En este artículo mostraremos un resumen de los valores típicos de clasificación de endurancia en los diferentes dispositivos de seccionamiento de Celdas de Media Tensión, acorde con el Estándar IEC 62271-103 y a los catálogos de los mayores fabricantes de estos equipos a nivel mundial.

Clasificación de Endurancia en Interruptores de Potencia

Los conceptos de «endurancia eléctrica normal» y «endurancia eléctrica extendida» se definen a través de los reportes de las pruebas tipo de cortocircuito. En este sentido, el número de operaciones de conexión y desconexión (cierre y apertura) que se utilizan para clasificar a los interruptores de potencia son los siguientes:

Endurancia Mecánica

• Clase M1: el interruptor tiene capacidad mecánica de 2,000 ciclos de operación (cierre y apertura). Esta es la endurancia mecánica normal.

• Clase M2: el interruptor tiene capacidad mecánica de 10,000 ciclos de operación (cierre y apertura). Esta es la clasificación de endurancia mecánica extendida con bajos requerimientos de mantenimiento. Se utiliza principalmente en instalaciones relacionadas a transferencias automáticas con Generadores Diesel de Emergencia.

Endurancia Eléctrica

• Clase E1: el interruptor tiene endurancia eléctrica para soportar la operación de apertura y cierre con una corriente equivalente a 10 veces la corriente de carga nominal, y 2 veces la corriente de cortocircuito nominal. Esta es la clase de endurancia eléctrica más común.

• Clase E2: el interruptor tiene endurancia eléctrica para soportar la operación de apertura y cierre con una corriente equivalente a 30 veces la corriente de carga nominal, y 3 veces la corriente de cortocircuito. Esta clasificación es recomendada para interruptores con recierre automático.

Otras Clasificaciones

• Clase C1: es la endurancia recomendada para apertura y cierre poco frecuente en líneas de transmisión y cables.

• Clase C2: es la endurancia recomendada para bancos de capacitores y para operaciones frecuentes de apertura y cierre en líneas de transmisión y cables.

• Clase S1: es la endurancia recomendada para interruptores de potencia utilizados en sistemas de distribución con cables subterráneos.

• Clase S2: es la endurancia recomendada para interruptores de potencia utilizados en sistemas de distribución con cables subterráneos con conexión directa a líneas aéreas.

Sin embargo, en términos generales, los interruptores de potencia de vacío modernos generalmente pueden hacer las operaciones de cierre y apertura de la corriente normal nominal hasta el número de ciclos de funcionamiento mecánico, sin dañarse ni disminuir su vida útil.

Por otra parte, la velocidad de conmutación no es un criterio de selección determinante, ya que los interruptores de potencia siempre se utilizan cuando se requiere capacidad de corte de cortocircuito para proteger el equipo.

Clasificación de Endurancia en Desconectores

Los desconectores son utilizados para operar sin presencia de corriente, por lo tanto no tienen clasificación de endurancia eléctrica (E), sino que sólo tienen clasificación de endurancia mecánica (M).

En otras palabras, las clases de desconectores solo se especifican para el número de ciclos de funcionamiento mecánico, como se muestra a continuación.

• Clase M0: significa que el equipo resiste 1,000 ciclos de operación (apertura, cierre) para requerimientos generales.

• Clase M1: significa que el equipo resiste 2,000 ciclos de operación (apertura, cierre). Esta es una clasificación de endurancia mecánica extendida.

• Clase M2: significa que el equipo resiste 10,000 ciclos de operación (apertura, cierre). Esta es una clasificación de endurancia mecánica extendida.

Clasificación de Endurancia del Seccionador de Puesta a Tierra

Para los seccionadores de puesta a tierra la norma no especifica la frecuencia con la que pueden accionarse de forma puramente mecánica. Por lo tanto, no hay clasificación de endurancia mecánica (M) para este tipo de seccionador.

Sin embargo, en cuanto a la endurancia eléctrica (E) están clasificados de la siguiente manera para designar la capacidad de apertura de cortocircuito (conmutación de puesta a tierra con voltaje aplicado).

• Clase E0: el seccionador de puesta a tierra no tiene capacidad de resistir la operación bajo corriente de cortocircuito. Esta clasificación corresponde a un seccionador de puesta a tierra normal de uso general.

• Clase E1: el seccionador de puesta a tierra puede soportar 2 veces la corriente de cortocircuito, para aplicaciones de uso general.

• Clase E2: el seccionador de puesta a tierra puede soportar 5 veces la corriente de cortocircuito. Esta clasificación corresponde a un seccionador de puesta a tierra de alta velocidad.

Clasificación de Endurancia en Seccionadores de Uso General

Los seccionadores de uso general (general-purpose switches) deben ser capaces de interrumpir diferentes tipos de corrientes de operación. Por ejemplo: corrientes de carga, corrientes de anillo, corrientes de transformadores descargados, corrientes de carga de cables descargados y líneas aéreas.

Por otra parte, los interruptores de uso general que están destinados a ser utilizados en sistemas con neutro aislado o con compensación de falla a tierra, también deben poder conmutar en condiciones de falla a tierra.

Esta versatilidad se refleja en las especificaciones muy exactas de las clases de endurancia eléctrica (E).

Endurancia de Seccionadores en SF6

Los seccionadores en SF6 (SF6 switches) son apropiados cuando la frecuencia de conmutación requerida no es más de una vez al mes. Estos seccionadores generalmente se clasifican como E3 con respecto a su resistencia eléctrica.

Endurancia de Seccionadores de Corte en Aire

Los seccionadores de corte en aire (air-break switches) son recomendados cuando la frecuencia de conmutación no es más de una vez al año. Estos seccionadores son más simples y generalmente pertenecen a la clase E1, aunque también hay versiones E2 disponibles.

Endurancia de Seccionadores al Vacío

La capacidad de conmutación de los seccionadores al vacío (vacuum switches) es significativamente mayor que la de las clases M2/E3. Por lo que se utilizan para instalaciones especiales. Principalmente en sistemas de suministro de energía industriales, o cuando la frecuencia de conmutación es de al menos una vez a la semana.

Endurancia de Contactores

Los contactores de uso común hoy en día tienen una endurancia mecánica y eléctrica en el rango de 250,000 a 1,000,000 ciclos de operación. Por lo tanto, los contactores se utilizan cuando las operaciones de conmutación se realizan con mucha frecuencia, por ejemplo, más de una vez por hora.

Por otra parte, con respecto a las aplicaciones de condensadores, el estándar IEC 62271-106 introdujo clases para la ruptura de corriente capacitiva. De modo que, si se utilizan contactores para baterías de condensadores, se recomienda instalar únicamente contactores de clase C2.

Conclusiones

La clasificación de endurancia de los dispositivos de seccionamiento de las Celdas de Media Tensión pueden afectar el costo de fabricación y la vida útil de los equipos una vez que entren en operación. Por lo tanto, es imprescindible que los Ingenieros de Proyectos puedan definir correctamente las clasificaciones de endurancia en la etapa de diseño. De modo que, el presupuesto de compra sea coherente con los requerimientos del proyecto, y que la vida útil de la Celda de Media Tensión no se vea reducida o perjudicada por operar bajo condiciones más robustas que las que de definieron en el momento de la compra y fabricación.

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Medium-voltage switchgear | Eaton

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El objetivo principal de los protocolos de comunicación es lograr la automatización de la subestación eléctrica en diferentes niveles, como los que se describen a continuación.

El primer nivel se llama Nivel de Proceso y se encarga de entregar señales analógicas y digitales de los equipos primarios, es decir, de los «equipos de patio» de la subestación (transformadores, interruptores, entre otros).

El segundo nivel se llama Nivel de Bahía, este es el nivel que recibe todas las señales del Nivel de Proceso a través de cableado de cobre (en subestaciones convencionales). Sin embargo, la nueva tecnología de «bus de proceso» permite sustituir este cableado de cobre por la comunicación en red utilizando fibra óptica. En este sentido, en el nivel de bahía se conectan las señales de campo a los dispositivos de protección y de bahía, y se procesan.

El tercer nivel se llama Nivel de Estación, que representa el nivel central con la automatización, operación y monitoreo de la subestación eléctrica. Este es el nivel que realiza la conexión con el Nivel de Control (cuarto nivel) de la red central de la región o del sistema eléctrico interconectado.

A continuación, describiremos los protocolos de comunicación de subestaciones eléctricas más relevantes.

IEC 61850. Protocolo Ethernet

El protocolo Ethernet IEC 61850 es una interfaz de comunicación en los relés de protecciones que influye en el funcionamiento eficiente y económico de las subestaciones y las redes. Hoy en día es uno de los protocolos de subestaciones más utilizados a nivel mundial.

Comunicación Cliente-Servidor IEC 61850-8-1

El protocolo IEC 61850-8-1 permite que los mensajes y los valores medidos se puedan transmitir a través de la comunicación cliente-servidor en informes estáticos y dinámicos a un máximo de 6 clientes (controladores de subestación). Este es uno de los protocolos de subestaciones más efectivo para permitir la interoperabilidad de relés de protecciones y demás dispositivos electrónicos inteligentes de varias marcas dentro de la misma subestación.

Los informes dinámicos son creados y leídos por el cliente sin restablecer los parámetros del dispositivo (relé de protección). Mientras que, los informes estáticos se crean a través del configurador del sistema IEC 61850 y se guardan permanentemente en el dispositivo como listas de indicaciones. Los registros de fallas también se pueden recuperar en formato binario COMTRADE.

En este caso, el cliente dispone de amplias funciones de control, como la conmutación segura de un interruptor de potencia. Además, los parámetros de configuración del relé de protección se pueden leer y cambiar a través del protocolo IEC 61850. También, los dispositivos pueden integrarse sin dificultad en Smart Grids interoperables.

Con este protocolo es posible cambiar la configuración de los parámetros del relé de protección durante el funcionamiento a través del equipo controlador de la subestación para adaptar los parámetros de configuración seleccionados a las condiciones de funcionamiento actuales. Las soluciones redundantes se pueden realizar con 2 módulos Ethernet.

GOOSE (IEC 61850-8-1)

GOOSE consiste en la transmisión de mensajes y valores medidos directamente entre Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) como Relés de Protecciones y Controladores de Bahía, tanto para una sola subestación como para diferentes subestaciones. Y, se ha establecido como el estándar mundial para la comunicación cruzada.

En cuanto a los datos, la información intercambiada se describe a través de datos SCL conformes al estándar que se definen en la edición 2 de IEC 61850. Para el propio intercambio se utilizan conexiones de red IP de alto rendimiento o conexiones de red Ethernet. Aunque, el intercambio también se puede realizar a través de un módulo Ethernet que solo se utilice para este propósito.

Lo más importante es que la información de tiempo crítico que requiere transmisión en unos pocos milisegundos se puede intercambiar a través de mensajes GOOSE, reemplazando la transmisión a través de contactos y entradas binarias.

Por ejemplo, las señales de protección requieren tiempos de transmisión de menos de 10 milisegundos, mientras que las posiciones de los interruptores y los bloqueos necesitan menos de 20 milisegundos. Y, los valores medidos se transmiten en menos de 100 milisegundos. Las aplicaciones GOOSE necesarias para ellos se generan en el configurador del sistema y son intercambiadas por los dispositivos a través de mensajes GOOSE de alto rendimiento.

Los destinatarios de los mensajes GOOSE pueden supervisar constantemente la recepción de mensajes y los valores medidos para detectar fallos de conexión. La condición de los mensajes fallidos se actualiza automáticamente en el lado del destinatario, lo que garantiza una condición segura. Esto permite una supervisión constante y de alta calidad de la comunicación GOOSE.

Los mensajes GOOSE enviados durante la operación de prueba de un dispositivo se ignoran en los destinatarios, si estos están en funcionamiento normal. Un dispositivo se puede probar sin tener que desconectarlo de la red de comunicación.

Bus de Proceso IEC 61850-9-2 (Process Bus)

Este protocolo se utiliza en las subestaciones digitales, es decir, que en el «nivel de proceso» se utiliza fibra óptica, en vez de cobre, para llevar los valores medidos de los equipos de patio hacia el «nivel de bahía», donde están ubicados los relés de protecciones eléctricas.

En otras palabras, el bus de proceso mide la corriente y el voltaje en un dispositivo MU (Merging Unit) ubicado junto a los equipos de patio de la subestación. Los valores medidos se digitalizan en la Merging Unit y se transportan a los Relés de Protección a través de conexiones Ethernet ópticas con la ayuda del protocolo de comunicación IEC 61850-9-2.

En este caso, los relés de protección ya no funcionan con valores analógicos, sino que utilizan directamente los valores medidos digitalizados del flujo de datos de valores muestreados (sampled values). Las Merging Units (MU) se deben colocar muy cerca de los transformadores de corriente y de voltaje para minimizar el trabajo de cableado.

Con el bus de proceso IEC 61850-9-2 el flujo de datos de los valores muestreados (sampled values) generados por las Merging Units puede transmitirse a uno o varios relés de protección.

IEC 60870-5-101. Protocolo Serial

El protocolo serial IEC 60870-5-101 es un estándar oficial de comunicación de telecontrol y ha sido utilizado ampliamente como protocolo de transmisión entre subestaciones y sistemas de control de red.

IEC 60870-5-103. Protocolo Serial

Este protocolo serial se transmite a través de RS485 o una interfaz óptica de 820 nm. Desarrollado inicialmente como un estándar de comunicación para la transmisión de mensajes de sistemas de protección digital. Ahora, este protocolo se utiliza para transmitir comandos y mensajes de control, además de mensajes de protección y registros de fallas.

Estos comandos y mensajes adicionales se transportan en la «área privada del protocolo» y se documentan en función del dispositivo. También, es posible leer o modificar los valores de configuración en los dispositivos utilizando los servicios genéricos del protocolo.

IEC 60870-5-104. Protocolo Ethernet

El protocolo Ethernet IEC 60870-5-104 se trata de uno de los protocolos generales de transmisión entre subestaciones y sistemas de control de red, y facilita la comunicación a través de redes (LAN y WAN). En este caso, las indicaciones y valores medidos se pueden transmitir a uno o dos dispositivos maestros. También se admite la transferencia de archivos IEC 104 y los registros de fallas se pueden leer desde el dispositivo en el formato COMTRADE.

Además, en la dirección de comando, es posible la conmutación segura de los objetos de conmutación a través del protocolo. Y, la sincronización de tiempo se puede admitir a través del maestro IEC 60870-104 o vía SNTP a través de la red. Incluso, se admiten servidores de tiempo redundantes.

DNP3 Serial / NDP3 TCP (Protocolo Ethernet)

El protocolo serial DNP3 (Distributed Network Protocol) se soporta a través de la interfaz RS485 o a través de una interfaz óptica de 820 nm, y como variante TCP (Transmission Control Protocol) basada en Ethernet a través del módulo Ethernet eléctrico y óptico.

Con el protocolo DNP3 se pueden enrutar y transferir tanto la información sobre un dispositivo, así como los registros de fallas del dispositivo. Mientras que, los comandos de conmutación se pueden ejecutar en la dirección de control.

Modbus RTU (Protocolo Serial) / Modbus TCP (Protocolo Ethernet)

El protocolo de comunicación Modbus TCP es compatible con el módulo Ethernet eléctrico u óptico.

Modbus TCP y Modbus RTU son muy similares, con Modbus TCP que utiliza paquetes TCP/IP (Transmission Control Protocol / Internet Protocol) para la transferencia de datos, se puede utilizar para transmitir indicaciones y valores medidos a uno o dos maestros. Los switchgears se pueden conmutar con direcciones de comando a través de este protocolo.

IEEE C37.118 Sincrofasores (Protocolo Ethernet)

Hoy en día, los relés de protecciones numéricos calculan opcionalmente sincrofasores y funcionan como una Unidad de Medición de Fasores (PMU: Phasor Measurement Unit).

Estos valores medidos, se sincronizan en grandes áreas geográficas a través de un segundo pulso de alta precisión, permiten evaluar la estabilidad del sistema eléctrico.

Estos valores se transfieren a través de una red Ethernet con el protocolo IEEE C37.118 a un concentrador de datos. La transferencia se realiza a través de un módulo Ethernet óptico o eléctrico.

Otros Protocolos de Subestaciones Basados en Ethernet

Protocolo RSTP (Rapid Spanning Tree Protocol)

Significa «Protocolo de árbol de expansión rápida» y es un método de redundancia estandarizado en IEEE-801.1D con un tiempo de reacción corto. Los tiempos de reconfiguración dependen de la topología y comienzan a partir de 50 milisegundos aproximadamente.

Este protocolo admite módulos Ethernet eléctricos y ópticos en la configuración de estructuras de anillos redundantes en Ethernet.

Protocolo HSR (High-Availability Seamless Redundancy Protocol)

El protocolo HSR es un protocolo de redundancia según la norma IEC 62439-3 que se basa en la transmisión simultánea de tramas de mensajes a través de redes de topología de anillo en ambas direcciones (transmisión doble).

De modo que, si falla un lado del anillo de red, la transmisión de la trama de mensajes está garantizada por el otro lado del anillo, sin ninguna demora. Es decir, no es necesario ningún tiempo de reconfiguración, ni de reaprendizaje de las rutas de comunicación de la red, como sería el caso de la mayoría de los otros protocolos de redundancia.

Este es uno de los protocolos de redundancia más utilizados en las subestaciones eléctricas debido a su simplicidad y economía. Sin embargo, si la subestación es importante, o forma parte de un punto crítico en el sistema eléctrico, entonces es recomendable utilizar otro protocolo más robusto, como el PRP.

Protocolo PRP (Parallel Redundancy Protocol)

El protocolo de redundancia PRP según la norma IEC 62439-3 se basa en la transmisión doble de tramas de mensajes a través de dos redes separadas.

En redes paralelas la transmisión de datos sin interrupciones es especialmente fiable y de alta disponibilidad. Sin embargo, requiere de mayor inversión económica debido a que se deben duplicar los dispositivos de la arquitectura de comunicación de la subestación.

Sincronización de Tiempo con SNTP

El protocolo SNTP (Simple Network Time Protocol) es uno de los protocolos que sirve para la sincronización horaria de los dispositivos de las subestaciones eléctricas.

Es decir, los dispositivos pueden sondear el tiempo absoluto de 1 o 2 servidores de tiempo a través de un servidor SNTP. En el funcionamiento redundante, se leen ambos servidores y la hora del primer servidor se utiliza para configurar el reloj del dispositivo con una precisión de 1 milisegundo. Si este servidor falla, la sincronización de la hora se realiza a través del segundo servidor. Además de los módulos Ethernet, SNTP también se puede utilizar a través de la interfaz Ethernet integrada.

Sincronización de Tiempo con IEEE 1588

El protocolo IEEE 1588 sirve para una mayor precisión de la sincronización horaria a través de Ethernet. Se puede activar en módulos Ethernet eléctricos u ópticos. Para esto, los componentes de la red, como los switches, deben admitir este protocolo y debe haber servidores de tiempo IEEE 1588 presentes en la red.

Con IEEE 1588, los tiempos de propagación de la señal de los telegramas de sincronización de tiempo en la red Ethernet se miden de modo que los dispositivos terminales reciben información de tiempo que es corregida por el tiempo de propagación de la señal, proporcionando una temporización más precisa que SNTP. En este caso, se admite el perfil de alimentación IEEE 1588 C37.238 y los dispositivos funcionan como relojes ordinarios (terminales) en la red.

Monitoreo de Red SNMP

El protocolo SNMP (Simple Network Management Protocol) se utiliza en los sistemas de gestión de red para monitorear los dispositivos conectados a la red en busca de condiciones que justifiquen la atención administrativa. Consiste en un conjunto de estándares para la gestión de redes, que incluye un protocolo de capa de aplicación, un esquema de base de datos y un conjunto de objetos de datos.

Es decir, los dispositivos de la subestación se pueden integrar en sistemas de supervisión o gestión de red a través del protocolo SNMP. En este caso, se pueden dar a conocer amplias variables de supervisión (como el estado de las interfaces Ethernet o su rendimiento de datos) al sistema de supervisión a través de archivos MIB (Management Information Base). Estas variables se describen en términos específicos de los datos en archivos MIB y pueden ser leídas y supervisadas cíclicamente por el sistema de supervisión.

Sin embargo, no se pueden cambiar valores en el dispositivo a través de SNMP, ya que sólo sirve exclusivamente como interfaz de diagnóstico.

Conclusiones

Existen numerosos protocolos de comunicación para la automatización de las subestaciones eléctricas. Sin embargo, cada protocolo depende del uso de dispositivos con tecnologías particulares y de arquitecturas de comunicación adecuadas para cada caso. Esto va a depender del año en que se construyó la subestación (de la tecnología que había disponible en ese momento) y del presupuesto del proyecto. Algunos protocolos requieren mayor inversión de presupuesto para la tecnología y redundancia de los dispositivos requeridos. Mientras que, para proyectos con bajo presupuesto, se pueden elegir los protocolos y arquitecturas más básicas para lograr los requerimientos mínimos de automatización.

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E-Series relays featuring integrated IEC 61850 with GOOSE messaging

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La mayor parte de las redes de distribución eléctrica se encuentra dentro del rango de «media tensión», también llamado «medio voltaje» en algunos países. Lo que quiere decir es que el lado de alta de los transformadores de distribución ronda entre los 4.16kV y los 69kV, con algunas excepciones. En caso de que exceda estos niveles de tensión, suelen llamarse «transformadores de alta tensión» debido a que requieren exigencias de aislamiento más robustas.

Los transformadores de media tensión modernos se fabrican de acuerdo con muchos estándares, sobre todo por el IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) y la IEC (International Electrotechnical Commission).

Por ejemplo, en los Estados Unidos, las características y la funcionalidad de la mayoría de los transformadores de distribución se encuentran bajo el estándar IEEE C57.12.00 (Standard General Requirements for Liquid-Immmersed Distribution Power and Regulating Transformers). Sin embargo, hay diversos estándares que se aplican a diferentes tipos específicos de transformadores, como los que veremos en este artículo.

1. Transformadores de Media Tensión Tipo Subestación

El transformador tipo subestación es el equipo principal de las subestaciones eléctricas. Estos transformadores se clasifican por su relación de voltaje primario y secundario y su capacidad de transporte de energía.

Por ejemplo, un transformador de subestación de distribución típico tendría un voltaje nominal que ronde entre 15kV hasta 34.5kV en el primario, con una potencia nominal de aproximadamente 5-20 MVA. Mientras que, el voltaje secundario puede rondar desde 15kV hasta 4.16kV, o incluso menos de 600V. Cabe destacar que estos sólo son los valores «típicos» y pueden variar dependiendo del país y de la aplicación.

El diseño de fabricación y la funcionalidad de los transformadores de media tensión tipo subestación están dictados por los estándares IEEE C57.12.00 y C57.12.36. Este tipo de transformadores constan de un núcleo y bobinas sumergidas en aceite en un tanque de acero. El aceite sirve como aislante y como refrigerante para mantener el núcleo a temperaturas de funcionamiento fiables.

Los transformadores de subestación se identifican fácilmente por sus bujes, sus medidores, sus paneles o equipos de monitoreo expuestos, y por lo general están ubicados detrás de una cerca o en un área restringida.

2. Transformador Trifásico Tipo Pedestal (Pad-Mounted)

El transformador trifásico tipo pedestal (three-phase pad-mounted transformer) es un transformador de distribución de energía eléctrica montado en una plataforma de concreto en un gabinete de acero cerrado.

Generalmente, este tipo de transformadores son más pequeños que los de «Tipo Subestación», ya que rondan entre 45kVA y los 5MVA de potencia nominal, aunque también se pueden encontrar de 10MVA.

Los transformadores tipo pedestal (pad-mounted) tienen un diseño constructivo ideado para ser instalados en áreas públicas, sin poner en riesgo la seguridad de los transeúntes. A demás, es resistente a intensiones de operación y/o maniobras indebidas de personas no autorizadas, por lo que no es necesario invertir en la construcción de una cerca o de un perímetro de restricción de acceso.

En este sentido, el diseño y la funcionalidad de este tipo de transformador están dictados por el estándar IEEE C57.12.34, mientras que la característica de resistencia a la manipulación de este transformador está dictada por el estándar IEEE C57.12.28, o C57.12.29 en caso de ser instalados en áreas costeras.

3. Transformador Monofásico Tipo Pedestal (Pad-Mounted)

Los transformadores de media tensión monofásicos tipo pedestal se instalan comúnmente en áreas residenciales y están destinados a la distribución de energía a través de sistemas subterráneos. Estos transformadores suelen tener una potencia nominal de entre 10kVA y 167kVA, o incluso pueden llegar hasta 250kVA. En cuanto a la tensión del primario, pueden llegar hasta 35kV.

Las características y el diseño de los transformadores monofásicos tipo pedestal se pueden encontrar en el estándar IEEE C57.12.38.

4. Transformador Monofásico Montado en Poste (Pole-Mounted)

Los transformadores monofásicos montados en poste, o «Tipo Poste», suelen instalarse en áreas residenciales. Y, también pueden ser comunes para pequeñas empresas que requieren energía trifásica de un banco de transformadores. Las potencias nominales de estos transformadores rondan entre los 5kVA hasta los 500kVA, con voltajes del lado de alta de 35kV línea a línea.

Los bancos de transformadores montados en poste permiten conectar tres unidades monofásicas a un sistema trifásico para distribuirlas a través de líneas aéreas.

Los estilos de conexión de los devanados, los estándares de montaje, el diseño y la funcionalidad generales de este tipo de transformadores se rigen por el estándar IEEE C57.12.20.

5. Transformador Ventilado de Tipo Seco

Los transformadores ventilados de tipo seco (Ventilated Dry-Type Transformers) se enfrían por aire en lugar de ser enfriados por líquido (como el aceite). La caja del transformador está ventilada para permitir que el aire fluya y enfríe las bobinas. Para operaciones al aire libre, un gabinete de transformador de tipo seco generalmente tiene rejillas de ventilación.

Los estándares que rigen los transformadores de tipo seco son IEEE C57.12.01 y C57.12.91, con clasificaciones de 15kVA a 30000kVA y voltajes primarios superiores a 1000V.

Valores Nominales Típicos de los Transformadores de Media Tensión

Los valores nominales de los transformadores se rigen por las especificaciones requeridas por el cliente, o por los estándares internacionales, como el IEEE o el IEC. A continuación, describiremos el significado de los valores nominales típicos de los transformadores fabricados bajo normativa IEEE.

Potencia Nominal (kVA)

La potencia nominal de los transformadores (kVA – kilovoltios-amperios) se utiliza para expresar la capacidad del transformador, porque no todas las cargas de los transformadores son puramente resistivas. El componente resistivo consume potencia que se mide en vatios, mientras que el componente reactivo consume potencia medida en VAR. La suma vectorial de estas dos cargas es la carga total.

Voltaje (V)

La designación de voltaje define tanto la forma en que se puede aplicar un transformador a un sistema, así como la forma del diseño del transformador (aislamiento, dimensiones, entre otros). La norma IEEE C57.12.00 define la designación de las clasificaciones de voltaje de los transformadores monofásicos y trifásicos.

Aumento de Temperatura (Temperature Rise)

El valor nominal de «aumento de temperatura» de un transformador se refiere a la capacidad de aumento máximo de temperatura que el transformador puede soportar sin pérdida anormal de su vida útil.

En este sentido, el valor nominal de la potencia del transformador (kVA) se basa en la corriente que el transformador puede soportar sin exceder su clasificación de aumento de temperatura. Cuanto más cargado esté un transformador, mayor será su temperatura interna. Por lo tanto, una sobrecarga en el transformador se traduce en un aumento de temperatura que puede producir daños y disminuir la vida útil de los materiales que conforman el transformador.

Fluido

El fluido de un transformador se refiere al refrigerante dieléctrico con el que se fabrica. Por lo general, el fluido más utilizado es el aceite mineral convencional, debido a que ofrece un costo razonable con un rendimiento probado, confiable y duradero. En este caso, los procedimientos de mantenimiento están bien establecidos y el aceite mineral usado usualmente se pueden reacondicionar para su uso mediante filtrado y desgasificación.

El punto de combustión del aceite mineral es aproximadamente 155ºC, mientras que el punto de combustión de un fluido menos inflamable es superior a 300ºC. Es decir, los fluidos menos inflamables, como el FR3 (de la marca Cargill), son la mejor alternativa para instalaciones en interiores, encima de edificios o en zonas de alto tráfico peatonal.

El uso de fluidos menos inflamables es reconocido como un método de reducir el riesgo de incendio, en interiores y exteriores, por el Código Eléctrico Nacional (National Electrical Code NFPA 70) y el Código Nacional de Seguridad Eléctrica (National Electric Safety Code).

Enfriamiento (Cooling)

El calor que generan tanto el núcleo como los devanados debe disiparse al aire a través del tanque y las aletas de refrigeración. Cuanta más superficie haya en el tanque, más calor se puede disipar.

La adición de aletas de enfriamiento es una opción para aumentar el área de superficie sin aumento significativo de la cantidad de aceite, manteniendo los costos más bajos que el aumento del tamaño del tanque en sí.

Cada transformador lleno de líquido se identifica con un código de cuatro letras que describe el método de enfriamiento del transformador definidos por el estándar IEEE C57.12.00.

Nivel Básico de Aislamiento (BIL)

El nivel básico de aislamiento (BIL) es un valor nominal que se refiere a la cantidad de aislamiento incorporado en la unidad para soportar un voltaje de impulso sin dañarse.

Impedancia

El valor nominal de la Impedancia se refiere a la suma vectorial de la resistencia inherente y la reactancia del transformador. La impedancia del transformador determina cuánta es la corriente de falla disponible en los terminales secundarios del transformador.

Frecuencia

La frecuencia típica de los transformadores es de 50Hz o 60Hz (Hercios – Hertz). El transformador debe diseñarse y fabricarse acorde a la frecuencia del sistema en donde será instalado.

Conclusiones

Existen muchos tipos de transformadores de potencia de media tensión, y sus modelos van variando dependiendo de las exigencias de la aplicación y de las normativas internacionales de fabricación. En este artículo sólo tratamos algunos modelos de la normativa IEEE. Sin embargo, para los Ingenieros de Proyectos, lo más recomendable es que puedan acercarse a los fabricantes y pedir asesoría acerca de cuál es el modelo de transformador más recomendable para su proyecto, especialmente si son proyectos mineros, petroleros, costeros o industriales con manejo de materiales peligrosos o explosivos.

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Medium-voltage transformers | Eaton

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Una red inteligente es un grupo de redes que se encargan de vincular a las diferentes Plantas de Generación de Energía con los Consumidores y con el Sistema Eléctrico, con el propósito de optimizar la Transmisión y Distribución de la Energía Eléctrica. Esto se logra a través de conectividad, automatización y coordinaciones automáticas.

Objetivos de las Redes Inteligentes

Las redes inteligentes tienen muchos objetivos con mayor o menor beneficio dependiendo de las necesidades del Sistema Eléctrico en donde se implementan. En términos generales, los objetivos de las redes inteligentes se resumen en:

• Mejorar el mercado energético y las capacidades de gestión de la demanda.

• Mejorar la fiabilidad y la calidad del suministro.

• Optimizar los costos de funcionamiento y las inversiones.

• Gestionar el aumento de la potencia producida a partir de fuentes renovables y por generación distribuida en la zona.

• Gestionar la introducción de los vehículos eléctricos.

• Integrar los sistemas de almacenamiento de energía.

Cabe destacar que las redes inteligentes deben contar con una arquitectura de comunicación y componentes modernizados para que puedan operar de manera «inteligente» y lograr mayor eficiencia, seguridad y rendimiento.

Funciones y Componentes de las Redes Inteligentes

Las redes inteligentes pueden contar con diferentes componentes dependiendo de los requerimientos y necesidades del Sistema Eléctrico. En algunos casos podría ser suficiente que sólo tenga 3 componentes, mientras que en otros casos podría ser necesario instalar más de 6 componentes para lograr los objetivos deseados.

1. Integración de Fuentes de Energía Renovables Distribuidas

Actualmente, el reto más exigente de las redes eléctricas es integrar un gran porcentaje de energía producida a partir de fuentes renovables sin afectar negativamente la calidad y la seguridad del suministro eléctrico.

La integración de diferentes plantas de generación de energía renovable da lugar a redes de distribución cada vez más complejas en cuanto a flujos de energía bidireccionales, fiabilidad, estabilidad, gestión de la red, capacidad de la propia red, entre otros retos.

Por ejemplo, los flujos de energía debidos a la generación distribuida generan inestabilidad de la tensión. En este caso, el voltaje podría exceder los límites máximos y mínimos con los que la red fue diseñada, y podría provocar la sobrecarga de componentes importantes como cables, líneas aéreas y transformadores.

Por lo tanto, para lograr una integración efectiva y optimizada de las fuentes renovables distribuidas, se recomiendan las siguientes soluciones:

• Cambiar progresivamente las redes radiales a redes de malla que sí sean capaces de distribuir los flujos de potencia sin sobrecargarse. Para lograr esto, puede ser necesario aumentar el número de subestaciones eléctricas en la red.
• Incorporar Sistemas de Gestión de Energía de Distribución (DEMS: Distribution Energy Management Systems).
• Introducir Sistemas de Almacenamiento de Energía distribuidos en la red eléctrica.
• Instalar las cargas de forma planificada y equilibrada, como las estaciones de cargas de vehículos, con el fin de controlar y reducir los flujos de potencia.
• Controlar directamente la energía inyectada a la red por fuentes renovables.
• Sustituir los componentes pasivos por componentes activos, por ejemplo, los transformadores de distribución con reguladores automáticos de tensión.

Adicionalmente, el uso de la tecnología de la información y los sistemas modernos de comunicación contribuyen a la solución del problema mediante la descentralización de la inteligencia y la implementación de los algoritmos apropiados.

2. Automatización de la Distribución

La automatización de los sistemas de distribución de energía (DA: Distribution Automation) tiene el objetivo de mejorar la calidad y la fiabilidad de la red de media y baja tensión. Usualmente, está centrada en las subestaciones de distribución primaria y secundaria a través de los IED (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), como relés de protecciones, controladores de bahía, entre otros. Esto permite detectar y eliminar automáticamente los fallos y restablecer el suministro eléctrico de forma automática en situaciones especialmente críticas.

Específicamente, la automatización de la distribución se encarga de lo siguiente:

• Monitorización en tiempo real de los dispositivos instalados en la red y de todos los sensores capaces de mejorar el control de la red.
• Uso y control de componentes activos capaces de hacer frente automáticamente a determinadas situaciones, como los transformadores con reguladores automáticos de tensión.
• Comunicación bidireccional entre los IED y la sala de control.
• Integración de los dispositivos en el sistema de información de la empresa de servicios públicos para gestionar el mantenimiento, las reparaciones de emergencia en caso de averías, la mejora de la gestión de los clientes, entre otros.
• Gestión de recursos distribuidos, generadores y cargas.

3. Infraestructura de Medición Avanzada

El objetivo de la infraestructura de medición avanzada (AMI: Advanced Metering Infrastructure) es lograr una gestión dinámica de los contratos de los usuarios y adoptar tarifas multihorario más complejas pero más ventajosas.

El uso de medidores inteligentes y el sistema de comunicación relativo (telemedición) trae los siguientes beneficios:

• Adquisición de datos de consumo eléctrico con el fin de fijar precios y gestionar contratos personalizados para usuarios especiales. Por ejemplo, se podría registrar el diagrama de carga de clientes importantes con el fin de proponer mejores condiciones.
• Ciertos usuarios podrían ser desconectados de la red si estuviera sobrecargada o en caso de impago.
• Se podrían integrar diferentes servicios como el agua, el gas, entre otros.
• Mejora de la supervisión para evitar el robo de la electricidad y el fraude.
• Intervención automática en caso de contadores defectuosos.

4. Almacenamiento de Energía

Los sistemas de almacenamiento de energía se utilizan principalmente en instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólica debido a su naturaleza extremadamente variable y el consiguiente desequilibrio entre la generación de energía y el consumo que podría producirse repentinamente en la red. Los sistemas de almacenamiento son soluciones capaces de equilibrar los picos de potencia positivos y negativos para reducir los costes de funcionamiento y optimizar la pérdida de carga.

Los beneficios de integrar sistemas de almacenamiento de energía en la red eléctrica son los siguientes:

• Al actuar como generadores, pueden contribuir a la estabilidad de la tensión y la frecuencia de la red.
• Pueden minimizar los flujos de energía, reduciendo las inversiones necesarias para fortalecer la red.
• Permiten la gestión en isla de determinadas zonas temporalmente aisladas de la red.
• Nivelan los picos de consumo.
• Mejoran la seguridad del suministro en general y se convierten en una reserva de energía para industrias, edificios e infraestructuras.

5. Microrredes (Microgrids)

Una microrred es un Sistema Eléctrico que puede funcionar en «modo isla», es decir, que tiene sus propias plantas de generación que cubren la totalidad de la demanda de sus consumidores. Además, tiene su propio sistema de distribución de energía equipado con monitorización y comunicación.

Generalmente, las microrredes se utilizan para equipar islas y zonas rurales situadas lejos de la red principal. Aunque también se utilizan en paralelo a la red principal de la empresa de servicios públicos, y proporcionan los siguientes beneficios:

• Independencia de la red principal de la empresa de servicios públicos, con la capacidad de suministrar energía eléctrica incluso en caso de apagón de la red principal.
• Reducción de los costes energéticos, especialmente en zonas aisladas, debido a la reducción de la necesidad de combustibles fósiles (cuando las fuentes de energías locales son renovables).

Sin embargo, las microrredes tienen riesgos de aumento de inestabilidad de la red, lo que dificulta la coordinación de las protecciones. Por lo que se debe realizar un diseño optimizado con todos los componentes y todas las tecnologías necesarias para mitigar estos problemas.

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6. Sistemas Descentralizados de Gestión de la Energía

La descentralización de la generación de energía eléctrica y la liberalización del mercado de la energía traen numerosos beneficios económicos y ambientales para los consumidores. Sin embargo, se debe tomar en cuenta que la generación distribuida trae dificultades de gestión de energía.

Estas dificultades se pueden solucionar a través de la representación de los recursos distribuidos como Plantas Eléctricas Virtuales (VPP: Virtual Power Plants) para crear una interfaz capaz de detectar las sinergias técnicas y económicas del complejo sistema de generación. Trayendo los siguientes beneficios a las empresas de servicios públicos:

• Podrán generar previsiones de carga más precisas.
• Podrán resolver los fallos de la red de forma más selectiva.
• Podrán vender la energía por adelantado, al precio más conveniente.
• Podrán equilibrar los flujos de potencia.

La creación de un sistema de generación virtual requiere un sistema de despacho computarizado de las fuentes de energía distribuida. También conocido como Sistema de Gestión de Energía Descentralizada (DEMS: Decentralized Energy Management System).

7. Respuesta a la Demanda y Gestión de la Generación

La respuesta a la demanda (DR: Demand Response), consiste en un sistema de incentivos destinados a persuadir a los clientes finales para que modifiquen su consumo de electricidad, basado en precio, disponibilidad, impacto ambiental, entre otros.

Esto permite que las empresas de servicios públicos puedan modificar los picos de consumo, reducir la demanda total de energía, equilibrar la generación y el consumo, evitar sobrecargas de riesgo y garantizar la seguridad del suministro. Adicionalmente, podrán reducir el costo de la energía y ser más competitivos en el mercado energético.

Al mismo tiempo, los usuarios podrán ahorrar en la factura de la luz reduciendo el consumo y obtener mejores tarifas. Para esto, se requiere una infraestructura de medición avanzada (AMI: Advanced Metering Infrastructure) para integrar al cliente final notificando y aplicando tarifas actualizadas en tiempo real que le permita cambiar sus hábitos de consumo en función de su contrato.

En términos generales, la reducción de las demandas máximas de potencia o su distribución a lo largo del día permite a las empresas de servicios públicos limitar sus inversiones en redes eléctricas, al tiempo que mejora la calidad del suministro y la eficiencia del sistema.

8. Electromovilidad (Movilidad Eléctrica)

El consumo energético debido a los sistemas de carga de los vehículos eléctricos está aumentando considerablemente, provocando un gran impacto en la red eléctrica.

El objetivo de las redes inteligentes es soportar estas cargas evitando sobrecargas, inestabilidad en los parámetros de la red y deterioro de la calidad del suministro. En este sentido, las estrategias inteligentes que se pueden adoptar son las siguientes:

• Reducción de la potencia de carga del vehículo si se producen sobrecargas en la red eléctrica, usualmente en las horas pico.
• El uso de tarifas fuera de las horas pico para animar a los usuarios a elegir diferentes franjas horarias.
• La modificación de la potencia de carga del vehículo en función de la disponibilidad de electricidad generada a partir de fuentes renovables.
• La capacidad de comunicación con los vehículos eléctricos podría permitir que la carga se posponga o se realice con antelación, dependiendo de las tarifas.

Conclusión

Las redes inteligentes sirven para satisfacer las necesidades de los consumidores y responder a los cambios y desafíos que se avecinan en la red eléctrica con fuentes renovables. Garantizando la seguridad y la calidad del suministro, en consonancia con el desarrollo de las nuevas tecnologías digitales e informáticas.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eléctricas?

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Referencias Bibliográficas

ABB. Smart Grids. Technical Paper.

SIEMENS. Power Engineering Guide. Germany.

EATON Smart Grids. Utility & grid solutions

La entrada Redes Inteligentes (Smart Grids) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Recordemos que el objetivo principal del TC es transformar corrientes de un valor alto a un valor fácil de manejar para relés de protecciones e instrumentos de medición. Y, al mismo tiempo, aislar el circuito de medición del sistema primario de alta tensión.

En este artículo describiremos los principales tipos de aislamiento de TC que existen, así como los diferentes tipos de diseño de este equipo. Al finalizar, resumiremos los esfuerzos mecánicos que se deben tomar en cuenta durante la planificación y diseño de la subestación para evitar problemas operativos si se elige el TC con características constructivas que no estén adaptadas al entorno donde se instalará.

Características de Aislamiento en los TC de Alta Tensión

A continuación, describiremos los tipos de aislamiento con los que se suelen fabricar los transformadores de corriente, dependiendo de la marca, del presupuesto y del entorno en que se van a instalar.

‣ Transformadores de Corriente Sumergidos en Aceite

Los transformadores de corriente sumergidos en aceite tienen aislamiento externo de porcelana y son los más comunes. Generalmente, se dividen en dos tipos principales: «Hair-pin» y «Top-core».

El transformador de corriente tipo «Hair-pin», también llamado «tipo tanque», tiene los núcleos situados en un tanque cerca del suelo, y el conductor primario tiene la forma de «U» como se muestra en la figura de abajo.

Mientras que, el transformador de corriente tipo «Top-core», también llamado «tipo invertido», tiene los núcleos situados en la parte superior del transformador. En este caso, el conductor primario suele tener la forma de una barra, aunque en algunos casos puede tener forma de bobina.

‣ Transformadores de Corriente Moldeados en Epoxi

Los transformadores de corriente con aislamiento epoxi tienen el devanado primario y los núcleos secundarios incrustados en una mezcla de epoxi y harina de cuarzo que proveen una buena fijación. Este tipo de aislamiento en TC es común en subestaciones por debajo de los 110kV.

Sin embargo, para el montaje al aire libre el epoxi no es el mejor material para soportar el estrés climático en las superficies de fuga. En estos casos, la porcelana y la goma de silicona son más resistentes a la corrosión atmosférica. Por lo tanto, es mejor optar por transformadores de corriente aislados con epoxi con superficies de fuga hechas de porcelana para que pueda soportar los entornos agresivos.

‣ Transformadores de Corriente Aislados en Gas SF6

Los transformadores de corrientes aislados en gas SF6 tienen diseño típico con el núcleo ubicado en la parte superior (Top-core). En este caso, el gas SF6 es únicamente para fines aislantes y debe mantenerse a altas presiones, por lo que el recipiente y las juntas deben ser más robustos que los demás modelos de TC para poder contener la presión del gas.

‣ Transformadores de Corriente con Aislamiento de Goma de Silicona

El aislamiento de goma de silicona es una alternativa a los aisladores cerámicos para los TC debido a las propiedades únicas de no humectación.

Dependiendo del tipo de equipo (TC, pararrayo, interruptor) la goma de silicona es el material polimérico más dominante en subestaciones de alta tensión. Ya que, la silicona es más liviana que el aislamiento cerámico y no es quebradiza, otorgando ventajas técnicas adicionales y mejoras de seguridad a los equipos de la subestación.

Diseños Típicos de los Transformadores de Corriente

En general, se pueden encontrar cuatro tipos de diseño de transformadores de corriente: Tipo Horquilla, Tipo Cáncamo, Tipo Núcleo Superior, y Tipo Combinado. A continuación, describiremos las características de cada uno de estos modelos de TC de alta tensión.

1. Transformador de Corriente «Tipo Horquilla» o «Tipo Tanque»

El TC tipo horquilla suele tener aislamiento en aceite y tiene los núcleos secundarios en la parte inferior, por lo que tiene un centro de gravedad bajo y tiene alta resistencia a los terremotos. Esto trae como ventaja que se puedan utilizar núcleos pesados sin estresar el aislante de porcelana. Por lo tanto, es un diseño flexible para adaptar el volumen del núcleo a diferentes requerimientos.

Este tipo de diseño se denomina «Hair-pin» en inglés, aunque también se le suele llamar «Tipo Tanque» porque el tanque donde se encuentran los núcleos es parte del soporte.

Otra ventaja de este diseño es que la circulación de aceite en el tubo del conductor primario garantiza una temperatura uniforme y sin puntos calientes. Sin embargo, como el conductor primario es largo, tiene mayores pérdidas térmicas.

2. Transformador de Corriente «Tipo Cáncamo»

El transformador de corriente tipo cáncamo (Eye-bolt Type en inglés) tiene un diseño híbrido entre el modelo de horquilla y el de núcleo superior. Pero tiene muchas desventajas.

Como el conductor primario es largo, tiene pérdidas térmicas y el TC no es tan competitivo como lo son los demás modelos. Además, este arreglo presenta dificultad para enfriar el conductor primario y tiene baja capacidad de soporte de corriente de cortocircuito.

Por otra parte, este diseño tiene poca flexibilidad para considerar grandes volúmenes de núcleos. Por lo que tiene aplicaciones muy limitadas.

3. Transformador de Corriente «Tipo Núcleo Superior»

Este tipo de transformador de corriente, también llamado «Top-core Type», tiene el conductor primario con menor longitud que los modelos anteriores, por lo que las pérdidas térmicas son más bajas. Además, tiene capacidad para altas corrientes nominales y puede soportar altos niveles de cortocircuito.

Sin embargo, como en este modelo el núcleo está ubicado en la parte superior, el centro de gravedad del equipo es muy alto, y el gran volumen del núcleo estresa el aislante de porcelana. Por lo tanto, el diseño del volumen del núcleo es limitado, y no es apto para instalarse en zonas sísmicas cuando se utilizan núcleos grandes.

Otra desventaja es su dificultad para enfriar los devanados secundarios, que están incrustados en el aislamiento de papel.

4. Transformador «Tipo Combinado de Corriente-Tensión»

Este tipo de transformador mide la corriente y el voltaje en la misma unidad, ahorrando espacio y soporte. Por lo que es ideal para aplicación en proyectos con poco espacio disponible para construir una subestación de alta tensión.

Sin embargo, es menos flexible con el diseño de las capacidades nominales de los núcleos, particularmente con los de medición de corriente.

Tensión Mecánica en Transformadores de Corriente

Los transformadores de corriente en funcionamiento se someten a esfuerzos mecánicos de diferentes maneras. Los esfuerzos mecánicos más importantes que debemos tomar en cuenta para diseñar las características constructivas de los TC de alta tensión son los siguientes:

• Fuerzas en los Terminales Primarios: Las barras y los cables conectados al TC desarrollan fuerzas en los terminales primarios. Hay una tensión estática por el peso del conductor conectado. Y, hay una tensión dinámica por el ciento y las vibraciones en el funcionamiento del disyuntor. También se producen fuerzas electrodinámicas cuando ocurre un cortocircuito.

• Carga de Viento: Un transformador de corriente también debe soportar la tensión del viento, cuya velocidad depende de las condiciones climáticas. La velocidad máxima del viento que puede ocurrir es de unos 180km/h (50m/s), dependiendo de posibles huracanes que sobrepasen esa velocidad. Sin embargo, la cifra típica de velocidad del viento en condiciones normales es de 35m/s.

• Resistencia Sísmica: En las regiones sísmicas, el transformador de corriente debe soportar la tensión sísmica causada por un terremoto. La cifra de aceleración está determinada por la región donde se instala el transformador de corriente. La tensión en el TC depende de la configuración total del diseño del soporte, los espectros de respuesta y la amortiguación. Para verificar exactamente la tensión en el TC, se debe realizar un cálculo de caso a caso.

Conclusiones

Las características constructivas de los TC de alta tensión son muy diversas y están vinculadas a diferentes factores a los que se expone el transformador de corriente en condiciones operativas. En la etapa de planificación y diseño del proyecto, no sólo se debe tomar en cuenta el presupuesto que se tiene destinado para la partida del transformador de corriente, sino que también se debe tomar en cuenta el diseño constructivo del transformador y el aislamiento adecuado para soportar las condiciones climáticas sin dañarse a largo plazo.

→ Artículo Recomendado: Precisión y Burden en Transformadores de Corriente

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Fuentes

ABB. Instrument Transformers. Application Guide.

Instrument Transformers – OSKF (gevernova.com)

La entrada Características Constructivas de los TC de Alta Tensión se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Cuando se diseña una subestación eléctrica, se debe tomar en cuenta que para cada transformador de corriente se pueden combinar núcleos diferentes. Normalmente se especifican uno o dos núcleos para fines de medición, y dos o más núcleos para fines de protección.

En este artículo daremos un resumen acerca de las diferencias entre un Núcleo de Medición y un Núcleo de Protección acorde a las normativas IEC e IEEE.

Precisión de Transformador de Corriente para Medición Comercial

La salida requerida de un Transformador de Corriente depende de la aplicación. Por ejemplo, si el objetivo de la medición de la corriente es comercial, entonces se requerirá una alta precisión, una baja carga de salida (Burden) y un bajo voltaje de saturación. En este caso, los TC deben funcionar en el rango de 5% a 120% de la corriente nominal según las clases de precisión.

• Precisión de 0,2 o 0,5 para medición comercial según normativa IEC.
• Precisión de 0,15 o 0,3 o 0,6 para medición comercial según normativa IEEE.

Cabe destacar que, cada vez que se habla de «medición comercial» se refiere a que se conectará un Dispositivo de Medición al TC (además de ser conectado a un Transformador de Voltaje) con el objetivo de medir Potencia (kW, kVar), Corriente (A) y Energía (kWh o kVArh) bajo condiciones normales de carga. Incluso, esos dispositivos de medición pueden servir para análisis de calidad de energía, y para propósitos de facturación de la energía consumida.

Núcleos de TC para Medición Comercial

Es importante tomar en cuenta que los dispositivos de medición de energía tienen poca capacidad para soportar altas corrientes. Por lo tanto, para evitar que estos dispositivos se dañen por altas corrientes durante condiciones de falla, el núcleo del TC de medición comercial debe saturarse típicamente entre 5 y 20 veces la corriente nominal.

El Factor de Seguridad o Factor de Servicio (FS) nominal del dispositivo de medición indica la sobrecorriente como un múltiplo de la corriente nominal a la que se saturará el núcleo de medición. Es decir, limita la corriente secundaria a «FS» veces la corriente nominal. Dicho de otro modo, la corriente secundaria del TC está limitada cuando llega a un valor igual a FS multiplicada por la corriente nominal del secundario del TC. Por esta razón, también se le llama «Factor de Saturación» e influye en la precisión de los transformadores de corriente.

La seguridad del dispositivo de medición es mayor cuando el valor de FS es pequeño. Los valores FS típicos son 5 o 10. Este es un valor máximo y sólo es válido en la carga nominal (Burden nominal). De lo contrario, si la carga es inferior al Burden nominal del TC, aumentará el valor de saturación y el dispositivo de medición correrá el riesgo de percibir altas corrientes por encima de su capacidad de soporte. Es decir, el dispositivo de medición podría dañarse por sobrecorriente cuando ocurre una falla en el sistema primario.

Debido a lo anterior, es recomendable diseñar bien cuál será la carga del TC y especificar el Burden Nominal adecuado a la aplicación del proyecto y al dispositivo de medición que se pretende conectar en el secundario del TC.

Precisión de Transformadores de Corriente para Relés de Protección

En el caso de los relés de protección y los registradores de perturbaciones, es imprescindible que toda la información sobre una perturbación primaria se transfiera al lado secundario sin saturación, para que los equipos de protecciones puedan ejecutar eficientemente su lógica de disparo.

Es decir, la medición en condiciones de falla en el rango de sobrecorriente requiere una precisión menor cuando se trata de relés de protecciones. Porque, es necesario que el relé de protección pueda medir esas altas corrientes para determinar correctamente cuál es la zona de protección en la que se encuentra la falla y evitar un disparo erróneo. De este modo, el relé podrá tomar la decisión de disparo acorde al criterio de selectividad, coordinación y seguridad que se haya diseñado en el sistema de protección de la subestación.

Las clases de precisión típicas de TC para relés de protección son:

• Precisión 5P, 10P, PR, PX o TP para protección según normativa IEC.
• Precisión C100-C800 para protección según normativa IEEE.

Núcleos de TC para Relés de Protección

Los transformadores de corriente de protección funcionan en el rango de corriente por encima de las corrientes nominales. Las principales características de estos TC son:

1. Tienen baja precisión. Por lo que se permiten errores mayores que para los núcleos de medición.
2. Tienen alta tensión de saturación.
3. Tienen poca o ninguna corrección de vueltas.

El voltaje de saturación viene dado por el factor límite de precisión (ALF: Accuracy Limit Factor). Este factor indica la sobrecorriente como un múltiplo de la corriente primaria nominal hasta la cual se cumple la precisión nominal con el Burden nominal conectado. Se da como un valor mínimo. El valor del ALF puede variar si se conecta una carga diferente al Burden nominal del TC.

Conclusión

La Precisión de los Transformadores de Corriente no sólo depende de los datos de placa del fabricante del TC, sino que también depende de la aplicación correcta de ese TC. Si no se toma en cuenta el Burden nominal del TC para que corresponda a la carga real de los dispositivos que se conectan en el secundario del TC, entonces la precisión se verá impactada, los relés podrían hacer disparos erróneos y los medidores podrían dañarse por sobrecorriente. Incluso, en los casos de modernización de subestaciones eléctricas, se debe tomar en cuenta que las cargas de hoy en día en los relés y medidores son puramente resistivas y mucho más bajas que las cargas de hace varios años cuando se usaban relés y medidores electromagnéticos.

→ Artículo Recomendado: Características Constructivas de los TC de Alta Tensión

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Fuentes

ABB. Instrument Transformers. Application Guide.

High Voltage Current Transformers | Arteche

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Cuando el proyecto del cliente tiene una carga mayor de 1000kVA y tiene altas exigencias de continuidad de servicio frente a alguna falla o frente a jornadas de mantenimiento de la instalación eléctrica, ya no funciona implementar la Topología Radial Simple.

Por ejemplo, en los Hoteles Turísticos de varios edificios y con una extensión territorial grande, se recomienda implementar un Sistema de Distribución Eléctrica con Topología en Anillo por medio de la disposición adecuada de seccionadoras de media tensión.

A demás, este arreglo también se utiliza en grandes complejos residenciales y comerciales, ya que la experiencia del usuario debe ser agradable y no verse perjudicada por cortes de suministro eléctrico de larga duración.

Evidentemente, ningún sistema es perfecto, y la topología en anillo también tiene sus puntos débiles en términos de continuidad de servicio. Sin embargo, para un proyecto de «presupuesto medio-alto» esta topología puede ser la mejor opción para garantizar la continuidad de servicio bajo ciertos escenarios.

Aunque sabemos que existen otras topologías más robustas, requieren un presupuesto más alto y normalmente son utilizadas en proyectos Industriales y Petroleros en los que un corte de energía puede representar pérdidas de miles de dólares.

¿En qué consiste un Sistema de Distribución Tipo Anillo?

Este sistema utiliza diferentes arreglos de seccionadoras de media tensión con el objetivo de formar uno o más anillos que suministren energía a varios transformadores que reduzcan la tensión al nivel de utilización de las cargas asociadas. Como se muestra en la siguiente Figura.

Este sistema suele ser más eficaz cuando hay dos líneas de alimentación disponibles de la empresa de servicios públicos, de esta manera, se mantiene la robustez de la redundancia del anillo en todos los niveles del arreglo.

De la imagen podemos observar que el anillo está conformado por seccionadores rompe carga o «Load Break Switches» que estan «normalmente cerrados» (NC: Normally Closed, en inglés) y sólo un switch está «normalmente abierto» (NO: Normally Open, en inglés) ubicado lo más posible a la mitad del anillo. Ese seccionador se mantiene abierto para evitar el funcionamiento paralelo de las fuentes de alimentación de la red eléctrica. Porque, si operan en paralelo podrían aumentar significativamente la corriente de cortocircuito del sistema.

Adicionalmente, se observa que cada transformador tiene sus propios dispositivos de desconexión: dos seccionadores rompe carga para cada lado del anillo, y un interruptor de potencia o fusible desconector para la salida del transformador. Esto quiere decir que en caso de que haya que hacer mantenimiento a un transformador, se puede desenergizar sin interrumpir la continuidad del servicio de las demás cargas del anillo.

Enclavamientos

Para las Seccionadoras de Media Tensión en Sistemas de Distribución Tipo Anillo se recomienda un esquema de enclavamiento con llaves para evitar el cierre de todos los dispositivos de seccionamiento en el anillo. Aunque, en algunos sistemas sofisticados con software de gestión se pueden automatizar los enclavamientos a través de Dispositivos Electrónicos Inteligentes instalados en las Seccionadoras.

Enclavamientos en la Seccionadora Primaria

Si, en la imagen de arriba, observamos el diagrama unifilar desde la parte superior, encontraremos la Seccionadora Primaria con los interruptores de las líneas de alimentación de la red pública, llamados «Primary Main Breaker» que normalmente están cerrados. Mientras que el interruptor de enlace de barra, llamado «Tie Breaker», está normalmente abierto.

Estos tres interruptores deben tener enclavamiento mecánico o eléctrico para evitar que las dos líneas de alimentación de la red pública se pongan en paralelo. Lo recomendable es agregar un esquema de transferencia automática entre los dos interruptores principales y el de enlace de barra.

De esta forma, si hay un corte de servicio público en una de las líneas, el esquema de transferencia automática proporcionaría un tiempo de corte significativamente reducido para alimentar todas las cargas afectadas a la otra línea que no ha tenido corte de energía. Es decir, se abre el interruptor de alimentación de la línea, y se cierra el interruptor de enlace automáticamente para mantener la continuidad de servicio de todas las cargas del proyecto.

Enclavamiento en las Seccionadoras Secundarias

Las seccionadoras secundarias son las que están asociadas a cada transformador, y se encargan de cerrar o abrir el anillo. Cada una de esas seccionadoras deben tener enclavamientos con los interruptores de alimentación del anillo, llamados «Loop Feeder Breaker» en la imagen de arriba.

El objetivo de este enclavamiento es que nunca haya una operación en paralelo de las líneas de alimentación. Pero, si ocurre una falla en uno de los cables del anillo, o si hay que hacer algún mantenimiento que requiera abrir una sección del anillo, entonces, se aísla la sección del cable asociada y se transfiere toda la carga al otro lado del anillo que no ha sido afectado.

De esta manera, se puede mantener la continuidad de servicio en todas las cargas aunque ocurra una eventualidad que requiera la desconexión de una sección del anillo. Y el enclavamiento ayuda a que durante el traspaso de la carga no haya ninguna negligencia humana que pueda atentar contra la seguridad de los operadores y de toda la instalación.

Ventajas de la Topología en Anillo

La topología de distribución de media tensión en anillo es más costosa que la topología radial simple, pero ofrece las siguientes ventajas:

• Mayor confiabilidad cuando se produce una interrupción de servicio en una de las líneas de la red pública, gracias a la transferencia automática o manual de la seccionadora primaria.

• Rápida restauración del servicio cuando se produce una falla en el conductor del anillo. Se procede a una secuencia de apertura y cierre de los dispositivos de desconexión del anillo de forma que todas las cargas se mantengan alimentadas mientras se desenergiza la sección fallada y se sustituye el cable.

• Continuidad de servicio en las demás cargas del sistema si se produce una falla en alguno de los transformadores del anillo. Es decir, se desenergiza el transformador afectado sin interrumpir el servicio en las demás cargas del sistema.

Desventajas de la Topología en Anillo

Si ocurre una falla en uno de los transformadores del anillo, se debe desenergizar el transformador y aplicar mantenimiento correctivo o sustitución del transformador dejando sin servicio sus cargas asociadas durante el tiempo de restauración del transformador.

Con este arreglo, no hay manera de transferir la carga del transformador afectado hacia otro transformador, a menos que aguas abajo del transformador se diseñe algún sistema de transferencia automática hacia un generador diesel de emergencia, o hacia otra sección del sistema eléctrico. Pero, es un hecho que esta topología de anillo no permite transferir las cargas de el transformador en casos de que este falle.

Conclusión

El arreglo de Seccionadoras de Media Tensión para Distribución Eléctrica con Topología en Anillo es la más utilizada en el Sector Hotelero de Gran Escala por su versatilidad y flexibilidad en términos de continuidad de servicio en ciertos escenarios. Además, se utiliza frecuentemente en complejos comerciales y residenciales de gran escala que tengan el presupuesto disponible para implementarlo. Sin embargo, en el Sector Industrial y Petrolero que manejen grandes volúmenes de producción, no es recomendable utilizar esta topología de anillo, sino implementar un esquema de redundancia mucho más robusto en donde se pueda mantener la continuidad de servicio en las cargas cuando falla uno de los transformadores.

→ Artículo Recomendado: El Gas SF6 en las Seccionadoras de Media Tensión

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Fuente

EATON Application Guide. Electrical Sector.

Xiria | Ring main unit | Medium voltage switchgear panel | Eaton

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Los sistemas eléctricos de media tensión tienen diferentes topologías dependiendo de varios factores. Entre los que se encuentran: las exigencias de la aplicación, el entorno ambiental, el espacio disponible para los equipos eléctricos, el presupuesto de inversión, el tipo de consumidor, la potencia demandada, entre otros. Por lo tanto, cada Ingeniero de Diseño debe analizar cuál es la topología que mejor se ajuste a los requerimientos de su proyecto.

En este artículo mostraremos en qué consiste la opción de utilizar seccionadoras de media tensión en un sistema de distribución eléctrica con topología radial simple.

¿En qué consiste el Sistema de Distribución Radial Simple?

Los sistemas de distribución radiales simples convencionales reciben energía en el nivel de tensión de suministro de la red pública en una sola subestación y reduce la tensión hasta el nivel de utilización.

Por ejemplo, hay casos en los que el cliente recibe el suministro de la red pública a través de un tendido eléctrico aéreo con un transformador tipo poste como se muestra en el esquema de abajo. Y, en otros casos, el servicio eléctrico se recibe a través de una seccionadora de media tensión y un transformador reductor dimensionado para cubrir toda la carga del cliente.

En ambos casos, toda la carga se sirve desde una sola fuente. Es decir, que si ocurre una falla en el transformador o en algún punto del cable de suministro se interrumpirá el servicio eléctrico en todas las cargas del cliente. En este sentido, el servicio no se podrá restablecer hasta que se hayan realizado las reparaciones necesarias en el transformador o en el punto fallado del cable.

A demás, para clientes con demanda máxima superior a 1000kVA la corriente del lado de baja tensión del transformador es muy grade. Por lo tanto, aumentan los costos de los circuitos alimentadores de baja tensión dentro de las instalaciones del cliente, ya que los interruptores asociados y el cableado de baja tensión deben dimensionarse con capacidades muy altas.

Sistema de Distribución Radial en Media Tensión

Una forma mejorada de distribución de energía para clientes con demanda máxima mayor de 1000kVA consiste en distribuir la energía en alimentadores de media tensión dentro de las instalaciones del cliente, e instalar los transformadores reductores dentro del edificio justo en los puntos de utilización, como se muestra en la siguiente figura.

De la figura observamos que se utiliza una seccionadora «primaria» de media tensión que distribuye la energía aguas abajo en varias salidas que alimentan varios grupos de transformadores en conexión radial. Y, cada transformador tiene su propia seccionadora «secundaria» de media tensión con la que se conecta/desconecta del alimentador. A esto se le conoce como arreglo de seccionadoras de media tensión en sistema de distribución radial.

Con esta topología mejorada tenemos la ventaja de que hay un transformador diferente para cada grupo de cargas. Por lo tanto, si ocurre una falla en algún transformador sólo se afectarían sus propias cargas asociadas, y se mantendría la continuidad del servicio en el resto de las cargas del cliente. Lo mismo ocurre si se daña un cable de media tensión, sólo se interrumpiría el servicio de sus cargas asociadas mientras se repara el cable.

Además, con este arreglo se reducen las pérdidas, se mejora la regulación del voltaje, los costos del circuito de alimentación se reducen sustancialmente, y el dimensionamiento de los breakers de los tableros de baja tensión es más reducido. Por lo tanto, utilizar esta topología de distribución en media tensión podría ser una elección más económica para grandes clientes, como industrias pesadas, minerías, complejos turísticos, complejos residenciales y grandes edificios corporativos.

Conclusión

Existen diferentes tipos de topologías de sistemas de distribución eléctrica que dependen de muchos factores constructivos y de aplicación. Pero, la topología radial es la más común y la más económica si se diseña adecuadamente. Sin embargo, si el cliente tiene requerimientos exigentes en cuanto a la continuidad del servicio en caso de fallas y en caso de mantenimiento, entonces el sistema radial no es la mejor opción. Es importante que el Ingeniero de Diseño del proyecto tenga el entrenamiento adecuado para poder decidir eficientemente cuál topología se adapta mejor a su proyecto.

→ Artículo Recomendado: Introducción a las Celdas Seccionadoras de Media Tensión IEC

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Fuentes

EATON. Consulting Application Guide. Electrical Sector.

Imagen Seccionadora: Power Xpert UX

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El SF6 no se encuentra normalmente en la naturaleza y consiste en un compuesto sintético que consta de un átomo de azufre y seis átomos de flúor. Es gaseoso a temperatura ambiente, pero es más pesado que el aire. Además, el SF6 es inerte en circunstancias normales debido a los fuertes enlaces entre los átomos de azufre y flúor.

¿Cuál es el problema con el SF6?

Lo interesante del SF6 es que tiene propiedades eléctricas que lo hacen ideal como medio de aislamiento de las Seccionadoras de Media Tensión, y como medio de interrupción de arco eléctrico en interruptores de media y alta tensión.

Sin embargo, el problema del SF6 viene del hecho de que se descompone en sustancias tóxicas si se incinera. Es decir, cuando se produce un arco interno en las Seccionadoras o cuando el Interruptor SF6 abre un arco eléctrico para aperturar circuitos en condiciones normales o en presencia de corrientes de cortocircuito.

Cada vez que se produce un arco interno de este tipo, el gas SF6 y sus subproductos tóxicos se liberan a la atmósfera contribuyendo al efecto invernadero. Incluso, los residuos tóxicos pueden permanecer en la carcasa de la seccionadora o del interruptor, por lo que se requieren precauciones especiales al desmontar y reciclar el sistema al final de su vida útil.

¿Qué sucede con las Seccionadoras aisladas en SF6?

Cada fabricante tiene diferentes modelos y diseños constructivos de seccionadoras aisladas en gas SF6. Y, las podemos resumir en tres tipos: sistemas de presión controlada, sistemas de presión cerrados, sistemas herméticamente sellados.

En las seccionadoras con sistemas de presión controlada, y en las de sistemas de presión cerrados, la liberación de SF6 es inevitable. Debido a las fugas que se producen durante las gestiones de mantenimiento en el transcurso de su vida útil. Además, se producen más fugas cuando las unidades se desmontan al final de su vida útil.

Por otro lado, las seccionadoras con sistema herméticamente sellado no requieren mantenimiento en el transcurso de su vida útil. En este sentido, se puede considerar que las fugas de estos sistemas son limitadas, aunque nunca serán nulas debido a que las juntas son fuente de fugas. Por lo tanto, no se puede negar que haya fugas a lo largo de la vida útil de la seccionadora.

Emisión Mundial de Gas SF6 al Año

A medida que aumenta el consumo de energía, el uso de SF6 también aumenta en términos absolutos. Se estima que la producción anual de gas SF6 alcanzará alrededor de 8000 toneladas métricas. El 80% de las cuales se utiliza en tecnología eléctrica para operaciones de seccionamiento, interrupción de arco, refrigeración y aislamiento.

La producción de SF6 sigue aumentando, a pesar de que el gas está incluido en el protocolo de Kioto por su contribución al efecto invernadero. Los estudios han demostrado que el aumento porcentual anual del gas SF6 en el aire ronda entre 7% y 9%, siendo la cifra más alta de todos los gases de efecto invernadero.

Con el aumento del número de seccionadoras e interruptores que utilizan el gas SF6 para fines de conmutación y aislamiento en las redes eléctricas, las emisiones de gas SF6 a la atmósfera aumentarán también. Por lo tanto, es imprescindible cambiar la política de uso del gas SF6 para revertir el impacto ambiental.

¿Qué podemos hacer para reducir las emisiones de SF6?

Es indispensable sustituir el medio de aislamiento de las seccionadoras aisladas en gas SF6. Si bien sabemos que el aislamiento en gas nos permite reducir espacio e impedir la entrada de humedad y salitre en los compartimientos de potencia, no necesariamente debe utilizarse gas SF6. Sino que, se puede utilizar otro tipo de gas que sea más limpio para la atmósfera, como el aire puro en un compartimiento hermético para evitar la entrada de humedad y polvo.

Utilizar Medios de Aislamiento Híbrido

Se pueden utilizar opciones híbridas, en que las seccionadoras tienen las barras aisladas con recubrimiento sólido. Al mismo tiempo, se puede implementar la tecnología de vacío, en que el interruptor tiene la cámara de interrupción en vacío y no en SF6. Cada pequeño detalle cuenta, y como Ingenieros de Diseño y de Planificación debemos estar al tanto de las nuevas tendencias de fabricación para mitigar el impacto ambiental.

Utilizar Aislamiento en Aire

Las seccionadoras aisladas en aire siempre serán una opción amigable para la naturaleza. Dado que es el tipo de aislamiento más sencillo que no requiere componentes tóxicos para su operación en condiciones normales. En este caso, es necesario construir un cuarto eléctrico ambientado adecuadamente con aire acondicionado para controlar la humedad y contar con suficiente espacio para instalar este tipo de seccionadora.

Conclusión

Las seccionadoras de media tensión aisladas en gas SF6 se utilizan frecuentemente en sistemas de distribución eléctrica que tienen grandes retos en cuanto al espacio del cuarto eléctrico y condiciones ambientales de alta humedad, polvo y salitre. Sin embargo, no podemos negar que la crisis ambiental cada día se incrementa y el aumento de la temperatura nos está afectando con más impacto. Es imprescindible tomar acción y revertir las consecuencias climáticas a través de la implementación de equipos eléctricos que sean más limpios y amigables con el medio ambiente.

→ Artículo Recomendado: ¿Como dimensionar las Seccionadoras de Media Tensión?

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Fuentes

About SF6 gas | Green Switching Forum

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Los principales factores que influyen en la selección de las características constructivas de una Seccionadora de Media Tensión dependen del rango del sistema de distribución en el que se instalarán y del tipo de aplicación requerida.

Por lo anterior, los fabricantes de las Seccionadoras, también llamadas «Celdas de Media Tensión», ofrecen diferentes modelos con diferentes variaciones técnicas de estos equipos bajo estándares IEC de modo que puedan ser adaptadas a cada aplicación particular.

En este artículo indicaremos los factores más importantes que los Ingenieros de Proyecto deben tomar en cuenta durante el análisis, planificación, diseño y dimensionamiento de las Seccionadoras de Media Tensión.

1. Parámetros del Sistema Eléctrico

Lo primero que se debe tomar en cuenta son los parámetros del sistema eléctrico en el punto en el que se pretende instalar la Seccionadora. Con esto, se podrán dimensionar las siguientes características constructivas de las Celdas:

• La tensión de operación y los valores de máxima tolerancia de variación de voltaje en el sistema eléctrico determinan la Tensión Nominal que se eligirá para la Seccionadora.

• Se debe calcular el nivel de cortocircuito en el punto donde se pretende instalar la Seccionadora. Para poder dimensionar la Corriente Nominal de Cortocircuito que debe soportar la aparamenta sin dañarse y sin poner en riesgo la seguridad de los operadores.

• Se debe realizar el estudio de flujo de carga para poder identificar la Corriente Normal que pasará a través de cada dispositivo de la Seccionadora.

• Con el punto anterior, se podrá definir la Corriente Nominal de operación para las barras y para cada alimentador del conjunto de la Seccionadora.

• Es indispensable analizar el estado del neutro del sistema para poder seleccionar adecuadamente el sistema de protecciones que corresponda a cada equipo a proteger.

• Se debe definir la cantidad de cables en paralelo que se conectarán a cada módulo de la celda para manejar altas corrientes.

• Si el sistema eléctrico no tiene elementos de protección contra sobretensión externa, las Seccionadoras deberán solicitarse con sus propios pararrayos.

• Se debe identificar la Calidad de Energía del sistema eléctrico en el punto de instalación de la celda. Para poder agregar un factor de seguridad que aumente las capacidades nominales de las Seccionadoras y evitar un daño prematuro durante condiciones de operación normal.

2. Protección y Medición del Sistema Eléctrico

El sistema de protección y de medición que se debe incluir en el dimensionamiento de las Seccionadoras de Media Tensión dependerá la importancia de la red eléctrica donde se instalarán. Por lo tanto, se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros:

• Las funciones de protección serán más robustas si los equipos protegidos o las líneas de distribución asociadas a la Seccionadora representan un gasto muy alto si se dañan por una falla. Mientras que, las funciones de protección serán más simples si los equipos protegidos o las líneas de distribución son poco costosas y representan un gasto mínimo si se dañan por una falla.

• El cliente final debe indicar si requiere de la instalación de monitores de calidad de energía dentro de la aparamenta de las Seccionadoras de Media Tensión. En caso afirmativo, se deberán incluir dentro de las Celdas los transformadores de corriente y de tensión con núcleos específicos de calidad energía, y no con núcleos de protección.

• En algunas ocasiones, si la Seccionadora forma parte de la acometida de un cliente, es requerido que se instale un Medidor Comercial para fines de Facturación. En este caso, se debe incluir dentro de la seccionadora el transformador de corriente y de tensión con especificaciones del núcleo adecuadas para la presición comercial.

• La redundancia del sitema de protección y de medición dependerá del presupuesto que se tenga para esos fines. Y, de los requerimientos de robustez de la red eléctrica en el lugar donde se instalará la seccionadora.

3. Tipo de Suministro

Las especificaciones técnicas de las Celdas de Media Tensión también dependerán del tipo de suministro al que están asociadas:

• Si las celdas forman parte de un sistema de energía público deberán especificarse acorde con los líneamientos de la compañía de servicio eléctrico. Con el objetivo de asegurar que los trabajadores de esa compañía tengan conocimiento de la operación y mantenimiento de las Seccionadoras que se instalarán en su sistema.

• Si las celdas forman parte de una Planta de Generación de Energía, deberán especificarse con los máximos requerimientos de continuidad de servicio durante jornadas de mantenimiento. Y deberán ser preferiblemente modulares, para gestión de repuestos de forma inmediata.

• Si las seccionadoras forman parte de un sistema suministro de energía de emergencia, como los sistemas de protección contra incendio, hospitales, o salidas de emergencia en plantas petroleras. Entonces, deberán especificarse con alta redundancia en todos los dispositivos de seccionamiento y de protección. Además, deberán tener las características constructivas más robustas para mantener la continuidad de servicio eléctrico ante condiciones catastróficas para que los operadores puedan salir con vida de la planta.

4. Ubicación del Servicio

Otro factor a tomar en cuenta para dimensionar las Seccionadoras de Media Tensión es la ubicación del servicio:

• Si las celdas se van a instalar en el exterior, estarán sometidas a la radiación solar y al impacto de las lluvias. Por lo tanto, deberán tener una cobertura más robusta que les permita soportar esas condiciones ambientales sin dañarse, sin afectar la continuidad del servicio eléctrico, y sin afectar el rendimiento de la vida útil de la aparamenta.

• En cambio, si las celdas se van a instalar en una caseta dentro de una subestación de transformación, no estarán expuestas a radiación solar ni a lluvias, por lo que su carcasa será más simple.

• Hay algunas ocasiones en las que se requerirán a las Seccionadoras instaladas en Subestaciones Móviles. Por lo que se deben considerar ciertas adaptaciones para el transporte de las seccionadoras sin ocasionar el desprendimiento de sus partes debido a la alta tasa de desplazamiento.

• Es indispensable definir la accesibilidad del resinto en donde se instalarán las celdas. Es decir, si es abierto al paso de los transeúntes, o si sólo tiene acceso al personal autorizado. En este sentido, la Seccionadora tendrá una especificación diferente en sus capacidades de soporte de arco interno y de enclavamientos para que no cualquier persona pueda abrir las puertas de la aparamenta.

5. Condiciones Ambientales

Las condiciones ambientales influyen directamente en el tipo de aislamiento que se eligirá para la seccionadora. Dado que cada tipo de aislamiento tiene mejor vida útil en ciertas condiciones climáticas que en otras. Por lo tanto, las condiciones ambientales que se deben tomar en cuenta son las siguientes:

• Ambiente del Cuarto Eléctrico: con aire acondicionado, con entrada de polvo, entre otros. Cada tipo de aislamiento en las Celdas provee cierta flexibilida y robustez frente a diferentes tipos de ambiente.

• Temperatura Ambiente: las seccionadoras se fabrican para soportar un rango específico de temperatura ambiente según el modelo y según la marca. Si se instala una Seccionadora que no soporta la temperatura ambiente del lugar, entonces su vida útil se reducirá significativamente y dará problemas operativos frecuentemente.

• Altitud: los datos de placa de las Seccionadoras tienen derateo dependiendo de la altitud del lugar donde se van a instalar. Es imprescindible que los Ingenieros de Proyecto tomen este dato en cuenta paraa evitar problemas durante la ejecución del proyecto.

• Humedad: las Seccionadoras deben equiparse con resistencias calefactoras para evitar la humedad dentro de los compartimientos de la aparamenta. Aunque lo más recomendable es que estén alojadas en cuartos eléctricos con aire acondicionado para evitar problemas de corrosión y formación de arcos internos.

6. Aplicación Específica

Los dispositivos de seccionamiento, protección, control y los transformadores de intrumentación que deberán equipar cada módulo de la Seccionadora van a depender de la aplicación específica que se requiera en el lugar de la instalación. A continuación, explicamos algunos ejemplos:

• Requerimientos de Seccionamiento: Usualmente requerido en sistemas de distribución secundaria de las compañías de servicios públicos. En muchos casos requiere incluir relés de protecciones eléctricas dependiendo de la topología del sistema y de otros relés de protección cercanos.

• Requerimientos de Transferencia de Barra: Frecuentemente utilizados en las plantas industriales y en edificios comerciales y corporativos. Que necesitan pasar toda la carga al sistema de generación de emergencia local cuando hay ausencia de servicio eléctrico de la red pública. En este caso se requiere que la Seccionadora esté equipada con interruptores, transformadores de instrumentación y controladores de transferencia automática.

• Requerimientos de Alta Tasa de Seccionamiento: Generalmente se requiere en plantas industriales con motores de media tensión. Que necesitan encenderse y apagarse varias veces durante el día dependiendo del proceso al que estén asociados. En estos casos es preferible equipar la seccionadora con contactores de media tensión y asociarlos al sistema de control del motor.

7. Procedimientos Operativos Específicos del Sector

Cada sector tiene un procedimiendo operativo diferente. Por ejemplo, si las Seccionadoras pertenecen al sector de Servicios Públicos, podrían estar ubicadas en subestaciones desatendidas, y el personal que las opere será personal especializado, que conozca los riesgos y los equipos de protección personal que debe usar.

Sin embargo, si las seccionadoras están ubicadas en un Edificio Corporativo, es posible que no haya personal especializado para operar las Seccionadoras, sino que se deberá subcontratar a una empresa de servicio especializada para esos fines.

En resumen, los procedimientos operativos específicos del sector influyen en que los siguientes parámetros cambien entre un modelo de Seccionadora y otro:

• Operación (comandos de apertura y cierre, enclavamientos, etc).
• Inspección (continuidad del servicio mientras se abren las puertas de la celda).
• Protección del Personal.
• Instrucciones de Trabajo.
• Gestiones Mantenimiento (algunos modelos de seccionadoras requiren mayor frecuencia de mantenimiento que otros modelos).

8. Regulaciones

A pesar de todos los factores que hemos descrito en los puntos anteriores de este artículo, los que más influyen en la selección adecuada de las Seccionadoras de Media Tensión son las regulaciones. Entre las que destacan las seguientes:

• Estádares Internacionales.
• Leyes Gubernamentales o Estatales.
• Regulaciones de la Compañía Propietaria del Sistema Eléctrico.
• Directrices de Asociaciones entre los Propietarios del Sistema Eléctrico.

Conclusiones

Las Seccionadoras de Media Tensión IEC tienen muchos modelos con innumerables variaciones de fabricación dependiendo de la marca. Por lo tanto, es responsabilidad de los Ingenieros de Planificación, Diseño, Procura y Compras, tener el criterio adecuado para seleccionar las características constructivas de las Seccionadoras que mejor se adapten a las necesidades de sus proyectos.

En algunas ocasiones, los Ingenieros de Ventas podrían dar asesoría respecto a las soluciones que se adaptan mejor al proyecto. Pero, lo más recomendable es que todos los Profesionales involucrados con el Proyecto desde la etapa inicial hasta la etapa de ejecución tengan el criterio técnico suficiente para mitigar los errores que suelen aparecer en la etapa de Energización y Puesta en Marcha.

→ Artículo Recomendado: Introducción a las Celdas Seccionadoras de Media Tensión IEC

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Fuentes

Imagen de Banner: SIEMENS 8DJH 36 Medium Voltage Switchgear.

8DJH 36 – Medium-voltage switchgear – Siemens USA

Medium voltage IEC air insulated primary switchgear (AIS) UniGear ZS1 – Air Insulated Switchgear – Medium Voltage (Switchgear) | ABB

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De acuerdo con Estándares Internacionales, hay sólo dos Niveles de Tensión: Baja Tensión (hasta 1kV AC) y Alta Tensión (por encima de 1kV AC).

Por una parte, las instalaciones de baja tensión son utilizadas en el sector residencial, comercial e industrial. Mientras que, las instalaciones de alta tensión no sólo se utilizan para transmitir energía a través de largas distancias, sino que también se utilizan para distribución a los centros de carga a través de ramales.

Sin embargo, los niveles de tensión utilizados para transmisión son diferentes a los niveles de tensión utilizados para distribución de energía. De hecho, las tareas y requerimientos de las Seccionadoras son muy diferentes a las de los equipos primarios de las Subestaciones de Transmisión.

Recordemos que, los sistemas de transmisión manejan altas tensiones de operación porque tienen bajas corrientes, y con eso minimizan las pérdidas de energía. No obstante, esa tensión no se puede transformar directamente a los niveles de utilización en baja tensión en los centros de carga cerca de los consumidores. Sino que, es necesario disminuir progresivamente la tensión en los sistemas de subtransmisión y de distribución hasta llegar a los centros de carga de los consumidores.

¿Qué son las Seccionadoras de Media Tensión IEC?

Las Celdas o Seccionadoras de Media Tensión (Medium Voltage Switchgear) son los equipos que se utilizan en las subestaciones de los Sistemas de Distribución de Energía. Ya que, estos sistemas no requieren la robustez de las subestaciones de transmisión en alta tensión. Pero, manejan niveles de energía más grandes de lo que puede soportar un panel de baja tensión en la acometida del consumidor eléctrico.

Por lo anterior, se utiliza el término de «Media Tensión» para los sistemas de distribución de potencia que rondan entre 1kV y 52kV AC. Aunque las tensiones de operación más comunes en las instalaciones de media tensión varían entre 2.4 kV y 40.5 kV AC dependiendo de las preferencias locales de cada país.

¿En qué aplicaciones se utilizan las Celdas de Media Tensión?

Usualmente, las Celdas de Media Tensión se utilizan en subestaciones transformadoras del nivel primario de distribución, en las que la energía suministrada desde el sistema de alta tensión se transforma a media tensión.

Adicionalmente, se utilizan en subestaciones de suministro local, subestaciones transformadoras o de transferencia de clientes para grandes consumidores, en las que la potencia se transforma de media a baja tensión y se distribuye al consumidor.

También, se utilizan ampliamente en Centrales de Generación de Energía Eléctrica. Incluso, en Parques Solares y en Parques Eólicos de gran escala, las Seccionadoras de Media Tensión se instalan en las Estaciones de Potencia (Power Stations) y en las Subestaciones Colectoras del Parque, como se muestra en las siguientes imágenes.

Objetivos de las Celdas de Media Tensión

Las Celdas de Media Tensión tienen en su interior diferentes tipos de dispositivos de seccionamiento (Switching Devices) encargados de cerrar o abrir circuitos eléctricos bajo las siguientes circunstancias:

• Seccionamiento sin carga.

• Interrupción de corrientes de operación.

• Interrupción de corrientes de sobrecarga.

• Interrupción de corrientes de cortocircuito.

Tipos de Dispositivos de Seccionamiento

A continuación, describiremos los dispositivos de seccionamiento más comunes en las Celdas de Media Tensión.

1. Interruptor de Potencia (Circuit Breaker)

Los Interruptores de Potencia de Media Tensión sirven para abrir y cerrar todas las corrientes dentro del alcance de sus valores nominales. Desde corrientes de pequeñas cargas inductivas y capacitivas, hasta corrientes de cortocircuito bajo cualquier tipo de condición de falla en el sistema eléctrico. Las Celdas de Interruptor siempre vienen equipadas con relés de protecciones que tienen la lógica de disparo adecuada para cada equipo a proteger (Línea de Distribución, Transformador de Potencia, Motor, entre otros).

2. Seccionador de Tres Posiciones (Three-position disconnector)

Es un dispositivo con la combinación de tres funciones: conectar y desconectar sin carga, quedar en posición «abierto», y poner a tierra al circuito que tiene aguas abajo. Suele utilizarse acompañado de un interruptor de potencia, porque este seccionador no tiene la capacidad de abrir corrientes de cargas ni de cortocircuito. Sino que, su principal uso es poner el circuito a tierra para gestiones de mantenimiento de la celda, o poner el circuito «abierto» para gestiones de prueba.

3. Fusible (Fuse)

El Fusible en las Celdas de Media Tensión sirve como dispositivo de protección contra corrientes de cortocircuito, y consiste en una base de fusible y un cartucho fusible. Con la base del fusible se puede establecer una distancia de aislamiento cuando el fusible se extrae en condición desenergizada (como en un seccionador). Sin embargo, el cartucho fusible se utiliza para una sola interrupción de corriente de cortocircuito, y luego debe ser reemplazado por un cartucho nuevo.

4. Desconector-Seccionador de tres posiciones (Three-position disconnector-switch)

Tiene una función similar a la descrita en el punto 2 de este artículo, con la diferencia de que este seccionador tiene la capacidad de romper corrientes de carga. Usualmente, se utiliza junto con los fusibles descritos en el punto 3, ya que el fusible por sí sólo no tiene la funcionalidad de apertura y cierre por maniobra, sino que sólo funciona como dispositivo de protección contra corrientes de cortocircuito. De este modo, se le agrega un desconector-seccionador que puede hacer maniobras de apertura bajo carga. En muchos catálogos también se le denomina «interruptor-seccionador de tres posiciones» pero no está construido con la capacidad de interrumpir corrientes de cortocircuito.

5. Contactores (Contactors)

Los contactores en las Celdas de Media Tensión sirven para abrir y cerrar cargas con altas tasas de conmutación, y son ideales para esquemas de protección y control de motores de media tensión. Pero, tienen una capacidad limitada de apertura y cierre de altas corrientes, como las corrientes de cortocircuito. Por esto, es recomendable acompañarlos con un interruptor de potencia para que se encargue de despejar las corrientes de cortocircuito.

Conclusiones

Las Celdas de Media Tensión IEC tienen características particulares y adaptaciones constructivas que no se pueden lograr con los equipos típicos de las subestaciones de alta tensión. Dado que los sistemas de distribución de energía tienen necesidades funcionales diferentes a las de los sistemas de transmisión, es indispensable conocer las exigencias de la red y los equipos que están disponibles en el mercado para satisfacer las necesidades constructivas y operativas de las compañías de servicio eléctrico.

→ Artículo Recomendado: Protección Contra la Reconexión Automática de Motores AC

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Fuentes

Imagen de Banner: Seccionadora SIEMENS.

Catálogo SIEMENS: Celdas NXPLUS C.

Catálogo ABB: Celdas UniGear ZS1.

Switchgear | ABB

Medium Voltage Switchgear | Schneider Electric

Medium-voltage switchgear – Medium-voltage – Power distribution – Siemens USA

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Antes de conocer la importancia de la protección contra reconexión automática de los motores AC, es fundamental recordar cuáles son los escenarios por los que un motor AC puede sufrir una reconexión automática.

Escenarios de Reconexión Automática

Cuando hay una falla transitoria en la línea de distribución aérea que alimenta al motor, los relés de protección de la línea pueden abrir el interruptor de la línea para desenergizar la falla, y pueden volver a cerrar rápidamente el interruptor de la línea para mantener la continuidad del servicio.

Por otra parte, en las instalaciones industriales con seccionadoras de media tensión y con generadores de emergencia locales para mantener el servicio ante la ausencia de energía de la red eléctrica pública (utility), suelen usar sistemas de transferencia automática (ATS: Automatic Transfer System). Es decir, cuando el ATS detecta que la red eléctrica no está aportando energía, entonces enciende el generador local y vuelve a energizar automáticamente los equipos de la planta. Luego, cuando el ATS detecta que ha regresado la energía de la red eléctrica, transfiere la carga hacia la red eléctrica y apaga el generador de emergencia.

Naturaleza del Problema

Cuando desaparece la tensión de alimentación, los motores siguen girando por inercia inicialmente y conservan una tensión interna que decae con la velocidad del motor y el flujo interno.

Si el voltaje del sistema se restablece desfasado con respecto al voltaje interno remanente del motor, se producen altas corrientes de energización que pueden dañar los devanados del motor o producir pares que dañen el eje, la cimentación o el acoplamiento de transmisión, o los engranajes.

Uno de los mejores métodos para evitar el recierre rápido es consultar con la empresa de servicio eléctrico para acordar el retardo del recierre automático (por ejemplo, 2 segundos o más). Sin embargo, este método no cubre la reconexión del motor ocasionada por el ATS del generador de emergencia.

Alternativas de Protección contra Reconexión Automática de Motores

Existen varias alternativas para proteger a los motores contra la reconexión automática del alimentador. Unas de las alternativas más comunes consisten en añadir funciones de protecciones adicionales al relé de protección del motor evitar los daños provocados por la reconexión automática.

1. Añadir un Temporizador de Parada (ANSI 62)

Consiste el retardar el restablecimiento de la tensión en los bornes del motor utilizando un temporizador (identificado con el número ANSI 62) que mantenga abierto el interruptor del motor, e impida el cierre, durante un intervalo de tiempo suficiente para que la tensión interna del motor caiga a valores seguros para re-energizar (25% del voltaje nominal del motor).

2. Añadir la Función de Protección por Baja Frecuencia (ANSI 81)

Se recomienda añadir la función de protección por baja frecuencia (identificada con el número ANSI 81) en el esquema de protección del motor. Esto servirá para detectar la interrupción del suministro y disparar los motores antes de que se restablezca el voltaje de suministro. Posterior a esto, el operador deberá arrancar cada motor acorde a la secuencia de arranque de la planta.

3. Añadir la Función de Protección por Baja Tensión (ANSI 27)

Similar a la alternativa anterior, se recomienda añadir la función de protección por baja tensión (identificada con el número ANSI 27) en el esquema de protección del motor. De este modo, el relé detectará la interrupción del suministro y disparará los motores antes de que se restablezca el suministro.

4. Añadir la Función de Protección por Pérdida de Potencia (ANSI 37)

Se puede añadir la función de protección por pérdida de potencia (identificado por el número ANSI 37) que desconecte los motores cuando detecte la interrupción del suministro eléctrico y evitar que haya una reconexión rápida.

Problemas Mecánicos en el Motor

Cuando se realiza una transferencia rápida de motores grandes de un sistema eléctrico a otro sistema eléctrico podría causar corrientes de irrupción muy altas en el motor y un choque mecánico severo en el eje del motor. Provocando una sacudida mecánica que podría dañar físicamente el motor, el eje y los acoplamientos.

En este tipo de escenario, los motores de más de 37kW que impulsan cargas de alta inercia, como las bombas centrífugas o los ventiladores, pueden requerir una consideración especial.

Como ya se ha indicado en este artículo, el problema se puede eliminar si los circuitos del motor se pueden desenergizar el tiempo suficiente para permitir que el voltaje residual decaiga antes de que se vuelva a aplicar energía al motor.

Y, para lograrlo, además de incorporar las funciones de protección indicadas en el apartado anterior, se pueden hacer modificaciones en los dispositivos del Sistema de Transferencia Automática para agregar mecanismos que ejecuten el recierre temporizado e impidan el recierre instantáneo.

1. Relé de Retardo en Interruptor de Transferencia

Se puede incorporar un relé de retardo en el interruptor de transferencia automática que abra los circuitos de la bobina de retención del motor del interruptor, para que el cierre de la transferencia se retrase unos 3 segundos.

La desventaja de este método es que requiere intercableado entre el interruptor de transferencia y los arrancadores del motor y depende de la confiabilidad de un dispositivo de sincronización.

2. Interruptor de Transferencia con Posición de Apagado Temporizado.

Este método consiste en que, al iniciar la secuencia de transferencia, el interruptor se abre, pasa a la posición neutral o de apagado temporizado, en la que se cronometra para permanecer allí entre 3 y 10 segundos y, a continuación, completa la transferencia.

La ventaja de este enfoque es que elimina cualquier intercableado con los motores. El retardo de tiempo requerido debe establecerse cuidadosamente y puede variar a medida que cambian las condiciones del sistema.

La desventaja de este método es que la posición de «neutro» o de «apagado temporizado» crea el riesgo de que el interruptor de transferencia permanezca indefinidamente en una posición neutra en caso de mal funcionamiento del circuito de control o de los contactos.

3. Poner en Paralelo las dos Fuentes de Alimentación durante la Transferencia

Otra solución es poner momentáneamente en paralelo las dos fuentes de alimentación durante la transferencia, conectando ambas fuentes entre sí y luego dejando caer una. Con este método se logra que nunca se interrumpa la alimentación de los motores durante la transferencia.

Sin embargo, para lograr esta solución, se necesita implementar más dispositivos de control que sincronizen los voltajes de ambas fuentes en magnitud y ángulo. Por lo tanto, requiere mayor inversión de presupuesto que las soluciones anteriores.

Si una de las fuentes de alimentación es de una compañía de servicios públicos, puede existir la limitación legal de que no se permita la conexión en paralelo con otra fuente de energía. En otros casos, se requiere solicitar un permiso para el paralelismo de la compañía eléctrica de servicios públicos, que viene asociada con revisiones de diseño de los dispositivos y equipos que conforman el esquema de transferencia automática en cuestión.

Conclusión

Los sistemas de protecciones de motores no solo deben enfocarse en condiciones anormales de operación, sino que también deben enfocarse en condiciones de maniobras consideradas como «normales» pero que son inadecuadas para la operación continua de los motores. Como es el caso de los Sistemas de Transferencia Automática de las Plantas Industriales cuando la energía de la red eléctrica no está disponible y se transfiere la carga a los generadores internos de emergencia para mantener la continuidad de producción de la planta.

→ Artículos Recomendados: Factores de Selección de la Protección de Motores

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Fuentes

Imagen de Banner: SIEMENS High Voltage Motor.

IEEE Std. 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

Motores Eléctricos SIMOTICS – Tecnología de Accionamientos – Peru (siemens.com)

Motores Eléctricos | WEG – Productos

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Los riesgos de arco eléctrico son muy conocidos por el personal del sector eléctrico, en las empresas de transmisión y distribución de energía. Sin embargo, esos riesgos no son tan conocidos por el personal de las plantas industriales.

En el sector industrial los operadores tienen más conocimientos acerca de los procesos mecánicos y/o químicos, pero no tienen tanto conocimiento acerca de los riesgos operativos de las instalaciones eléctricas de la planta. Este es el principal inconveniente que enfrentan los propietarios de instalaciones industriales en cuanto a la seguridad de su personal y de las pérdidas que representan los eventos de arco eléctrico.

NOTA: Este artículo esta basado en un Caso de Estudio de SEL (Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) publicado en la Guía de Aplicación que se cita en la sección de «Fuentes» al final de esta página.

Principales Peligros

Una de las actividades que presentan mayor peligro para la seguridad del arco eléctrico en las plantas industriales es el mantenimiento anual de los equipos eléctricos. Esto incluye: la conmutación de los interruptores de media tensión, la instalación de tomas de tierra de protección, el desmontaje de transformadores, la resolución de problemas de interruptores de baja tensión, entre otros.

El riesgo se debe a que los operadores de la planta sólo realizan estas tareas una vez al año, por lo tanto, se tornan como tareas poco familiares y suponen un mayor riesgo de error humano.

Además, el riesgo aumenta si el mantenimiento anual se realiza a través de una agencia externa. El error humano podría aumentar porque el personal eléctrico de la agencia externa podría estar poco familiarizado con los procesos de la planta. Si la planta debe permanecer operativa durante el mantenimiento, puede darse el caso de que los circuitos adyacentes se energicen mientras que los trabajadores realicen el mantenimiento.

Datos de la Industria sobre el Arco Eléctrico

Desafortunadamente, los eventos de arco eléctrico en el sector industrial son comunes y pueden traer consecuencias extremas. A continuación, mostraremos los datos de acuerdo con la publicación del 31 de Mayo de 2013 del Industrial Safety & Hygiene News:

> Cada año ocurren 30,000 incidentes de arco eléctrico, de los cuales:

• 7,000 son lesiones por quemaduras.
• 2,000 son hospitalizaciones.
• 400 son muertes.
• El 80% de las muertes relacionadas con el arco eléctrico se deben a quemaduras externas.

Los datos de la industria también han demostrado que la mayoría de los eventos de arco eléctrico ocurren tarde en el día o al final de un turno, cuando los trabajadores están cansados, apresurados o tentados a ignorar los protocolos de seguridad.

Posibles Causas del Arco Eléctrico

Según la OSHA, los eventos de arco eléctrico pueden ser causados por:

• Polvo.
• Herramientas que caen.
• Toques accidentales.
• Condensación.
• Fallas en los materiales.
• Corrosión.
• Instalación defectuosa.

Consecuencias del Arco Eléctrico

Un sólo evento de arco eléctrico tiene el potencial de liberar 35,000 grados Fahrenheit, casi cuatro veces la temperatura de la superficie del sol. Esto pone en peligro al personal, y podría afectar el sistema de energía eléctrica de la planta y limitar la producción. Además, el tiempo de inactividad del proceso resultante podría ser extremadamente costoso.

La Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA, por sus siglas en Inglés) declara que: Debido a la naturaleza violenta de una explosión por un arco eléctrico, cuando un empleado se lesiona, la lesión es grave, incluso resulta en la muerte. Es común que un empleado lesionado nunca recupere su calidad de vida pasada.

Los tres factores principales que determinan la gravedad de una lesión por peligro de arco eléctrico son:

1. La proximidad del trabajador al peligro.
2. La temperatura del arco y del entorno.
3. El tiempo para que se abra el circuito que alimenta el arco.

Medidas de Seguridad

Conociendo lo anterior, se pueden implementar soluciones para proporcionar un entrono seguro para el personal y minimizar las posibles lesiones, como las siguientes:

1. Cálculo de la energía incidente de la exposición para establecer los límites de protección contra el arco eléctrico.

2. La instalación de letreros y etiquetas de seguridad del producto para comunicar las áreas de riesgo.

3. La exigencia del uso de equipo y ropa de protección personal (EPP), como trajes ignífugos y protecciones faciales.

4. Instalación de dispositivos inteligentes de protección contra arco eléctrico para reducir el tiempo de apertura del circuito donde ocurra el arco. Esto reduce significativamente la cantidad de energía incidente resultante de un evento de arco eléctrico.

Sin embargo, la forma más eficaz de aumentar la seguridad contra el arco eléctrico es eliminar el elemento humano de la ecuación tanto como sea posible. Es decir, implementar la tecnología adecuada para que los trabajadores puedan operar los equipos de forma remota y no directamente frente al equipo eléctrico. En este sentido, el personal disminuirá en gran medida el riesgo de exposición al arco eléctrico.

Relés de Protección contra Arco Eléctrico (Arc-Flash)

Hoy en día, ya existen suficientes avances tecnológicos que permiten reducir la cantidad de energía resultante de un arco eléctrico para poder garantizar la seguridad de los operadores.

Sin embargo, las soluciones de relés de protección contra arco interno son poco conocidas en el sector industrial. Y su aplicación depende de las gestiones de los proveedores de estas soluciones para poder educar a los operadores e incentivar la instalación de este tipo de tecnologías en la industria.

En este sentido, fabricantes como SEL (Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) ofrecen múltiples beneficios de adoptar esta nueva tecnología: mejor calidad, menor costo, simplicidad, mayor velocidad de muestreo, mayor capacidad de almacenamiento de datos, mayor protección del equipo y mayor seguridad del personal.

Conclusiones

Todo el personal que esté trabajando en cualquier sector donde existan instalaciones eléctricas debe estar entrenado y capacitado para poder prevenir los riesgos de arco eléctrico. Independientemente del nivel de tensión de la instalación, ya sea baja tensión, media tensión o alta tensión, todos los empleados ponen sus vidas en riesgo si deben operar o realizar mantenimiento a los equipos eléctricos de la instalación. En este sentido, una solución optimizada para reducir el riesgo es la instalación de relés de protección de arco eléctrico (Arc-Flash), ya que es una solución sencilla, económica y efectiva.

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Fuentes

SEL APPLICATION GUIDE (selinc.com)

Soluciones para la protección contra arcos eléctricos (selinc.com)

OSHA FACTSHEET PPE

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De este modo, en condiciones de operación normal, no se detecta una diferencia de corriente entre el alimentador y el lado neutro del motor. Sin embargo, en condiciones de falla interna, la corriente de entrada será diferente que la corriente en el lado neutro, en este caso el relé 87M disparará el interruptor del alimentador para evitar daños.

El objetivo de la protección 87M es eliminar las fallas internas en el motor antes de que el hierro del estator se dañe significativamente.

IEEE Std. 242.

¿Cuándo Aplicar la Protección 87M?

Técnicamente, la protección diferencial de motor (ANSI 87M) se puede aplicar en cualquier tipo de motor de media tensión. Pero, lo más recomendable es aplicarla en motores grandes o críticos solo donde el daño en los devanados o en el hierro podría ser costoso o difícil de reemplazar.

Acorde con IEEE Std. 242 hay tres recomendaciones generales para aplicar la protección 87M:

• Cuando los motores son mayores de 750kW y están conectados a sistemas aislados de tierra.

• Cuando los motores son mayores de 750kW y están conectados a sistemas con puesta a tierra, en los que la protección de falla a tierra convencional no se considera suficiente para detectar fallas de fase-fase.

• Cuando los motores son pequeños y operan a tensiones superiores a 2400V.

Esquema de Protección Diferencial de Motor (ANSI 87M)

El esquema convencional de protección diferencial de motor (ANSI 87M) detecta fallas de fase de bajo nivel y elimina rápidamente el cortocircuito del motor antes de que se desarrollen daños extensos.

Este esquema utiliza seis Transformadores de Corriente (TC) idénticos, de modo de instalar tres TC en cada fase del lado del alimentador del motor, e instalar los otros tres TC en cada fase del lado del neutro del rotor.

Es decir, cada fase tendrá un par de TC: uno del lado del alimentador, y otro del lado de neutro, para que el relé 87M pueda comparar la corriente de entrada y la del lado del neutro de cada fase, como se muestra en la siguiente imagen.

Así, cuando ocurra una falla en los devanados del motor, las corrientes secundarias del par de TC tienen diferentes magnitudes y polaridades, por lo que el relé 87M disparará el interruptor del motor.

Si bien, a veces se aplica a motores conectados en «Delta», este esquema generalmente se usa con motores conectados en estrella, dado que son muchos más comunes en las instalaciones de media tensión.

Esquema Simplificado de Protección Diferencial de Motor con TC Toroidales

El esquema simplificado de protección diferencial de motor con TC toroidales consiste en instalar un TC por fase, de modo que, tanto el cable de la línea del motor como el cable de neutro de la misma fase pasen a través del TC para que el flujo de las dos corrientes se cancele entre sí en condiciones normales.

De esta forma, si ocurre una falla fase-fase o fase-tierra en el devanado del motor, da como resultado una corriente diferencial en los TC toroidales, provocando que el relé 87M dispare y despeje la falla oportunamente.

La ventaja de este esquema es que tiene mayor precisión para detectar fallas a tierra en comparación con la protección 87M convencional. Por lo que es recomendable para motores instalados en sistemas conectados a tierra, ya que la mayoría de las fallas comienzan como fallas a tierra.

Adicionalmente, se tiene la ventaja de que este esquema es selectivo para fallas dentro del motor. En este sentido, el cable que alimenta al motor debe ser protegido por la protección de sobrecorriente utilizando otro TC por fase dedicado a la protección 50/51 del cable.

Conclusión

La protección diferencial de motor (ANSI 87M) es una función muy potente que no siempre se debe utilizar en todos lo motores, debido a que encarece la inversión y podría complicar el conexionado de los TC por fase en ambos lados del motor. Sin embargo, si la aplicación del motor es crítica, como es el caso de las bombas del sistema contra incendio, o en el caso de plataformas petroleras, es imprescindible que se invierta el presupuesto suficiente para que el sistema de protecciones del motor sea lo más confiable y robusto posible, asegurando que el disparo no sea erróneo para fallas internas del motor.

→ Artículo Recomendado: Factores de Selección de la Protección de Motores

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Fuentes

SIEMENS. SIPROTEC 5 Catalog.

IEEE Std. 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

SIPROTEC 5 – Protection relays for digital substation – Siemens Global Website

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Cada instalación de motores tiene exigencias particulares y diferentes dependiendo del tipo de aplicación, de la importancia del motor, de las características de la fuente del sistema de energía y de su método de conexión a tierra. Por lo que, no todos los motores tienen el mismo paquete de protecciones, así como tampoco tienen las mismas especificaciones técnicas en sus datos de placa.

Como Ingenieros de Planificación y Diseño debemos tener algún tipo de «Check List» o «Lista de Verificación» que nos sirva de herramienta para confirmar que estamos analizando correctamente todos los parámetros necesarios para crear un Sistema de Protecciones Efectivo en cada tipo de proyecto.

En este artículo enlistamos varios factores que se deben tomar en cuenta durante la planificación y diseño del sistema de protecciones de motores para cada proyecto particular. Esto es, con el objetivo de que sirva como herramienta de análisis para el primer paso del proceso de diseño.

1. Características del Motor

El sistema de protecciones a elegir depende directamente de las características constructivas del motor. Por lo tanto, se deben conocer los datos constructivos o especificaciones técnicas de los motores que se van a utilizar en cada proyecto, como los siguientes:

2. Condiciones de Arranque del Motor

Es imprescindible conocer la curva de arranque del motor para poder considerar un ajuste selectivo de las funciones de protección. Con esto, se pueden conocer las siguientes condiciones de arranque:

• Voltaje total o Voltaje reducido.
• Variador de Velocidad.
• Caída de voltaje y grado de corriente de entrada durante el arranque.
• Arranques repetitivos: frecuencia y número total de arranques.

3. Entorno y Condiciones Ambientales

Una de las principales causas de falla en los motores suele venir de las condiciones ambientales y del entorno de su instalación. Por esta razón, se deben tomar en cuenta los siguientes datos para poder hacer un análisis holístico de las posibles condiciones de falla del motor:

• Temperaturas máximas y mínimas del entorno.
• Altitud.
• Fuentes de calor adyacentes a la instalación del motor.
• Disposición de ventilación.

4. Características de la Carga del Motor

Es necesario conocer las características de la carga que el motor va a impulsar, dado que el tipo de carga mecánica podría provocar que el rotor se bloquee o que no se alcance la velocidad normal, ocasionando que el motor se sobrecaliente excesivamente durante el arranque o durante la operación. De este modo, debemos proveer un sistema de protección que garantice que la corriente nunca exceda los límites de daño térmico del motor durante estas condiciones de operación anormales.

5. Calidad del Sistema de Energía

A demás de analizar las características constructivas y operativas del motor, se debe analizar la calidad de energía del alimentador del motor. Por ejemplo, si el alimentador no tiene filtro de armónicos, puede causar sobrecalentamiento del motor y afectar el rendimiento de los dispositivos de protección.

En este sentido, los datos de calidad del sistema de energía que deben chequearse son los siguientes:

• Tipos de puesta a tierra del sistema.
• Exposición a rayos.
• Exposición a sobretensiones por conmutación de otras cargas.
• Capacitores y sus controles para la corrección del factor de potencia.
• Nivel de Cortocircuito.
• Exposición a reconexión automática de líneas aguas arriba del motor.
• Exposición a transferencia automática en las barras aguas arriba del motor.
• Posibilidades de suministro monofásico (conductor roto, desconexión abierta).
• Tipo de interruptor, seccionador, contactor o fusible aguas arriba del motor.
• Características de las demás cargas de la instalación que puedan causar desequilibrio de voltaje en el punto de conexión del motor.
• Existencia de filtro de armónicos y su ubicación en el diagrama unifilar.

6. Importancia del Motor

La importancia del motor es un indicador para la robustez o simplicidad de la lógica de disparo del sistema de protecciones. De hecho, es uno de los factores más determinantes respecto al presupuesto que se considera invertir en los dispositivos de protección de motores.

Por ejemplo, si el motor es importante para la continuidad operativa de una planta, o para la seguridad del proceso y de los operadores, entonces el sistema de protecciones debe incluir una alarma previa al disparo para dar tiempo a que los operadores puedan intervenir primero y reparar la condición anormal sin desconectar el motor ni detener el proceso de la planta. En caso de que los operadores no puedan revertir la condición anormal, entonces la protección disparará el interruptor del motor luego de un tiempo predefinido en la lógica de disparo.

Por lo tanto, para determinar la importancia del motor, debemos analizar los siguientes factores:

• Costo del motor.
• Costos en la planta por la parada forzosa de ese motor.
• Cantidad de mantenimiento y supervisión operativa que se debe proporcionar a ese motor.
• Facilidad y costo de la reparación del motor.
• Facilidad y costo del reemplazo del motor.

7. Fallas a Tierra

Es muy importante tomar en cuenta que las fallas a tierra en el motor usualmente comienzan con un nivel de corriente bajo, dañando inicialmente los devanados del motor. Pero, si la falla no se interrumpe a tiempo y se permite que continúe, podría causar daños más extensos. Por ejemplo, podría dañar gravemente el núcleo del motor, elevando el costo de reparación o reemplazo del motor.

8. Capacidad de Mantenimiento

Durante el diseño del sistema de protección de motores se deben tomar en cuenta los factores de capacidad y frecuencia de mantenimiento. Ya que, si se eligen dispositivos de protección que requieren mantenimiento frecuente, pero no se toman en cuenta en los cronogramas de los operadores, entonces el sistema de protección está propenso a tener errores de operación por falta de mantenimiento.

En este sentido, si la capacidad de mantenimiento es baja, se debe diseñar un sistema de protección adecuado para que no tenga disparos erróneos a lo largo del tiempo por falta de mantenimiento.

Conclusión

Los motores son equipos complejos que requieren diferentes tipos de protección dependiendo de muchos factores internos y externos. Por lo tanto, no se puede aplicar el mismo paquete de protección a todos los motores de un proyecto, o de diferentes proyectos. Por el contrario, se deben realizar análisis detallados de varios parámetros, como los indicados en este artículo, para poder identificar los posibles tipos de fallas que pueden ocurrir en el motor y, de este modo, tener una visión más completa de las funciones de protección que se adaptan mejor a cada aplicación.

→ Artículo Recomendado: ¿Por qué es importante la Corrección del Factor de Potencia?

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Fuente

IEEE Std 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

Weather Protected Type I | Motors Drives | Toshiba International Corporation

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Los generadores síncronos, ya sean de vapor, hidráulicos o de combustión, son equipos complejos que requieren un sistema de protección particular que depende del tamaño de la máquina, de la potencia entregada y del nivel de voltaje en los terminales del generador.

Sin embargo, hay contingencias que son comunes en todos los tipos de generadores síncronos, como el aumento excesivo de la temperatura en el estator. Esto es debido a que los generadores corren el riesgo de tener sobrecargas, fallas en los sistemas de refrigeración, puntos calientes causados por fallas en el aislamiento de la laminación del núcleo del estator, o por fallas localizadas en los devanados del estator.

Protección de Temperatura (ANSI 49)

La mayoría de los generadores se suministran con varios sensores de temperatura para monitorear continuamente los devanados del estator. De este modo, los sensores de temperatura se pueden conectar a un relé de protección numérico para generar alarma, iniciar acciones correctivas, o disparar la unidad si se exceden los límites de temperaturas actuales.

Hay dos tipos de sensores de temperatura que se pueden utilizar para la protección térmica del estator:

• Detectores de Temperatura de Resistencia (RTD: Resistance Temperature Detectors), o también llamados Termoresistencias, se encargan de detectar la temperatura mediante el cambio en la resistencia del sensor.

• Termocuplas (Thermocouples), que se encargan de detectar la temperatura mediante el cambio en el voltaje termoeléctrico inducido en la unión de la termocupla.

Para generadores con devanados de estator convencionales sin refrigeración, se integran los RTD en las barras superior e inferior para monitorear las temperaturas de los devanados.

Mientras que, para generadores con devanados de estator enfriados internamente, la temperatura de descarga del refrigerante del estator se utiliza junto con los RTD integrados para monitorear la temperatura del devanado.

Sin embargo, lo más recomendable es consultar al fabricante del generador para obtener recomendaciones específicas sobre el método preferido para monitorear estos sensores y los límites de temperatura para fines de alarma y disparo.

Protección de Sobrecorriente (ANSI 50/51)

En algunos casos, se puede proporcionar protección contra sobrecarga del generador mediante el uso de un relé de sobrecorriente controlado por par que esté coordinado con la curva de tiempo extremadamente inversa y con la operación instantánea para sobrecorrientes más elevadas.

Con este tipo de protección, se recomienda que genere una alarma de sobrecarga para darle al operador la oportunidad de reducir la carga de manera ordenada y evitar el disparo.

Sin embargo, la curva de disparo de este relé siempre se debe coordinar con la curva de daño del generador acorde con los datos del fabricante. De modo que el relé deje pasar cierta magnitud de corriente de sobrecarga sin disparar, pero que dispare efectivamente en un tiempo oportuno para evitar daños en el generador.

Escenarios de Protección Térmica del Estator

A continuación, definiremos los tres tipos de contingencias que son las causas más comunes de sobrecalentamiento del estator de los generadores.

1. Sobrecarga del Generador

La capacidad de salida continua de un generador se expresa en kilovoltios-amperios (kVA) disponibles en sus terminales a una frecuencia, voltaje y factor de potencia específicos. Y, en general, pueden operar exitosamente a la potencia, frecuencia y factor de potencia nominales para una variación de voltaje del 5% por encima o por debajo del voltaje nominal.

En condiciones de emergencia, está permitido exceder la capacidad de producción continua durante un breve período de tiempo, dependiendo de la capacidad térmica que tenga el generador sin llegar al punto de daño.

Sin embargo, la capacidad térmica del generador es dada por el fabricante. Por esa razón, se recomienda que el fabricante participe en el equipamiento y en la coordinación de los sensores de protección térmica del generador, para garantizar que las protecciones disparen antes de llegar al punto de daño.

2. Fallas en el Sistema de Refrigeración

Dependiendo de la clasificación y el diseño, el núcleo y el devanado del estator pueden enfriarse con aire, aceite, hidrógeno o agua. Para cualquier tipo de generador, una falla en el sistema de enfriamiento puede resultar en un rápido deterioro del aislamiento de la laminación del núcleo del estator, de los conductores y del aislamiento del devanado del estator.

Usualmente, el fabricante del generador proporciona toda la protección necesaria para el sistema de refrigeración: sensores de temperatura (RTD y Termocuplas), sensores de flujo y sensores de presión del refrigerante. De modo que, todos estos sensores se conecten a una alarma, ya sea a través de un relé numérico, o a través del SCADA para reducir automáticamente la carga a niveles seguros o para disparar el interruptor del generador.

En este sentido, el usuario siempre debe consultar con el fabricante del generador para determinar los límites de temperatura, la protección proporcionada y los procedimientos operativos recomendados en caso de pérdida de refrigerante.

3. Puntos Calientes en el Núcleo del Estator

Los puntos calientes localizados en el núcleo del estator pueden producirse por fallas en el aislamiento de las laminaciones causadas por los siguientes factores:

• Por mal funcionamiento: como la operación excesiva del factor de potencia principal o por sobreflujo.

• Por vibración debido a holgura: desgasta el aislamiento y provoca fatiga de las laminaciones.

• Por objetos extraños dejados en la máquina.

• Por daños en el núcleo durante la instalación o mantenimiento.

• Por objetos que normalmente forman parte de la máquina pero que se desprenden de su posición normal y se desplazan hacia el núcleo: una tuerca, una cuña, entre otros.

Sin embargo, los puntos calientes más comunes son el resultado de altas corrientes parásitas, producidas a partir del flujo del núcleo, que encuentran caminos conductores a través del aislamiento entre las laminaciones. En el peor escenario, el cortocircuito de las laminaciones puede provocar la fusión del acero del núcleo proporcionando daños costosos o irreparables.

Conclusión

Es imposible evitar por completo las fallas térmicas en los generadores, pero sí es posible contar con un sistema de monitoreo y alarmas para tomar acción y remediar las condiciones operativas que causan el sobrecalentamiento. Sin embargo, es responsabilidad del usuario coordinar las características de operación, de alarma y disparo del sistema de protección térmica de modo de garantizar la funcionalidad de cada componente y evitar el daño del generador.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es la Motorización de un Generador de Potencia?

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Fuentes

IEEE Std C37.102. Guide for AC Generator Protection. New York, USA.

SGen-3000W | Generator 540-1,300 MVA | Siemens Global Website | Generators | Siemens Energy Global (siemens-energy.com)

La entrada Protección Térmica del Estator del Generador (ANSI 49) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

La energización accidental de los generadores AC (mientras están fuera de línea) suele ocurrir por errores de operación, fallas en los enclavamientos, descargas disruptivas en los terminales del interruptor, mal funcionamiento del circuito de control, o por una combinación de todos estos eventos.

Aunque no es una condición que ocurra comúnmente, los ingenieros de protecciones deben considerar este escenario para poder complementar los esquemas de protección de generadores de forma adecuada. De lo contrario, los generadores AC podrían dañarse o quedar completamente destruidos si llegase a ocurrir una energización accidental.

Escenarios más comunes de Energización Accidental de Generadores AC

Los escenarios más comunes de energización accidental de generadores AC están vinculados a aquellas plantas de generación cuya subestación de interconexión con la red eléctrica tiene topologías complejas en que más de un interruptor está vinculado con el circuito del generador. Como por ejemplo, las Subestaciones con Barra en Anillo, o las Subestaciones de Interruptor y Medio.

En este tipo de subestaciones, los interruptores del circuito del generador también están vinculados a las lógicas de operación y comando que influyen en la topología de la barra. Es decir, se abren y se cierran los interruptores para abrir o cerrar el anillo de la barra, o para habilitar o deshabilitar las diagonales de la topología de interruptor y medio.

Si el generador se desconecta intencionalmente, usualmente para gestiones de mantenimiento, deben emplearse enclavamientos en los interruptores de la subestación para evitar el cierre accidental de los interruptores asociados al circuito del generador. Sin embargo, se han reportado situaciones en que los generadores se dañan o se destruyen completamente debido a que los enclavamientos fueron anulados o debido a que fallaron inadvertidamente y el interruptor se cerró de forma accidental.

¿Qué le ocurre al Generador AC cuando se Energiza Accidentalmente?

Cuando los generadores están apagados y se energizan accidentalmente recibiendo energía de la red eléctrica, se aceleran como un motor de inducción y se inducen altas corrientes en el rotor que pueden llegar a ser 5 veces la corriente nominal de la máquina, ocasionando daños graves en el rotor en cuestión de segundos.

Cabe destacar que el voltaje de los terminales del generador y la corriente son función de las impedancias del generador, del transformador y del sistema.

¿Cómo opera el Sistema de Protecciones en este caso?

Las funciones de protección más comunes en generadores tienen limitaciones al intentar detectar energizaciones accidentales, dado que funcionan cuando el generador está en línea, y dejan de funcionar cuando se apaga el generador. De hecho, se han detectado casos de daños en los generadores debido a que todo su sistema de protección estaba inoperativo cuando la máquina se energizó accidentalmente.

Por ejemplo, los relés que dependen del voltaje (como los relés de potencia inversa ANSI 32) se desactivan si durante el mantenimiento se quitan los fusibles del transformador de voltaje (TV) cuando el generador está fuera de línea. Por otro lado, los relés con retardo de tiempo intencional son demasiado lentos para proporcionar una protección sustancial contra la energización accidental de los generadores AC.

En este sentido, se deben diseñar esquemas de protección especiales para proteger el generador cuando está fuera de línea, de forma de ubicar los puntos de medida donde sea menos probable que se desactiven durante el mantenimiento del generador.

Protección contra la Energización Accidental

A continuación, describiremos los esquemas más comunes utilizados para detectar energizaciones involuntarias.

1. Protección de Sobrecorriente Supervisada por Frecuencia

Este esquema utiliza una combinación de relés de frecuencia y sobrecorriente que solo se habilitan cuando la máquina está fuera de línea.

Los relés de sobrecorriente son instantáneos con un ajuste de activación que ronda la mitad del valor de la corriente de energización accidental esperada.

Los relés de frecuencia se configuran para cerrar sus contactos cuando la frecuencia cae por debajo del ajuste predeterminado, habilitando al relé de sobrecorriente instantánea. Es decir, para que el esquema funcione correctamente, el contacto del relé de baja frecuencia debe estar cerrado cuando no hay voltaje.

Cabe destacar que para aplicaciones con relés numéricos se puede configurar este esquema en la lógica de programación del relé.

2. Protección de Distancia

Consiste en un esquema de protección que monitoriza el generador desde el patio de la subestación de interconexión. En este sentido, se configura el relé de distancia para detectar la suma de la reactancia del transformador elevador de la unidad generadora y la reactancia de secuencia negativa del generador con el margen adecuado.

Sin embargo, esta solución es compleja y podría provocar disparos erróneos si no se configura correctamente.

3. Protección de Sobrecorriente Supervisada por Voltaje

Consiste en utilizar relés de baja tensión y de sobretensión con retardos de tiempo de activación y desactivación para supervisar a los relés de sobrecorriente instantánea.

En este sentido, cuando se apaga el generador los detectores de baja tensión habilitan automáticamente a los relés de sobrecorriente instantánea para detectar condiciones de energización accidental.

Mientras que, cuando se enciende el generador, los relés de sobretensión desactivan el equema de sobrecorriente instantánea para evitar disparos erróneos.

La ventaja de este esquema es que funcionará correctamente incluso si se desconectan los transformadores de tensión del generador durante el mantenimiento.

Conclusión

Los generadores son equipos muy complejos que están sujetos a muchas situaciones de operación anormal que pueden causar daños costosos y atentar contra la seguridad de los operadores de la planta. Es por eso que es imprescindible conocer todos los escenarios catastróficos que pueden ocurrir para poder diseñar un sistema de protección confiable y seguro.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es la Motorización de un Generador de Potencia? • LeiryChinchilla.com

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Fuentes

IEEE Std C37.102. Guide for AC Generator Protection.

IEEE Std 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

Generator Protection :: GE Grid Solutions

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Por lo general, las cargas en las instalaciones eléctricas utilizan la energía eléctrica de la red como fuente de alimentación, ya sea para convertirla en otra forma de energía o para convertirla en trabajo útil. Para que esto ocurra, generalmente es necesario que el equipo alimentado intercambie energía reactiva con la red.

Esto contribuye al incremento de la potencia total que transita por la red eléctrica, sobrecargando los generadores, los transformadores de potencia y los conductores de las líneas eléctricas. Adicionalmente, la potencia reactiva reduce el factor de potencia y aumenta la caída de tensión en las líneas de transmisión y distribución.

En este sentido, la corrección del factor de potencia en las instalaciones eléctricas sirve para atenuar el efecto negativo que provoca el tránsito de la potencia reactiva a lo largo de la red eléctrica.

Componentes de la Corriente Absorbida

En los sistemas eléctricos de corriente alterna, la corriente absorbida por una carga está representada por dos componentes: la componente activa (I_R) y la componente reactiva (I_Q).

La Componente Activa I_R está directamente relacionada con el trabajo útil desarrollado. Es decir, está relacionada con la energía transformada en otro tipo de energía, como la mecánica, la térmica, la lumínica, entre otras. La corriente I_R está en fase con la tensión de alimentación.

La Componente Reactiva I_Q sirve para producir el flujo necesario para la conversión de las potencias a través del campo eléctrico o del campo magnético, como ocurre en el núcleo de un transformador, o en el entrehierro de un motor. En este sentido, la componente reactiva es un índice del intercambio de energía entre la fuente de alimentación y la carga. Además, la corriente I_Q es perpendicular a la tensión.

En definitiva, en los sistemas eléctricos es necesario generar y transportar tanto la Potencia Activa útil (P) como la Potencia Reactiva (Q), para la conversión de energía eléctrica que no es utilizada por las cargas sino intercambiada con la red.

Factor de Potencia (Cosφ)

El Factor de Potencia, también identificado como «Cosφ«, es la relación entre la componente activa «I_R» y el valor total de la corriente «I», donde φ es el ángulo de fase entre la tensión (V) y la corriente (I), como se muestra en la siguiente figura:

Por lo que se observa en la figura anterior, mientras mayor sea componente reactiva, mayor será el ángulo φ, y por lo tanto, menor será el factor de potencia (Cosφ). Lo que quiere decir que el sistema eléctrico deberá generar y transmitir tanto la potencia activa útil «P» y una cantidad elevada de potencia reactiva «Q» que sobrecargue el generador y las líneas de transmisión innecesariamente.

El objetivo de las empresas de servicio eléctrico es que la Potencia Aparente «S» sea lo más parecida posible a la Potencia Activa útil «P», reduciendo al mínimo la Potencia Reactiva «Q» para optimizar la cantidad de energía generada y transmitida sin sobrecargar los elementos de la red eléctrica.

Valores Típicos del Factor de Potencia

El factor de potencia en cargas resistivas es igual a 1 porque no absorben componente reactiva.

Sin embargo, el factor de potencia en cargas inductivas varía dependiendo de las características constructivas de los equipos y del tipo de conversión de energía que requieren para su operación. Algunas cargas óhmico-inductivas son las siguientes:

• Transformadores en vacío: tienen un factor de potencia entre 0.10 y 0.15.
• Motores: tienen un factor de potencia entre 0.70 y 0.85.
• Soldadoras de arco: tienen un factor de potencia entre 0.35 y 0.60.
• Soldadoras de arco compensadas: tienen un factor de potencia entre 0.70 y 0.80.
• Soldadoras de Resistencia: tienen un factor de potencia entre 0.40 y 0.60.
• Hornos de arco: tienen un factor de potencia entre 0.75 y 0.90.
• Lámparas fluorescentes compensadas: tienen un factor de potencia de 0.90.
• Lámparas fluorescentes no compensadas: tienen un factor de potencia entre 0.40 y 0.60.
• Rectificadores: tienen un factor de potencia entre 0.60 y 0.95.
• Accionamientos de corriente continua: tienen un factor de potencia entre 0.40 y 0.75.
• Accionamientos de corriente alterna: tienen un factor de potencia entre 0.95 y 0.97.

Sanciones de las Compañías Eléctricas

En muchos países, gestionar una instalación con un bajo factor de potencia implica un incremento de los costes para el distribuidor de energía eléctrica, ya que sobrecarga las líneas de distribución y las fuentes de generación, y aumenta la caída de tensión a lo largo de la red eléctrica.

Como consecuencia, las empresas de servicio eléctrico aplican un sistema de tarifas que sanciona el uso de la energía con bajos factores de potencia.

De este modo, las compañías eléctricas nacionales pueden promover que los clientes reduzcan el consumo de la energía reactiva de la red, y lograr que el factor de potencia no caiga por debajo de 0.90. Es decir, a partir del sistema de tarifas aplicado, el usuario puede decidir incorporar un sistema de corrección de factor de potencia en sus instalaciones para ahorrarse el costo de las sanciones.

¿En qué consiste la Corrección del Factor de Potencia?

La corrección del factor de potencia consiste en producir localmente la potencia reactiva que necesitan los equipos locales para operar. De esta manera, no se consumirá potencia reactiva de la red, y se evitarán sanciones por parte de la compañía de servicio eléctrico.

En la imagen anterior podemos observar que P es la potencia activa y Q_C es la potencia reactiva de corrección (perteneciente al elemento de producción de energía reactiva local). Q₁ y φ₁ son la potencia reactiva y el ángulo de desfase antes de la corrección (la que necesita la carga para operar). Q₂ y φ₂ son la potencia reactiva y el ángulo de desfase en la red eléctrica después de la corrección.

1. Ventajas en Máquinas Eléctricas

La corrección del factor de potencia a un valor mayor de 0.9 permite dimesionar los generadores y los transformadores de la red eléctrica en capacidades constructivas más económicas. Ya que la potencia aparente S (la potencia nominal de fabricación) estará calculada en función de la Potencia Activa P, considerando una cantidad mínima de la potencia reactiva Q.

De lo contrario, si se permite que el sistema tenga un factor de potencia menor a 0.9, entonces las máquinas eléctricas deberán dimensionarse con una Potencia Nominal mucho mayor, para poder generar y transmitir la cantidad de Potencia Reactiva que demanda el sistema. Esto se traduce en mayores costos de inversión por parte de las compañías eléctricas.

Por otra parte, si el sistema eléctrico ya es existente, dimensionado para operar con un factor de potencia de 0.9, entonces, la potencia nominal de los generadores y transformadores no tendrán la capacidad de generar y transmitir más Potencia Reactiva Q que la que se diseñó durante la construcción de la red eléctrica. Por lo tanto, los generadores y transformadores trabajarán sobrecargados si se les exige operar a un factor de potencia menor a 0.9, llevando a ocasionar sobrecalentamiento y reducción de la vida útil de esos equipos.

2. Ventajas en Líneas Eléctricas

La corrección del factor de potencia trae ventajas con respecto al dimensionamiento de los cables y conductores de las líneas eléctricas. Ya que, si se reduce la componente reactiva de la corriente, entonces se reducirá la corriente total que se transmite a través de la línea. Es decir, se reduce la corriente nominal requerida para dimensionar las secciones de los cables, los interruptores de potencia, los seccionadores, y demás componentes de la red eléctrica.

3. Reducción de Pérdidas

La corrección del factor de potencia permite reducir las pérdidas de potencia en todas las partes de la instalación ubicadas aguas arriba del punto en el que se efectúa la corrección.

Esto se debe a que las pérdidas de potencia en un conductor eléctrico dependen de la resistencia del conductor y del cuadrado de la corriente que lo atraviesa. Si la corriente que atraviesa al conductor tiene una componente reactiva alta (en este caso, el factor de potencia es bajo), el conductor tendrá mayores pérdidas de potencia.

En cambio, si se reduce la componente reactiva de la corriente por medio de la corrección del factor de potencia, entonces la corriente que atraviesa al conductor será menor y tendrá menores pérdidas en el sistema eléctrico aguas arriba del punto de corrección.

4. Reducción de la Caída de Tensión

La caída de tensión en el sistema eléctrico será menor cuanto mayor sea el factor de potencia. Ya que la caída de tensión es proporcional al ángulo de desfase φ entre la tensión y la corriente. Mientras más componente reactiva haya en el sistema, mayor será el ángulo de desfase φ, y por lo tanto, mayor será la caída de tensión, perjudicando los perfiles de tensión de la red eléctrica y la calidad de energía que reciben los demás usuarios conectados a la red.

Elementos de Producción de Potencia Reactiva

Los principales elementos para la producción de potencia reactiva son los siguientes:

• Alternadores Sincrónicos: se actúa sobre la excitación del alternador para variar el valor de la tensión generada, y así poder regular las aportaciones de potencia reactiva a la red para mejorar los perfiles de tensión del sistema.

• Compensadores Sincrónicos: son motores sincrónicos que funcionan en vacío y se ponen en sincronismo con la red para absorber la potencia reactiva excedente o para proporcionar la potencia que falta. Son muy costosos en instalaciones de baja tensión.

• Compensadores Estáticos: consiste en sistemas electrónicos estáticos para el control de la potencia reactiva a través de parejas de tiristores en antiparalelo. Se utilizan mayormente en redes de alta y extra alta tensión.

• Bancos de Condensadores Estáticos: tienen la capacidad de acumular y suministrar energía, y se pueden utilizar en todos los niveles de tensión.

Tipos de Corrección del Factor de Potencia

Actualmente no existen reglas específicas para los diferentes tipos de soluciones de corrección de potencia, por lo que los condensadores pueden instalarse en cualquier punto, siempre y cuando haya una evaluación práctica y económica que se ajuste a las exigencias de cada proyecto.

A continuación, describiremos los principales métodos de corrección del factor de potencia dependiendo de la planificación y diseño de las instalaciones eléctricas.

1. Corrección Distribuida

La corrección distribuida consiste en dimensionar un banco de condensadores y conectarlo directamente a los terminales del dispositivo que necesita la potencia reactiva.

Sin embargo, hay ciertas desventajas en el modo de conexionado, por lo que se recomiendan tres tipos de conexionados, como se muestra en la siguiente imagen, en los que el ingeniero de diseño deberá discernir cuál esquema es más conveniente según las necesidades y según el presupuesto disponible de cada proyecto.

2. Corrección por Grupos

Este tipo de corrección consiste en corregir un grupo de cargas mediante la instalación de un banco de condensadores en la misma barra que alimenta al grupo de cargas en cuestión. En este caso, el beneficio de corrección afecta sólo a las líneas aguas arriba respecto al punto en el que se encuentra instalado el banco de condensadores.

3. Corrección Centralizada

La corrección centralizada consiste en instalar un único sistema de corrección en el punto inicial de la instalación. Usualmente, este tipo de corrección se utiliza en instalaciones con muchas cargas que funcionan generalmente de forma simultánea, donde no es económicamente viable instalar un banco de condensador local para cada carga.

La desventaja de la corrección centralizada es que las líneas de distribución de la instalación, aguas abajo del punto inicial donde se instaló el dispositivo de corrección, deben estar sobredimensionadas teniendo en cuenta la totalidad de la potencia reactiva absorbida por las cargas.

4. Corrección Mixta del Factor de Potencia

La corrección mixta consiste en la aplicación de la corrección distribuida en conjunto con la corrección centralizada. De forma que la corrección distribuida se utiliza para los aparatos eléctricos de mayor potencia, y la corrección centralizada se utiliza para la parte restante.

5. Corrección Automática

La corrección automática consiste en un conjunto de componentes que, por medio de un sistema de detección de tipo varimétrico y de un regulador de factor de potencia, permiten la inserción o la desconexión automática de los bancos de condensadores, siguiendo las variaciones de la potencia reactiva absorbida y manteniendo constante el factor de potencia de la instalación.

Conclusiones

La potencia reactiva genera múltiples problemas en las redes eléctricas desde la generación de energía hasta el punto de utilización. Es por eso que las compañías eléctricas sancionan a los clientes cuyas instalaciones eléctricas tengan un factor de potencia que caiga por debajo de límites preestablecidos. En este sentido, por razones económicas, es importante implementar soluciones de corrección de factor de potencia dentro de las instalaciones del cliente para que las cargas no consuman la potencia reactiva de la red, sino de una fuente local.

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Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, 2018.

ABB. Corrección del Factor de Potencia y Filtrado de Armónicos en las Instalaciones Eléctricas. Barcelona, España.

ABB Group. Leading digital technologies for industry

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Los armónicos en los sistemas eléctricos de potencia distorsionan la forma de onda de la tensión o de la corriente, ocasionando deficiencias en la calidad de energía que se distribuye a los consumidores. Esto trae como consecuencia el funcionamiento deficiente de los equipos eléctricos y el sobrecalentamiento de cables, motores y transformadores.

¿Cómo se generan los Armónicos?

Los armónicos son causados por las cargas no lineales.

Es decir, los aparatos electrónicos que se comportan como cargas no lineales tienen un principio de funcionamiento que absorbe una corriente no sinusoidal de la red. Provocando una caída de tensión no sinusoidal en el punto de conexión de la red. Esto, implica que las demás cargas conectadas a la red serán alimentadas con esa misma tensión distorsionada.

Específicamente, los principales aparatos que generan armónicos son: los ordenadores, las lámparas fluorescentes, los convertidores estáticos, los grupos de continuidad, los accionamientos de velocidad variable, las soldadoras, los hornos de arco y de inducción, entre otros.

En el interior de este tipo de aparatos puede haber impedancias no lineales, impedancias de tiempo variable, o impedancias de puentes rectificadores, cuyos dispositivos semiconductores conducen energía sólo durante una fracción de todo el periodo, creando comportamientos discontinuos e introduciendo numerosos armónicos que distorsionan la forma de onda de la corriente y del voltaje de la red.

Tipos de Armónicos

Los armónicos se pueden clasificar según su orden o según el conjunto de componentes de secuencia relacionado con la rotación de su campo magnético.

Clasificación de Armónicos según su Orden

1. Armónicos Impares

Los armónicos con números de orden impares son los más comunes, y se crean debido a las cargas no lineales. Específicamente, los armónicos múltiples de tres (como los de 3^er orden, 9^no orden, etc) son los más predominantes, ya que usualmente los de orden diferente se cancelan entre sí debido a los diferentes picos y valles de su forma de onda. Mientras que los armónicos múltiples de tres no se cancelan, sino que se suman entre sí y pueden causar corrientes de neutro muy altas.

2. Armónicos Pares

Los armónicos con números de orden pares no son simétricos y son poco comunes. Su presencia en la red es una señal de que hay un rectificador defectuoso en el sistema.

Clasificación de Armónicos según su Componente de Secuencia

1. Armónicos de Secuencia Positiva

Los armónicos de secuencia positiva crean un campo magnético en la misma dirección de rotación del sistema eléctrico.

2. Armónicos de Secuencia Negativa

Los armónicos de secuencia negativa desarrollan campos magnéticos en la dirección opuesta de rotación, provocando la reducción del par en los motores conectados a la red.

3. Armónicos de Secuencia Cero

Los armónicos de secuencia cero crean una señal monofásica que no produce un campo magnético giratorio de ningún tipo, pero pueden causar el aumento de la corriente demandada y, en consecuencia, pueden ocasionar calentamiento en los cables y conductores.

Efecto de Armónicos en Transformadores de Potencia

Los armónicos en los transformadores provocan sobrecalentamientos y fallos internos.

Específicamente, los armónicos de orden alto tienen frecuencias altas que aumentan la reactancia inductiva y, por lo tanto, aumenta la impedancia, por lo que también aumentan las pérdidas en el devanado del transformador.

Corrientes Parásitas

Las corrientes armónicas de orden superior generan corrientes parásitas (también llamadas Corrientes de Eddy) que causan pérdidas en el cobre y en el núcleo del transformador. Esto se debe a que esas corrientes parásitas provocan un fenómeno conocido como «efecto piel» en los devanados de los transformadores.

El efecto piel consiste en que la corriente alterna se distribuye con mayor densidad cerca de la superficie del conductor reduciendo el área de la sección transversal efectiva del cable. Dando como resultado una mayor resistencia y, por ende, una mayor pérdida de bobinado.

Adicionalmente, ocurre el efecto de proximidad que se produce cuando una corriente alterna fluye a través de un conductor que está muy cerca de otro conductor, como en el caso de los devanados del transformador. A medida que la corriente alterna fluye a través del primer devanado, genera un campo magnético que induce corrientes parásitas en la bobina adyacente, provocando el efecto piel en ese otro devanado.

Pérdidas en el Núcleo del Transformador

Las corrientes armónicas de orden superior pueden provocar pérdidas en el núcleo magnético del transformador debido al calor generado por las corrientes parásitas y la histéresis.

A nivel constructivo, se pueden reducir las corrientes parásitas mediante la laminación del núcleo. Es decir, se construye el núcleo con capas separadas por un aislante en lugar de ser un hierro macizo. De este modo, pasará el campo magnético, pero no pasarán las corrientes parásitas, sino que circularán dentro de las placas individuales del núcleo laminado, reduciendo considerablemente el efecto de calentamiento neto en el núcleo.

Histéresis

La histéresis es el cambio en los dominios magnéticos dentro del núcleo, y no está asociado con corrientes parásitas. A medida que la fuerza magnética cambia de polaridad, se crea energía que se disipa en forma de calor en el núcleo.

En este sentido, la pérdida total de potencia del núcleo es igual a las pérdidas por corriente parásitas más las pérdidas por histéresis.

Efecto de Armónicos en Motores

Los armónicos de corriente excesivos pueden hacer que los motores funcionen de manera ineficiente, que se sobrecalienten y que el eje del motor vibre.

Los motores sometidos a armónicos experimentan pérdidas en el devanado al igual que un transformador, con los efectos indicados en el apartado anterior de este artículo.

Las vibraciones en los motores son causadas por los armónicos de secuencia negativa porque producen campos magnéticos en la dirección opuesta a la frecuencia fundamental. Este efecto también reduce el par y aumenta la corriente requerida para las cargas del motor. Además, si la vibración alcanza la frecuencia de resonancia del eje, se puede dañar el motor.

¿Qué es la Distorsión Armónica Total (THD)?

La distorsión armónica total (THD: Total Harmonic Distortion) es la medida de la suma de los componentes armónicos de una forma de onda distorsionada.

En otras palabras, la THD es la suma RMS (Root Mean Square) de los armónicos dividida por el valor fundamental o el valor RMS de la forma de onda total. Y, normalmente se representa como un porcentaje de la amplitud.

¿Qué es la Distorsión Total de la Demanda (TDD)?

La distorsión total de la demanda (TDD: Total Demand Distortion) hace referencia a la distorsión armónica de corriente total de suma cuadrática, a la corriente de demanda promedio máxima registrada durante un intervalo de prueba.

Las mediciones de TDD son las más confiables para mediciones totales de armónicos de corriente.

¿Cómo se pueden mitigar los Armónicos?

Los armónicos en la red eléctrica se pueden mitigar aplicando filtros en puntos estratégicos del sistema eléctrico. Existen varios tipos de filtros, pero en este artículo los resumiremos en dos tipos: filtros pasivos, y filtros activos.

Filtro Pasivo

El filtro pasivo es el más económico y fácil de instalar. Está compuesto por un condensador conectado en serie a un inductor y su función es la de igualar la frecuencia de resonancia total a la frecuencia del armónico que se desea eliminar.

Por lo tanto, el filtro pasivo se dimensiona en cada caso en función del armónico concreto que se necesita filtrar.

Filtro Activo

El filtro activo está compuesto por una tecnología electrónica que le permite generar un sistema de armónicos con una amplia gama de frecuencias capaz de anular los armónicos de corriente presentes en la red de forma automática.

La ventaja de este tipo de filtro es que puede filtrar decenas de armónicos a la vez sin importar los costos de planificación para el dimensionamiento.

Conclusión

Es casi imposible evitar que haya componentes eléctricos que generen armónicos, sin embargo, es crucial conocer sus efectos para poder planificar y diseñar un sistema eléctrico con filtros adecuadamente dimensionados, y con transformadores de potencia con el derrateo correcto para soportar los armónicos sin dañarse en condiciones de operación normal, y sin afectar el rendimiento de la vida útil. De esta manera podremos garantizar que los motores y demás cargas de la red no se vean perjudicadas por sus efectos.

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Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, 2018.

IEEE Std 519. Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. New York, USA.

ABB. Corrección del Factor de Potencia y Filtrado de Armónicos en las Instalaciones Eléctricas. Barcelona, España.

Electrical test equipment | power station to plug | Megger

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La coordinación de sobrecorriente es el estudio que nos ayuda a determinar cuáles son las configuraciones que se deben hacer a los dispositivos de protección contra sobrecorriente. De forma que, ante una condición de falla o sobrecarga, sólo se interrumpa una porción mínima del sistema de energía lo más rápido posible para minimizar el daño al equipo sin perder selectividad.

En otra palabras, el estudio de coordinación de sobrecorriente es la comparación y selección de tiempos de operación de los dispositivos de protección desde el equipo de utilización hasta la fuente.

Dispositivos de Protección Primaria y de Respaldo

Normalmente, en los sistemas eléctricos se aplican dispositivos de protección primarios y de respaldo. Donde, la protección primaria es la primera línea de defensa contra daños mayores causados por una falla u otra condición operativa anormal. Por lo que deben configurarse para operar más rápido y desconectar menor parte del sistema eléctrico que los relés de respaldo.

Por otra parte, la protección de respaldo asume el control cuando la protección primaria no logra eliminar la condición anormal. Por esto, los dispositivos y configuraciones de protección de respaldo se seleccionan para operar en un intervalo de tiempo predeterminado después de que funcione el dispositivo principal.

Es decir, el dispositivo de respaldo debería poder soportar las condiciones de falla durante un período de tiempo mayor que el dispositivo de protección primario. Y, por estar ubicado aguas arriba del dispositivo de protección primario, desconectará mayor parte del sistema eléctrico para poder despejar la falla, comprometiendo la selectividad, pero garantizando la protección antes de que la falla dañe el equipo protegido.

Estudio de Coordinación en Instalaciones Nuevas y Existentes

En instalaciones nuevas, se debe realizar un estudio de coordinación preliminar durante las primeras etapas del diseño del sistema eléctrico. Con esto se logra verificar que las especificaciones de los dispositivos de protección, así como los transformadores de instrumentación y los interruptores de potencia, puedan soportar las corrientes de carga y de falla calculadas.

En instalaciones existentes, se presenta el reto de que las configuraciones del sistema y las condiciones operativas cambian con frecuencia. A veces, esos cambios pueden modificar la magnitud de la corriente de cortocircuito disponible en una planta, o pueden producir cambios en la corriente de carga de la planta. Por lo tanto, se debe realizar un nuevo estudio de coordinación de sobrecorriente para volver a ajustar las configuraciones de los dispositivos de protección y adaptar la selectividad a los nuevos cambios del sistema eléctrico.

Procedimiento de Coordinación de Sobrecorriente

Antes de comenzar un estudio de coordinación de sobrecorriente se necesitan los siguientes datos:

1. Un diagrama unifilar del sistema eléctrico involucrado, que muestre el tipo y clasificación de los dispositivos de protección y sus transformadores de corriente asociados.

2. El valor de las impedancias de todos los transformadores de potencia, máquinas rotativas y circuitos alimentadores.

3. Los valores máximos y mínimos de las corrientes de cortocircuito que se espera que fluyan a través de cada dispositivo de protección.

4. La corriente de carga máxima que se espera que fluya a través de los dispositivos de protección.

5. Los requisitos de corriente de arranque de los motores y los tiempos de arranque y de rotor bloqueado de los motores de inducción.

6. La corriente Inrush del transformador, la resistencia térmica y las características de daño.

7. Curvas de decremento que muestran la tasa de caída de la corriente de falla suministrada por los generadores.

8. Curvas de rendimiento de los transformadores de corriente (TC).

Por lo general, primero se determinan los ajustes de cada dispositivo de protección para proporcionar los tiempos de operación más cortos en niveles máximos de falla, y luego se verifica si la operación real será satisfactoria con la corriente de falla mínima esperada.

Siempre es recomendable trazar las curvas (en una escala común) de los relés y otros dispositivos de protección, como los fusibles, que van a funcionar en serie. Usualmente, es más conveniente usar la escala correspondiente a la corriente esperada en base al e más bajo del sistema, o usar la base de voltaje predominante.

Reglas Básicas para la Coordinación de Protecciones

En términos generales, estas son las reglas básicas que deben cumplirse para lograr una correcta coordinación de protección de sobrecorriente:

1. Siempre que sea posible, se recomienda utilizar el mismo tipo de curva de operación para los dispositivos de protección que estén en serie.

2. Se debe discriminar la operación por tiempo y por corriente de forma que cada relé aísle sólo la sección defectuosa de la red del sistema eléctrico, dejando el resto del sistema intacto.

Discriminación por Tiempo

La discriminación de operación por tiempo garantiza que el interruptor más cercano a la falla abra primero. Para comprenderlo mejor, analizaremos el ejemplo del siguiente diagrama:

La protección contra sobrecorriente de tiempo inverso se proporciona en B, C, D y E. El relé en B se configura con el menor retardo posible para permitir que se funda el fusible ante una falla en A en el lado secundario del transformador. Una vez transcurrido el retardo, si la falla persiste, el contacto de salida del relé en B se cierra para disparar el disyuntor. El relé en C tiene un ajuste de retardo de tiempo igual a t1 segundos, y lo mismo ocurre con los relés en D y E.

Si ocurre una falla en F, el relé en B operará en t segundos y la operación posterior del disyuntor en B eliminará la falla antes de que los relés en C, D y E tengan tiempo de operar. El intervalo de tiempo t1 entre cada ajuste de tiempo del relé debe ser lo suficientemente largo para garantizar que los relés aguas arriba no funcionen antes de que el disyuntor en la ubicación de la falla se haya disparado y despejado la falla.

Discriminación por Corriente

La discriminación por corriente se basa en el hecho de que la corriente de falla varía con la posición de la falla debido a la diferencia en los valores de impedancia entre la fuente y la falla.

Por lo tanto, normalmente, los relés que controlan los distintos disyuntores se configuran para funcionar a valores de corriente adecuadamente reducidos, de modo que sólo el relé más cercano a la falla dispare su interruptor.

Conclusión

El estudio de coordinación de sobrecorriente se debe realizar en todos los proyectos eléctricos, ya sea de baja, media o alta tensión. Independientemente de que se utilicen fusibles, MCB, MCCB, ACB, o relés numéricos con interruptores de media y alta tensión, todos estos dispositivos deben estar configurados adecuadamente para lograr la seguridad de los criterios de protección. De lo contrario, el sistema eléctrico puede estar sujeto a daños, incendios o explosiones que atenten contra la vida de las personas y contra la infraestructura civil.

→ Artículo Recomendado: ¿Cómo Funcionan los Relés Numéricos?

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Fuentes

IEEE Std. 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power System.

ALSTOM GRID. Network Protection and Automation Guide.

SIPROTEC 5 – Protection relays

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