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COMISION INTER AMERICANA DE ENERGIA NUCLEAR Y 
COMISION NACIONAL DE ENERGIA ATOMICA DE LA REPUBLICA ARGENTINA
CURSO LATINOAMERICANO DE INGENIERIA NUCLEAR 
ORIENTADO A LA CAPACITACION BASICA PARA LA 
IMPLEMENTACION DE PROGRAMAS NUCLEOELECTRICOS
C. N. IJ. . B ib lio te ca I
AHCHIVO Pl'Bl.i/'ACiCf-Ts" CNEA AC-76/78NO
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A.NJ
ASPECTOS RELATIVOS AL MODULO DE POTENCIA 
CARACTERISTICAS DE LA RED E IMPACTO DE LA 
CENTRAL EN ESTUDIO SOBRE LA MISMA
Prof.: ING. HECTOR GOLAN
BUENOS AIRES - ARGENTINA 
OCTUBRE - 1978
1
ASPECTOS RELATIVOS AL MODULO DE POTENCIA, 
CARACTERISTICAS DE LA RED E IMPACTO DE LA 
CENTRAL EN ESTUDIO, SOBRE LA MISMA.
1.- INTRODUCCION
Como puede verse en el diagrama de la figura 1 (1) la ten­
dencia mundial en cuanto a la instalación e incremento del 
tamaño de las Centrales Nucleares, ha sido de rápido aseen 
so. Asi se ve que, cuando hacia mediados-fines de la deca­
da del 60, las potencias de las unidades mayores que entra 
ban en operación oscilaban entre los 300 y 650 MWe, ya a 
mediados de la decada siguiente, estos valores eran lar­
gamente superados y las potencias alcanzaban valores de 
1.200 a 1.300 MWe (con un término medio del orden de los 
850 a 900 MWe). Evidentemente este incremento de las poten 
cias estaba fundamentado en el imperativo de reducir los 
costos de generación del KWh. -Fig. 2 (2)-
A partir del momento en que se alcanzan aquellos valores, 
1.200-1.300 MWe, se observa una estabilización de las po­
tencias atribuida a la necesaria standardización, segundo 
componente de decisiva influencia sobre los costos.
El efecto de decrecimiento de los costos de instalación de 
las centrales térmicas con el incremento de la capacidad 
instalada es particularmente importante en las Centrales 
Nucleares, donde el impacto de las regulaciones relativas 
a la seguridad de la planta es considerable, y en donde, la 
relación con la potencia entregada por la Central es, rela_ 
tivamente, pequeña. -Fig. 3 (3)- Por lo tanto, los costos 
especificos (USS/KW) de las Centrales Nucleares, para po­
tencias instaladas en aumento, decrecen más pronunciadamen 
te que en el caso de las plantas convencionales.
Todo lo señalado hasta aqui, es lo que condujo a que, a 
partir de mediados de la década del 70, las potencias ins­
taladas en Centrales Nucleares lo sean en módulos iguales 
o superiores a 600 MWe. Cabe en este momento la pregunta:
2
la red a cual se va a conectar tal unidad generadora ¿Admi­
te la inclusión de la misma?. Pregunta que resulta válida 
para condiciones normales o de perturbación del sistema e- 
léctrico.
La contestación a la pregunta del párrafo anterior vendrá 
dada por estudios que tengan en cuenta diferentes aspectos, 
tales como: flujos de carga (demanda máxima y minima) condi 
ciones de la tensión y la frecuencia en condiciones de ope­
ración normales y de perturbación del sistema, estabilidad 
estática y dinámica.
Esta charla solo pretende dar un panorama general sobre los 
diferentes aspectos vinculados al tema.
2.- RELACION ENTRE LA CENTRAL Y LA RED BAJO CONDICIONES NORMA­
LES DE OPERACION
2.1.- Demanda y potencia requerida a la Central
Uno de los aspectos que ejerce influencia sobre el mó 
dulo económico es el costo de capital (intereses). Es 
verdad que una central de mayor potencia es menos eos 
tosa (U$S/KW)¡ sin embargo su capacidad ociosa puede 
ser mayor, por lo que, en consecuencia, puede condu­
cir a un mayor costo final del KWh.
Asi normalmente una central nuclear está destinada a 
cubrir la parte inferior del diagrama de cargas de un 
sistema (figura 4), pero la evolución de la carga pue 
de ser tal que exija la realización de ciclos, depen­
diendo de las características del sistema (red, carga, 
máquinas instaladas) la amplitud y duración del mis­
mo. Según las particulares condiciones del sistema eŝ 
tos ciclos de carga pueden ser necesarios sólo en 
días excepcionales, fines de semana o finalmente dia­
rios, lo que debe ser tenido en cuenta, ya que puede 
verse afectado el factor de disponibilidad (L.F.) y 
como decimos en el primer párrafo, con ello el costo 
final de KWh. Así yendo al caso de Atucha, se mencio­
nó en otro lugar que, originariamente la Central se 
había diseñado para la realización de ciclos diarios 
y que actualmente sólo realiza en forma casi excepcio 
nal. En los primeros tiempos de operación, sin embar­
go, debió realizar ciclos en determinados fines de se 
mana, estando presente en dichos momentos el criterio 
de no superar con la mayor máquina en operación del 
sistema el 30% de la potencia rotante en cada instan­
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- 3 -
2.2.- Detenciones programadas
Todas las centrales, deben ser sometidas a inspeccio­
nes regulares y mantenimiento con un cierto ritmo, 
en la mayoría de los casos una vez por año. Las Cen­
trales de agua liviana deben ser detenidas para la re 
carga de combustible por periodos de tiempo que osci­
lan en las tres semanas.
Durante estas detenciones las otras plantas del siste 
ma deben cubrir las necesidades de éste, y lo que es 
sumamente deseable, con la suficiente reserva todavía 
disponible para cubrir eventuales perturbaciones de 
servicio.
En Argentina, como regla general estas detenciones se 
producen en los meses de verano, los que, normalmente, 
tienen menores exigencias de potencia. -Figura 5-
Finalmente cabe decir que, la mayoría de las inspeccio 
nes en una Central se llevan a cabo durante esta de­
tención. De aquellas puede surgir la necesidad de re­
paraciones que obliguen a extender el tiempo de deten­
ción. Una buena planificación debería tomar en cuenta 
esta posibilidad.
2.3*- Potencia de arranque
Así como sucede en otras plantas térmicas, las Centra­
les nucleares requieren una cierta potencia para sus 
servicios propios, la que tiene que ser suministrada 
por una red suficientemente eficiente (es decir, con 
suficiente potencia de cortocircuito) para permitir el 
arranque de grandes motores. Así para el arranque de 
los motores de las bombas de refrigeración principal 
del reactor de una central de 600 MWe, dos circuitos 
(lo que implica un motor de alrededor de 7-500 KW) es 
necesario disponer en el lado de alta tensión del 
transformador de alimentación, admitiendo una caída 
de tensión del 20% durante el arranque, de una poten­
cia de cortocircuito del orden de los 2 GVA. En siste­
mas débiles estos valores pueden no ser alcanzados, 
por lo que debe recurrirse a, sistemas de arranque o 
accionamiento diferentes, los que siempre imponen mayo 
res erogaciones.
3.- RELACION ENTRE LA CENTRAL Y LA RED BAJO CONDICIONES NO PR0-
GRAMADAS
Adicionalmente a las detenciones programadas, detenciones no
- 4 -
programadas pueden ocurrir, originadas o como consecuencia 
de perturbaciones. En tal caso parte de la potencia que ali­
mentaba la red se pierde.
Las condiciones luego de una perturbación de esta índole pue 
den ser consideradas bajo los siguientes puntos:
- Condiciones estables de funcionamiento
- Condiciones transitorias
- Condiciones del voltaje en el sistema
3.1.- Condiciones estables de funcionamiento (luego de la fa 
lia de una central generadora)
Si una máquina se pierde, la potencia total a disposi­
ción del sistema se reduce. La frecuencia decrece (Fig.
6).
Si la potencia recibida por el sistema se reduce la 
frecuencia se reduce proporcionalmente de acuerdo con 
la característica de regulación del sistema. Admitien­
do que no se actúa sobre ninguno de los valores de re­
ferencia de los reguladores de las turbinas restantes, 
se alcanzará una nueva frecuencia fl, menor que la an­
terior Fo. Los reguladores de las otras turbinas, sin 
embargo detectan una reducción de velocidad (frecuen­
cia) y aumentan la entrada de vapor: la potencia entre 
gada aumenta. Para asegurar la distribución de cargas 
durante la operación en paralelo la característica de 
los reguladores es de distribución proporcional, ésto 
significa que la frecuencia decrece a medida que la po 
tencia se incrementa. Luego de transcurrido un cierto 
transitorio se alcanza una frecuenciaf2* Esto es cono 
cido bajo el nombre de regulación primaria. Ajustando 
el valor de referencia de los reguladores según las 
instrucciones del despachante de cargas, la frecuencia 
puede ser aumentada nuevamente hasta alcanzar el valor 
fo, con la potencia alcanzada el valor anterior al de 
la perturbación (regulación secundaria). Esto presupo­
ne que las turbinas de las otras plantas no se encon­
traban al máximo de potencia antes de produpida la per 
turbación, con lo cual podrán contribuir a solventar 
la carencia de potencia causada por la máquina que sa­
lió de servicio. Por ello es aconsejable que las turbi 
ñas sean operadas de manera tal que la diferencia en­
tre la potencia demandada y la posible disponible en 
máquinas la iguala la potencia de la mayor de las má­
quinas en servicio (potencia de reserva rotante).
3.2.- Falta de capacidad generadora
Si un turbogrupo sale de servicio y las restantes uni­
dades generadoras no son capaces de suministrar la ma-
- 5 -
yor potencia requerida, la frecuencia de la red per­
manece por debajo del valor requerido. Esta situación 
debe ser debidamente contemplada a fin de evitar even 
tuales daños a los equipos, o la estabilidad del sis­
tema. En otras palabras, en este caso debe recurrirse 
a cortes de la carga ("load shedding").
Normalmente se sugiere (4) que, durante los primeros 
5 a 7 segundos del transiente que tiene lugar luego 
de la pérdida repentina de generación, la frecuencia 
no caiga más allá de un 3#• Para ello se recurre a la 
desconexión automática de la carga mediante relés de 
frecuencia instalados en diferentes puntos del siste­
ma. Según la fuente ya citada (4) cortes automáticos 
de carga del orden del 4-5# pueden ser considerados 
suaves, del 8-10# moderados, y en el rango del 12-15# 
son considerados severos.
Sin embargo, en sistemas débiles, muchas veces, con 
el obj’eto de mantener en servicio las unidades res 
tantes, debe recubrirse a cortes de mayor magnitud 
que los indicados.
Tomando como ejemplo el sistema interconectado argen­
tino cuya programación de cortes puede verse en la 
Fig. 7, puede mencionarse que el porcentaje de corte 
actual es del 34# (en seis etapas) referido a la máxi^ 
ma demanda. Cada una de las empresas integrantes del 
sistema interconectado participan en estos cortes de 
acuerdo con sus respectivas demandas. Este programa 
de cortes esta fundamentado en un estudio sobre el 
comportamiento de la frecuencia con condiciones de 
perturbación del sistema, desarrollado con la colabo­
ración de las distintas Empresas integrantes del sis­
tema. Si se alcanza la frecuencia limite de 48 Hz,
(4# de caida) las interconexiones entre empresas se 
abren, y los diferentes subsistemas y centrales co­
mienzan a generar "en isla".
3.3.- Condiciones de voltaje
Este punto debe ser tenido especialmente en cuenta en 
sistemas muy extendidos, con largas lineas de transmi 
sión (lo que supone altas tensiones de transmisión). 
La operación de tales sistemas en condiciones norma­
les no ofrece mayores dificultades; sin embargo en 
condiciones de perturbación (por la salida de servi­
cio de alguna de las unidades generadoras) aún cuando 
la potencia activa necesaria para cubrir el defecto,
- 6 -
se encuentre disponible, puede resultar imposible trans 
mitir ésta, a raíz de carencia de la necesaria potencia 
reactiva. Esta condición impone la necesidad de que las 
líneas se encuentren perfectamente compensadas, o que 
la corriente reactiva necesaria sea generada por las u- 
nidades cercanas a la carga. Si ésto no es posible sin 
sobrecargar los generadores, se impone el seccionamien- 
to de la carga, a riesgo de los generadores sean separa 
dos de la red por sus equipos de protección. El resulta^ 
do es un corte (más o menos pronunciado) de la carga, 
pese a tenerse disponible suficiente potencia activa.
3.4.- Condiciones transitorias
La falla de una gran unidad generadora (o de la línea 
de transmisión asociada a la mayor capacidad de genera­
ción) es la mayor variación de carga posible en un sis­
tema de potencia. En este caso el sistema y las otras 
plantas generadoras no se ajustan instantáneamente al 
nuevo valor, de frecuencia, sino que lo exceden con lar 
gura (en casos hasta cerca del doble del valor) y osci­
lan alrededor* del valor de equilibrio. La frecuencia de 
la oscilación es función del momento de inercia y del 
momento eléctrico sincronizante. Este último depende no 
solamente de los generadores, sino que también de las 
líneas. Cada turbogrupo tiene en consecuencia una fre­
cuencia de oscilación asociada diferente a la del siste 
ma. De acuerdo con las condiciones del sistema estas os 
cilaciones se amortiguan y luego decaen (en el término 
del minuto) o se incrementan lo que conduce a la "rotu­
ra" del sistema. Este tipo de oscilaciones no amortigua 
das no pueden ser excluidas "a priori" y deben ser fru­
to de cuidadosos estudios.
4.- CONCLUSIONES
Teniendo en cuenta las consideraciones efectuadas hasta aquí, 
los siguientes pasos deben ser llenados al planear la intro­
ducción de una central nuclear a un sistema eléctrico ya exifi} 
tente.
4.1.- Determinación del módulo económico, de acuerdo al crecí 
miento de la demanda, teniendo en cuenta las condicio­
nes de operación normal de la central. (Ciclos de car­
ga, períodos de mantenimiento, pendiente de toma de car 
ga, etc.).
4.2.- Verificación de la disponibilidad de la potencia nece­
- 7 -
saria para el arranque de la Central, aún en casos de 
perturbación (el no llenado de esta condición implica 
en muchos casos la necesidad de recurir a la genera­
ción de emergencia).
4.3.- Verificación de la capacidad de transmisión del siste 
ma para todos los casos posibles de perturbación de 
la Central, y del sistema, para asegurar la transmi­
sión en condiciones estables de funcionamiento.
Ref.: (1) IAEA Operating Experience with Nuclear Power Stations
(2) KWU Datos técnicos y conceptos -1978-
(3) KWU Idem anterior
(4) IAEA Power system Techical Limitations
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