléctricos.
Ángulo de extinción \gamma: El tiempo expresado en grados eléctricos medido desde el término en la conducción de corriente de una válvula hasta el próximo cruce por cero del voltaje de conmutación idealizado. \gamma depende del ángulo de avance \beta y del ángulo de traslapo \mu según la siguiente ecuación
\gamma = \beta – \mu
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Las principales consideraciones medioambientales que se deben tener en cuenta al instalar un sistema de transmisión HVDC, además del impacto visual, están relacionadas con el campo electromagnético y el efecto corona. El campo eléctrico continua encontrado en los alrededores de las líneas de alta tensión, es producida generalmente por las cargas eléctricas en los conductores y, para el caso de las líneas aéreas de HVDC, por las cargas producidas al ionizarse el aire que rodea el conductor. El campo magnético continuo es producido por la corrienet continua que circula a través de las líneas de transmisión. La ionización del aire se produce en las líneas HVDC forma nubes las cuales pueden desplazarse con el efecto del viento y llegar a estar en contacto con personas, animales y plantas que se encuentren lejos de la franja de servidumbre. El efecto corona puede producir interferencias de radiofrecuencia, ruido audible y generación de ozono.
Las líneas de transmisión HVDC se caracterizan por:
- Para una misma transmisión de potencia, un sistema de transmisión HVDC requiere una menor necesidad de franja de servidumbre y torres más esbeltas ya que, a diferencia de lo ocurrido por HVAC, en corriente continua se requieren un menor número de líneas (generalmente 2 conductores) y por lo tanto, se necesita una menor resistencia mecánica en las torres. en las siguientes figuras se puede ver una comparación entre el tamaño y la franja de servidumbre de las torres utilizadas en HVAC y en HVDC
- El campo magnético constante en los alrededores de la línea de transmisión es muy semejante al campo magnético producido en su forma natural por la Tierra. Por esta razón, es muy improble que esta pequeña contribución de las líneas de transmisión HVDC al campo magnético de la Tierra puede ser preocupante de alguna forma.
- Al igual que en el caso del campo magnético, el campo eléctrico estátito experimentdo debajo de las líneas hasta la franja de servidumbre no presenta efecto biológicos negativos. En la actualidad, no existe teoría o mecanismos que puedan verificar si los niveles de campo eléctrico producidos por las líneas HVDC tengan efectos negativos en la salud humana.
- El efecto corona de las líneas de transmisión producen una pequeña contribución de ozono, la cual es del mismo orden de magnitud que el generado por procesos naturales.
- En instalaciones monopolares con retorno por tierra, el campo magnético puede modificar la lectura de una brújula en las proximidades de la línea, lo cual se puede solucionar instalando un retorno metálico. Por otra parte, un retorno por tierra pueden inducir una corriente en tubierías o conductores metálicos que se encuentren cerca de las estaciones de conversión, lo cual puede producir la oxidación o corrosión de estos elementos. Esto último es la principal razón por la cual el retorno por tierra puede estar restringida a solamenta algunas horas de uso.
Dr. Jorge Luis Mírez Tarrillo
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Los costos de las instalaciones son en general las variables más importantes a la hora de escoger una tecnología u otra. Para esto, es usual tomar en cuenta los costos director de una instalación (línea, estaciones conversoras, transformadores, etc) y los costos indirectos (pérdidas capitalizadas de la línea). En general, en los sistemas HVDC los costos directos son mayores a los costos que se incurren en HVAC, en especial los costos de las estaciones conversoras y los transformadores. Esto se ve compensado con los menores costos de la tecnología HVDC en las líenas de transmisión (líneas y las torres) y en las pérdidas capitalizadas.
Se puede apreciar en la figura mostrada que existe una distancia mínima donde comienza a ser económicamente conveniente utilizar un sistemas de transmisión HVDC, esto debido, principalmente, a que más allá de esta distancia las pérdidas producidas en corriente alterna comienzan a ser importantes, con un valor aprocimado del 50% del costo total del sistema de transmisión. Para líneas aéreas, la distancia de quiebre va en el rango de 500 a 800 km, lo que depende de varios factores como, por ejemplo, los costos específicos de los distintos componentes del sistema, tasas de interés de cada proyecto, costos de las pérdidas, costos de la franja de servidumbre, etc. En el caso de cables la distancia es de 40 km o más.
Debo acotar que con el desarrollo de tecnologías en electrónica de potencia, estas distancias se van cada vez más reduciendo, no sólo por la cuestión económica sino las otras ventajas que tienen las HVDC
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- Los parámetros capacitivos e inductivos de las líneas y cables en una transmisión AC establecen límites en cuanto al largo del enlace o en la capacidad de transmisión que pueda tener. Estas limitaciones son particularmente importante al utilizar cables si es que se desea un sistema de transmisión subterráneo o bajo el mar, esto debido a que los cables son en general fuente de reactivos, lo que se acrecienta al aumentar su largo o el voltaje del sistema. Por el contrario, en la tecnología HVDC no existen tales limitaciones ya que estos sistemas no se encuentran afectados por la inductancia o capacitancia de las líneas o cables.
- Un sistema HVDC permite la conexión entre dos sistemas de distinta frecuencia (o fase) o redes diferentes, las cuales estan no sincronizadas por distintos motivos. Esto es imposible de realizar utilizando la transmisión clásica en corriente alterna debido, po ejemplo, a la inestabilidad que se produciría en los sistemas, a niveles de cortocircuito muy elevados o a que se podrían producir flujos de potencia no deseados.
- La tecnología HVDC entrega una gran ventaja con respecto a la HVAC en cuanto a la posibilidad de poder controlar rápida y de forma seguda la potencia reactiva entregada a un sistema.
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Good day. My full name is Jorge Luis MIREZ TARRILLO.
I am Peruvian and live in Lima, capital of Perú in South America.I am Mechanical Electrical Engineering, MSc Physics and Dr. Physics (title doctoral thesis: Control, Optimization, and Management of Microgrid Current Direct)
Too, actually job as Principal Professor in Faculty of Oil, Gas and Petrochemical Engineering of Universidad Nacional de Ingeniería (National University of Engineering) in Lima – PERU (Courses: Modern Physics, Differential Equations and Research's Methodology)
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