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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Fuente

E-Series relays featuring integrated IEC 61850 with GOOSE messaging

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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

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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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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)

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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.

→ Artículo Recomendado: Colapso de Voltaje: Un Desafío para los Sistemas Eléctricos

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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.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué son los Transitorios? • LeiryChinchilla.com

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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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Transitorios de Impulso

Un transitorio de impulso es un cambio repentino de frecuencia no eléctrica en la condición de estado estable del voltaje o de la corriente, y es causado por rayos y por cargas inductivas.

La frecuencia de este tipo de transitorio tiene componentes de alrededor de 100kHz. Además, el transitorio de impulso es unidireccional en polaridad, es decir, puede ser de polaridad positiva o de polaridad negativa.

Transitorios Oscilatorios

Un transitorio oscilatorio es un voltaje o corriente cuyo valor instantáneo cambia de polaridad rápidamente.

Estos transitorios tienen una oscilación característica que puede variar desde menos de 5kHz hasta 5MHz. Y, el valor de la frecuencia puede ser un indicador del origen de la perturbación.

1. Transitorios Oscilatorios de Baja Frecuencia

Los transitorios oscilatorios de baja frecuencia (menores de 5kHz) se originan principalmente debido a la energización de bancos de capacitores.

2. Transitorios Oscilatorios de Frecuencia Media

Los transitorios oscilatorios de frecuencia media (entre 5kHz y 500kHz) pueden ocurrir cuando un banco de capacitores se conmuta en una proximidad eléctrica cercana a otro banco de capacitores que ya está energizado.

Además, los transitorios oscilatorios con frecuencias fundamentales inferiores a 300 Hz pueden ser originados por la energización de un transformador o por ferrorresonancia.

Otras causas pueden ser la conmutación de cables y la respuesta del sistema ante un transitorio de impulso.

3. Transitorios Oscilatorios de Alta Frecuencia

Los transitorios oscilatorios de alta frecuencia (entre 500kHz y 5MHz) pueden ocurrir por la conmutación de alta velocidad de dispositivos electrónicos de potencia, como las fuentes de alimentación conmutadas, que pueden repetirse varias veces por ciclo. También pueden ser causados como respuesta del sistema ante un transitorio de impulso.

Por otro lado, los transitorios oscilatorios de alta frecuencia tienen impacto en ubicaciones residenciales y comerciales que operan paneles solares sin batería de respaldo, porque los paneles solares responden casi instantáneamente a los cambios en la radiación solar.

¿Qué daños pueden causar los Transitorios?

Como los voltajes transitorios tienen alta magnitud y un tiempo de subida muy rápido, provocan la degradación o rotura del aislamiento de los cables, así como del material dieléctrico de los switchgears, transformadores y motores.

Cuando ocurren pequeños transitorios repetidos en los equipos, su aislamiento se degrada lentamente, llegando a provocar la falla eventual del aislamiento y una disminución del tiempo medio entre fallas.

Por ejemplo, los transitorios en una bobina de un motor o un transformador disiparán la mayor parte de su energía en las primeras bobinas, dañando el aislamiento que las rodea. Mientras que cada bobina posterior presentará más resistencia y capacitancia al transitorio, reduciendo su magnitud y su energía.

Métodos de Detección de Transitorios

A continuación, describiremos varios métodos sugeridos por la IEC60050-161 para detectar transitorios.

1. Método Comparativo

El método comparativo consiste en detectar un transitorio cuando se excede un umbral absoluto fijo.

En este caso, el usuario establece un umbral absoluto. Luego, cada muestra se compara con el límite. Si la muestra excede el límite, comienza un evento transitorio. El evento transitorio finaliza cuando una de las siguientes muestras cae por debajo del umbral.

2. Método de la Envolvente

El método de la envolvente es similar al método comparativo, pero con la forma de onda fundamental eliminada antes del análisis.

Es decir, la forma de onda fundamental se filtra y luego cada muestra se compara con el límite. Si la muestra excede el límite, comienza un evento transitorio. Y, el evento transitorio finaliza cuando la siguiente muestra cae por debajo del umbral.

3. Método de la Ventana Deslizante (Sliding-Window)

El método de la ventana deslizante consiste en comparar los valores instantáneos con los valores correspondientes del ciclo anterior.

Por lo tanto, cada muestra se compara con la muestra correspondiente del ciclo anterior. Si la diferencia entre estas muestras excede el límite, entonces comienza un evento transitorio. El evento transitorio finaliza cuando la diferencia entre una muestra siguiente y su muestra correspondiente del ciclo anterior cae por debajo del umbral.

Conclusión

Los transitorios son fenómenos que pueden ocurrir en cualquier sistema eléctrico. Una de las soluciones que se puede utilizar para mitigar los efectos de los transitorios de tensión es instalar supresores de pico en la entrada de los alimentadores.

Sin embargo, es recomendable instalar analizadores de calidad de energía en todas las instalaciones eléctricas para poder monitorear este tipo de perturbaciones y poder detectar a tiempo cualquier falla de aislamiento que pueda haber en los equipos de la instalación.

→ Artículo Recomendado: Pararrayos de Alta Tensión • LeiryChinchilla.com

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Fuentes

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

Electrical test equipment | power station to plug | Megger

OMICRON | Soluciones innovadoras de prueba de sistemas eléctricos

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Los relés básicos de sobrecorriente de tiempo inverso (ANSI 51) necesitan algunas funcionalidades auxiliares que complementen los criterios de operación para evitar que tengan disparos erróneos cuando la demanda de carga aumenta en condiciones normales, y que, al mismo tiempo, puedan operar rápida y selectivamente ante condiciones de fallas de baja magnitud de corriente.

Por ejemplo, en el caso de los generadores de potencia, si los ajustes de corriente y tiempo de los relés 51 son demasiado bajos, el relé puede disparar el generador innecesariamente en condiciones de sobrecargas normales. Pero, si los ajustes del 51 son demasiado altos para permitir la operación selectiva de los relés aguas abajo, es posible que el relé 51 no responda ante fallas externas del generador debido a que la magnitud de este tipo de corriente es muy pequeña.

Protección de Sobrecorriente en Generadores

Los generadores son complejos y requieren una amplia variedad de dispositivos de protección. Usualmente, la protección principal suele ser el relé diferencial, mientras que los dispositivos de sobrecorriente actúan como protección de respaldo.

La dificultad de configuración de la protección de sobrecorriente simple (ANSI 51) surge porque se debe tener en cuenta tanto la disminución de la corriente de falla del generador con el tiempo como el paso de la corriente de carga total. Por lo tanto, para poder superar esta dificultad, se puede medir y utilizar el voltaje del terminal del generador para modificar dinámicamente la curva de sobrecorriente de tiempo inverso del relé ante fallas cercanas a la planta generadora.

Funciones de Protección de Sobrecorriente Dependientes de la Tensión

Los relés de sobrecorriente dependientes del voltaje se utilizan como protección de respaldo de generadores ante fallas externas. Cuando ocurre una falla externa, el voltaje del sistema colapsa a un valor relativamente bajo; pero cuando ocurre una sobrecarga, la caída de voltaje es relativamente pequeña.

Estos relés utilizan el voltaje para modificar las características de tiempo-corriente de modo que el relé permita las oscilaciones de potencia en condiciones normales, pero brinde respuesta rápida de disparo ante fallas. Este relé de sobrecorriente tiene dos variaciones: restringido por voltaje y controlado por voltaje, identificados con los siguientes números de función ANSI:

• 51V: Protección de Sobrecorriente con Restricción de Tensión.

• 51PV: Protección de Sobrecorriente de Fase con Restricción de Tensión.

• 51VC: Protección de Sobrecorriente Controlada por la Tensión.

Protección de Sobrecorriente con Restricción de Tensión (51V)

La protección de sobrecorriente con restricción de tensión consiste en variar continuamente la configuración del umbral de disparo de la curva de sobrecorriente de tiempo inverso (ANSI 51) con respecto a la variación del voltaje del generador entre límites predeterminados. Es por esto que se dice que el voltaje restringe el funcionamiento de la protección convencional de sobrecorriente.

Es decir, cuando ocurre una falla cerca del generador, el voltaje reducido permite que el relé restringido por voltaje se vuelva más sensible (la curva de tiempo inverso se desplaza hacia la izquierda). Conforme se reduzca el voltaje debido a una falla externa, la función 51V reducirá proporcionalmente el ajuste de disparo de la función 51 para que sea más sensible ante corrientes de falla de baja magnitud. En definitiva, esta restricción proporciona una curva dinámica de disparo dependiendo del voltaje en los terminales de la máquina.

Protección de Sobrecorriente Controlada por Voltaje (51VC)

La protección de sobrecorriente controlada por voltaje tiene dos curvas de tiempo-corriente que se seleccionan de acuerdo con la magnitud de la tensión medida en el terminal del generador. En este sentido, el ajuste del umbral de tensión para lograr la selectividad del disparo se elige según los siguientes criterios:

1. Ajuste de umbral durante sobrecargas.
2. Ajuste de umbral durante fallas.

1. Ajuste de Umbral Durante Sobrecargas

Durante las sobrecargas, cuando el voltaje del sistema se mantiene cerca de lo normal, la protección contra sobrecorriente debe tener un ajuste de disparo por encima de la corriente normal de carga. En este caso, la curva de tiempo de operación evitará que la planta generadora contribuya corriente a una falla externa remota durante un período de tiempo superior al limite de la curva de daño del generador.

2. Ajuste de Umbral Durante Fallas

Cuando ocurre una falla cerca del generador, el voltaje en su terminal puede caer drásticamente. Por lo tanto, se configura un umbral de voltaje que ronda entre el 40% y el 50% del valor nominal. De este modo, cuando el voltaje en el terminal del generador cae por debajo de este umbral el relé seleccionará la segunda curva de protección de tiempo inverso, cuyo umbral de corriente es menor para poder disparar rápidamente ante corrientes de falla de baja magnitud.

Cabe destacar que esta función de protección también debe sincronizarse con la protección del circuito externo para poder garantizar la selectividad del disparo.

Conclusión

Los relés de sobrecorriente con restricción de voltaje (ANSI 51V) se utilizan para disparar el generador si otros dispositivos de protección no han despejado una falla del sistema. Una falla sostenida puede resultar en corrientes del generador que son menores que la corriente de carga nominal. Por lo que la protección 51V es una alternativa para que el relé pueda identificar adecuadamente las corrientes de falla y realizar un disparo rápido y selectivo.

→ Artículo Recomendado: Funciones de Protección para Generadores de Potencia

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Fuente

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

ALSTOM GRID. Network Protection and Automation Guide.

GE Multilin. Relay Selection Guide. GET-8048A.

Multilin G60 :: GE Grid Solutions

Generator Protection :: GE Grid Solutions

La entrada Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión (ANSI 51V) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Tanto la función 50 como la 51 pueden usarse como protección principal o como protección de respaldo, y suelen incluirse en los esquemáticos de protección de todas las zonas protegidas del sistema eléctrico.

La protección de sobrecorriente temporizada también es conocida como «de tiempo inverso» debido a su característica de disparo retardado versus la corriente aplicada. Mientras que la protección de sobrecorriente instantánea se utiliza para disparos de alta velocidad.

Protección de Sobrecorriente de Tiempo Inverso (ANSI 51)

La protección de sobrecorriente de tiempo inverso es la más utilizada en sistemas eléctricos comerciales e industriales. Esta forma de protección opera con la curva inversa de tiempo-corriente, en la que el tiempo de disparo de los relés es menor conforme aumente la magnitud de la corriente.

En otras palabras, los relés de sobrecorriente de tiempo inverso se encargan de disparar el interruptor rápidamente cuando detecta corriente de falla de alta magnitud, con el objetivo de evitar el daño térmico de los cables y conductores, cuya curva de daño también tiene una relación inversa de tiempo-corriente.

Inicialmente, la curva inversa de tiempo-corriente se creó con la característica de operación de los relés electromecánicos de sobrecorriente temporizada, cuyo principal elemento era un disco de inducción. Posteriormente, los relés con tecnologías más avanzadas como los analógicos, digitales y numéricos se han diseñado de tal forma que puedan emular la misma característica de operación de ese disco de inducción.

Curvas de Disparo de Tiempo Inverso

Las curvas de disparo de los relés de sobrecorriente de tiempo inverso varían acorde a los tiempos de disparo requeridos en cada aplicación, y dependiendo de los tiempos de disparo de los demás dispositivos de protección que se encuentran en el mismo sistema eléctrico.

Sin embargo, el estándar IEC 60255 define las curvas de la siguiente manera, en las que se puede configurar el tiempo de disparo a través del parámetro de «Multiplicador de Tiempo» (TMS: Time Multiplier Setting):

• Curva Inversa Estándar (SI: Standard Inverse).
• Curva Muy Inversa (VI: Very Inverse).
• Curva Extremadamente Inversa (EI: Extremely Inverse).
• Curva de Tiempo Definido (DT: Definite Time).

Por otro lado, la IEEE define las curvas de la siguiente manera, en las que se puede configurar el tiempo de disparo a través del parámetro de «Dial de Tiempo» (TD: Time Dial Setting):

• Curva IEEE Moderadamente Inversa.
• Curva IEEE Muy Inversa.
• Curva IEEE Extremadamente Inversa.
• Curva Inversa US CO8.
• Curva Inversa de Tiempo Corto US CO2.

Sin embargo, es recomendable realizar el estudio de coordinación de todos los dispositivos de protección de cada sistema eléctrico, para determinar con mayor precisión cuál tipo de curva corresponde mejor para cada relé.

Aplicación de la Curva Muy Inversa (VI)

La curva muy inversa (VI: Very Inverse) se utiliza si hay una reducción sustancial de la corriente de falla a medida que aumenta la distancia desde la fuente de energía, es decir, hay un aumento significativo de la impedancia de falla.

En estos casos, como la curva «VI» es mucho más pronunciada que la curva «SI» (Standard Inverse), opera más rápido y se puede minimizar el tiempo de disparo de la fuente.

Aplicación de la Curva Extremadamente Inversa (EI)

La curva extremadamente inversa (EI: Extremely Inverse) tiene un tiempo de operación inversamente proporcional al cuadrado de la corriente aplicada. Por lo que es la curva más adecuada para la protección de circuitos de alimentación de distribución.

Específicamente, es útil en instalaciones en las que el alimentador está sometido a picos de corriente en condiciones de operación normal al conectarse con refrigeradores, bombas, calentadores de agua, entre otros equipos.

Esta característica de funcionamiento es particularmente adecuada para coordinación de protección con fusibles. Además, es muy útil para aplicarse junto con reconectadores automáticos en circuitos de distribución aérea, dado que la mayoría de las fallas son de naturaleza transitoria y se puede evitar la fusión y sustitución innecesaria de los fusibles presentes en los circuitos finales de distribución. Si la falla persiste, el reconectador automático se bloquea en la posición cerrada después de una apertura y el fusible se funde para aislar la falla.

Protección de Sobrecorriente Instantánea (ANSI 50)

La protección de sobrecorriente instantánea se utiliza para corrientes de cortocircuito muy altas. Específicamente cuando la impedancia de la fuente es pequeña en comparación con la impedancia del circuito protegido.

Es decir, la protección de sobrecorriente instantánea permite reducir el tiempo de disparo en niveles elevados de corriente de falla, ayudando a tener una mejor coordinación de curvas de protección y evitando daños graves en el lugar de la falla.

Como se muestra en la imagen de arriba, una de las ventajas de la operación instantánea de ajuste alto es reducir el tiempo de funcionamiento de la protección del circuito en el área sombreada debajo de las curvas. Si la impedancia de la fuente permanece constante, es posible lograr una protección de alta velocidad en una gran sección del circuito protegido.

Conclusión

La protección de sobrecorriente de tiempo inverso es la forma más básica de proteger cables, motores, transformadores y generadores. Permite el paso de sobrecorrientes transitorias de operación normal sin emitir disparos erróneos, y al mismo tiempo, por medio de la coordinación de curvas de operación, tiene la capacidad de discernir el disparo selectivo de sobrecorrientes antes de que se dañe el equipo protegido.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es la Protección de Distancia? • LeiryChinchilla.com

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Fuentes

GE MULTILIN. Relay Selection Guide GET-8048A.

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

ALSTOM GRID. Network Protection and Automation Guide.

Overcurrent and feeder protection – SIPROTEC 5 – Global (siemens.com)

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Los apartarrayos son descargadores de sobretensión y se utilizan para proteger a los equipos de potencia contra los efectos de las sobretensiones entrantes. Esas sobretensiones pueden ser causadas por la caída de un rayo, por un pulso electromagnético, por una descarga electrostática o por operaciones de conmutación en el sistema de alimentación.

En otras palabras, cuando ocurren sobretensiones muy altas en energía, la corriente de la sobretensión se desvía a tierra través del pararrayos. Por lo tanto, los pararrayos deben instalarse en puntos de entrada o salida de equipos de potencia que tengan alta probabilidad de sufrir sobretensiones.

Por ejemplo, las líneas de transmisión que llegan a las subestaciones de alta tensión están muy propensas a recibir el impacto directo de un rayo, lo que podría ocasionar una sobretensión en los transformadores de la subestación. Entonces, para proteger los equipos de la subestación, se deben instalar pararrayos en la llegada de cada línea a la subestación.

Además, como los transformadores de potencia son los equipos más costosos de la subestación y son muy sensibles a los efectos de las sobretensiones, también se deben colocar pararrayos en el lado de alta tensión del transformador, o en ambos lados en caso de que en el lado de baja también haya líneas aéreas.

En general, existen muchas aplicaciones en las que se requiere el uso de pararrayos, por lo que existen muchos tipos de pararrayos que se pueden adaptar a las exigencias particulares de cada proyecto. Sin embargo, en este artículo haremos referencia solamente a los pararrayos que se utilizan en subestaciones de alta tensión aisladas en aire.

¿Cómo Ocurre la Descarga de Sobretensión en los Apartarrayos?

Durante condiciones normales de operación, los pararrayos no deben ocasionar efectos negativos en el sistema de potencia, pero, al mismo tiempo, deben ser capaces de soportar sobretensiones típicas sin sufrir ningún daño.

Existen varias tecnologías con las que se pueden lograr estos objetivos en los apartarrayos. Aunque, las más comunes hoy en día son las resistencias no lineales, especialmente las que son hechas de óxido de metal (MO: Metal Oxide) debido a que tienen las siguientes propiedades:

• Se comportan como «baja resistencia» durante las sobretensiones. Por lo tanto, cuando ocurren sobretensiones, el exceso de energía puede eliminarse rápidamente del sistema de eléctrico mediante una alta corriente que se descarga a través del pararrayos por ser el camino a tierra con menor resistencia.

• Se comportan como «alta resistencia» durante el funcionamiento normal. Esto evita efectos negativos en el sistema de potencia cuando no hay condiciones de sobretensión.

• Tienen suficiente capacidad de absorción de energía para un funcionamiento estable.

Varistores de Óxido de Metal (MOV)

Hoy en día, las resistencias no lineales usadas en la fabricación de los apartarrayos son los Varistores de Óxido de Metal, también identificados como «MOV» por sus siglas en inglés «Metal Oxide Varistors«.

Los MOV se caracterizan por su alta capacidad de absorción de energía frente a impulsos de corriente de larga duración, y por evitar fugar térmicas. Es decir, minimizan el autocalentamiento del pararrayos y reducen la probabilidad de autodestrucción durante la absorción de esa energía.

Tipos de Apartarrayos de Alta Tensión

Hoy en día existen varios tipos de pararrayos de alta tensión, sin embargo, los más comunes son los siguientes:

• Apartarrayos con Carcasas de Porcelana.

• Apartarrayos con Carcasas de Silicona.

Cada tipo de apartarrayos se utiliza en aplicaciones diferentes dependiendo de las exigencias de los proyectos. Aunque en todos los casos, estos equipos deben tener alta estabilidad mecánica para garantizar seguridad frente a eventos sísmicos.

En algunos casos, los apartarrayos deben equiparse con protección especial para alivio de presión altamente confiable para evitar que la carcasa explote por no poder soportar la cantidad de energía que está descargando.

Por otra parte, si se usan en regiones costeras, desérticas, o en áreas con extrema contaminación atmosférica, entonces los apartarrayos deben equiparse con capas de contaminación especiales.

1. Apartarrayos con Aislamiento de Porcelana

Los pararrayos de porcelana cuentan con un dispositivo de alivio de presión direccional que garantiza la máxima protección en caso de sobrecarga. Además, están equipados con bridas de aluminio que se cementan a la carcasa en ambos extremos. De esta manera, se aumenta la resistencia mecánica de toda la carcasa y se evita la entrada de humedad y el riesgo de corrosión.

Este tipo de pararrayos tienen un alto grado de seguridad y fiabilidad, por lo que se pueden instalar muy cerca de otros componentes costosos del sistema eléctrico en subestaciones de extra alta tensión. Además, este tipo de diseño es prácticamente indestructible durante el transporte, las instalaciones, las tormentas y los terremotos, además, son inmunes al vandalismo.

2. Apartarrayos con Aislamiento de Goma de Silicona

Este tipo de apartarrayos tienen carcasa de polímero que utiliza goma de silicona como material aislante debido a que es altamente hidrofóbico y de larga duración. Entre las principales ventajas del aislamiento de goma de silicona tenemos las siguientes:

• Impide que se forme humedad conductiva en la superficie del pararrayos, evitando así corrientes y descargas en la superficie.

• La silicona es altamente ignífuga y autoextinguible.

• La silicona no está sujeta a la erosión ni es sensible a la radiación ultravioleta.

El principal beneficio de este material aislante es que asegura la larga vida útil de los pararrayos, sin degradarse por condiciones ambientales agresivas, como la niebla salina en las regiones costeras o el aire cargado de polvo en áreas industriales.

Conclusión

La protección de los equipos de potencia en las subestaciones de transmisión no solamente depende de los relés de protección, sino que también dependen de equipos externos, como los apartarrayos, que puedan resistir mecánicamente los efectos de las perturbaciones en el sistema eléctrico. En el caso de los pararrayos, soportan las sobretensiones de forma segura y disipan esa energía de tal modo que la tensión que llega a los equipos protegidos de la subestación permanezca siempre por debajo de su tensión soportada.

Adicionalmente, la principal ventaja de los pararrayos es que están dimensionados para permanecer estables tanto eléctrica como térmicamente mientras maneja todo el estrés transitorio, temporal y a largo plazo que resulta de la operación de la red.

→ Artículo Recomendado: Interruptores de Potencia de Alta Tensión • LeiryChinchilla.com

Fuentes

catalogue-hv-surge-arresters-en.pdf (siemens.com)

High-voltage station arresters | Surge arresters | Siemens Energy Global (siemens-energy.com)

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En este sentido, las soluciones de fuentes de energía solar realmente ayudan en muchos sentidos a diversificar la matriz energética y a disminuir los costos de la electricidad en las empresas de servicio. Pero ¿realmente es una solución netamente óptima? ¿o estamos cambiando unos problemas por otros?

La verdad es que las redes eléctricas son sistemas dinámicos que pueden impactar el funcionamiento de las plantas fotovoltaicas. Así como también, los parques solares pueden afectar negativamente a las condiciones normales de operación de las redes eléctricas afectando la calidad de energía entregada a los clientes.

¿Cuáles son los Problemas de Calidad de Energía en Plantas Fotovoltaicas?

Los principales problemas que traen los parques solares al sistema eléctrico son las siguientes perturbaciones en el punto de interconexión:

• Sobretensión.
• Desbalance.
• Potencia inversa.
• Transitorios.
• Armónicos.

Por lo tanto, es indispensable monitorear estas perturbaciones con el objetivo de tomar acción y mitigar los efectos a mediano y largo plazo.

Análisis de Calidad de Energía en Plantas Fotovoltaicas

La mejor manera de mitigar estos problemas es implementando analizadores o medidores de calidad de energía para examinar constantemente las perturbaciones que los PVs están entregando a la red en el punto de interconexión.

A continuación, indicamos los principales parámetros que deben ser monitoreados por los medidores de calidad de energía.

1. Regulación de Voltaje

El objetivo de monitorear la regulación de voltaje de la planta fotovoltaica es asegurar que no se estén experimentando aumentos de voltaje que puedan provocar fallas prematuras.

Los problemas de sobretensión generalmente ocurren cuando las plantas solares se interconectan a la red en sistemas radiales. Cuando la red eléctrica entrega energía convencional desde el lado de «fuente» suele haber una pequeña caída de voltaje en el lado de «carga» debido a la impedancia de la red radial.

En este caso, cuando se interconecta un sistema fotovoltaico en el lado «carga» de la red radial, su energía fluye hacia el lado «fuente» y como consecuencia puede causar un aumento de voltaje en el lado «carga» que varía dependiendo de la longitud y diámetro de los cables, así como de la cantidad de energía que se retroalimenta a la red.

Este problema se puede corregir a través de la tecnología de los inversores o de ciertos sistemas de control y protección especializados para sistemas fotovoltaicos. De lo contrario, si no se corrige la sobretensión, puede traer como consecuencia la falla prematura de los motores conectados a la red, como los asociados a los aires acondicionados, máquinas de lavado, refrigeradores, entre otros.

2. Cambio Rápido de Voltaje (RVC)

Se debe monitorear si el parque solar está presentando cambios rápidos de voltaje (RVC: Rapid Voltage Change) que pueden generar parpadeo de la luz en los clientes conectados a la red. En este sentido, el RVC es el parámetro indicador de la estabilidad de voltaje entregado a la red.

3. Desbalance

Es recomendable monitorear el posible desbalance de voltaje en el punto de interconexión a la red para poder determinar si la planta solar está creando condiciones de desbalance en la red de distribución que pueda afectar a otros sistemas.

Típicamente, el desbalance ocurre cuando se conectan múltiples sistemas fotovoltaicos a la misma fase de una red radial. De modo que, en sistemas trifásicos, esa fase tendrá un voltaje más alto que las demás fases, ocasionando grandes desequilibrios de corriente.

Por otro lado, se tiene el problema de potencia inversa que ocurre en redes radiales, en que los relés de protección están configurados para que la energía fluya desde el lado «fuente» hacia el lado «carga». En este caso, si se interconecta un sistema fotovoltaico en el lado carga, la energía va a fluir en la dirección contraria en la que inicialmente fue predefinido el flujo normal de energía en esa red radial. Lo que podría ocasionar disparos erróneos de los relés de protecciones si no se toman las previsiones para actualizar la configuración de los relés de la red eléctrica y adaptarlos a los nuevos cambios de flujo de energía.

4. Transitorios

Los transitorios de alta velocidad deben monitorearse para evitar que ocasionen fallas prematuras de los dispositivos electrónicos de los clientes conectados a la red.

Cuando la radiación solar cambia, ya sea por nubes, contaminación o cualquier otra causa, la salida de la planta fotovoltaica cambia casi instantáneamente. De modo que, si el sistema no está equipado con dispositivos que mitiguen este efecto, puede inyectar transitorios de alta frecuencia en la red eléctrica.

5. Armónicos

Los armónicos siempre deben monitorearse, ya que los inversores utilizados en las plantas fotovoltaicas crean armónicos de voltaje y de corriente de muy alta frecuencia, entre el 39 y el 49. De modo que, si se presentan en exceso, pueden provocar el calentamiento de los conductores y, por lo tanto, producir fallas de aislamiento en cables, motores y transformadores.

Cuanto mayor sea la frecuencia del armónico, mayores serán los efectos de calentamiento en los cables, debido al aumento de las corrientes de Foucault que generan un mayor efecto piel.

Conclusión

Efectivamente, las soluciones de fuentes de energía solar traen innumerables beneficios para los sistemas eléctricos nacionales, regionales, comerciales y residenciales. Sin embargo, no se deben descuidar los parámetros de calidad de energía para evitar daños y perturbaciones en cascada tanto en la red eléctrica como en los equipos domésticos de los usuarios conectados. Es primordial implementar medidores de calidad de energía en el punto de interconexión de las plantas solares para garantizar que estén operando dentro de los rangos óptimos de operación.

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

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Fuentes

Megger. A Guide to Power Quality Testing. Norristown, PA 19403 USA, 2018.

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Las siglas IEC son la abreviación de «International Electrotechnical Commission» y consiste en una organización mundial de miembros sin fines de lucros que trabajan para sustentar la infraestructura de calidad y el comercio internacional de productos eléctricos y electrónicos.

Entre los principales objetivos de la IEC tenemos los siguientes:

• Facilitar la innovación técnica.
• Facilitar el desarrollo de infraestructuras asequibles.
• Facilitar el acceso a la energía eficiente y sostenible.
• Facilitar la urbanización inteligente y los sistemas de transporte.
• Facilitar la mitigación del cambio climático.
• Aumentar la seguridad de las personas y del medio ambiente.

Adicionalmente, el trabajo de la IEC sustenta directamente las metas de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (SDGs: Sustainable Development Goals) de la ONU.

¿Qué son los Estándares Internacionales IEC?

Los Estándares Internacionales IEC proporcionan instrucciones, pautas, reglas o definiciones que luego se utilizan para diseñar, fabricar, instalar, probar y certificar, mantener y reparar dispositivos y sistemas eléctricos y electrónicos.

¿Para qué sirven?

Los Estándares Internacionales IEC sirven como base para la gestión de riesgos y calidad, y se utilizan en las pruebas y certificaciones para verificar que se cumplan las promesas del fabricante.

Hoy en día existen alrededor de diez mil Estándares Internacionales IEC que, junto con las Evaluaciones de Conformidad (CA: Conformity Assessment), proporcionan el marco técnico que permite a los gobiernos construir una infraestructura de calidad nacional.

Adicionalmente, permiten que las empresas de todos los tamaños puedan comprar y vender productos seguros y confiables de manera constante en la mayoría de los países del mundo.

En este sentido, los Estándares Internacionales IEC suelen ser adoptados por países o regiones para convertirlos en estándares nacionales o regionales.

¿Cuál es la Diferencia entre una Regulación y un Estándar?

Las regulaciones son reglas o directivas elaboradas y mantenidas por una autoridad nacional o regional. De modo que, el cumplimiento de las regulaciones es imprescindible.

Sin embargo, es bastante común que las regulaciones técnicas se refieran a Estándares Internacionales para evitar que la ley se vuelva demasiado detallada o descriptiva. De esta manera, se logra que las leyes se mantengan actualizadas sólo con citar el Estándar Internacional correspondiente, porque los estándares se revisan y actualizan periódicamente.

¿Cómo es el Proceso de Desarrollo de los Estándares Internacionales IEC?

La IEC tiene un proceso de desarrollo de estándares estrictamente controlado, de forma clara y bien establecida. Este proceso rige el desarrollo y la publicación de los Estándares Internacionales IEC y otros tipos de publicaciones, como white papers, e incluye el tiempo suficiente para comentarios de todas las partes interesadas en diferentes etapas de desarrollo.

Además, las publicaciones de IEC se desarrollan en más de 200 Comités y Subcomités Técnicos (TC: Technical Committees, SC: Technical Subcommittees) y cientos de grupos de trabajo, miembros de la IEC, cada uno responsable de un área tecnológica específica.

¿Qué es la Evaluación de Conformidad?

La evaluación de conformidad (CA: Conformity Assessment) es la actividad de verificar el cumplimiento de una norma o especificación técnica en el diseño, fabricación, instalación, mantenimiento o reparación de un dispositivo o sistema.

Por lo tanto, esta actividad consiste en una serie de pruebas e inspecciones llevadas a cabo de acuerdo con un conjunto de reglas bien definidas para garantizar resultados consistentes y replicables.

Ventajas de la Aplicación de Estándares Internacionales IEC

Como hemos visto, los Estándares Internacionales IEC nos ayudan a garantizar la seguridad y la eficiencia de los dispositivos, sistemas o servicios para personas y para el medio ambiente.

En este sentido, podemos decir que cuando aplicamos los Estándares Internacionales IEC se pueden obtener las siguientes ventajas:

• Permiten la interoperabilidad: que los productos de diferentes marcas funcionen correctamente cuando se conecten entre sí.
• Pueden proporcionar detalles técnicos en los reglamentos, en las memorias descriptivas, en los reportes de planificación y diseño, así como en las hojas de datos técnicos de los fabricantes.
• Crean confiabilidad en la verificación del cumplimiento de las promesas del fabricante.
• Facilitan el comercio internacional.
• Promueven la innovación y soluciones integrales.

De lo anterior, concluimos que es indispensable que conozcamos cuáles son los Estándares que corresponden a nuestras áreas de trabajo, e identificar cuáles forman parte de las Regulaciones Regionales de nuestros proyectos y cuáles pueden ser usados como recomendaciones prácticas para la optimización de soluciones y servicios.

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Fuente

IEC Website: Understanding standards | IEC.

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Según la IEA (International Energy Agency) las plantas de energía nuclear que se han instalado desde hace más de 50 años han reducido las emisiones de dióxido de carbono en más de 60 gigatoneladas, lo que equivale a casi dos años de emisiones relacionadas con la generación de energía a escala mundial.

¿Qué ofrece la Energía Nuclear en comparación con la Energía Eólica y Solar?

Las fuentes de energía renovables variables, como la energía solar y la eólica, necesitan energía de reserva durante las intermitencias de la producción, como cuando se oculta el sol o el viento deja de soplar. De lo contrario, estas plantas de generación proveerán fluctuaciones a la red eléctrica en el punto de interconexión, pudiendo ocasionar baja calidad de energía a los consumidores, así como caídas de tensión y variaciones de frecuencia que desestabilizan la red.

En cambio, las plantas de generación de energía nuclear pueden funcionar a plena capacidad ofreciendo un suministro continuo y fiable. Además, tienen la capacidad de responder ante fluctuaciones en la demanda de energía y mantener la inercia de la red eléctrica incluso si hay otras fuentes de energía variables interconectadas a la misma red, como la eólica y la solar.

Debido a los fallos históricos que han ocurrido en algunas plantas de generación de energía nuclear en diferentes países del mundo, se han realizado constantes avances en las tecnologías de los reactores nucleares para hacerlos más eficientes, asequibles, y seguros. Como resultado, hoy en día existen nuevos modelos de reactores más pequeños, flexibles, y transportables, especialmente para regiones remotas de difícil acceso.

¿Cómo Funciona la Energía Nuclear?

La energía nuclear es una forma de energía que se libera desde el núcleo de los átomos mediante un proceso llamado «fisión», en el que los núcleos de los átomos se dividen en varias partes. Sin embargo, existe otro método llamado «fusión» que consiste en fusionar los núcleos de los átomos, pero actualmente este proceso se encuentra bajo investigación y desarrollo, y todavía no es utilizado en las plantas de generación de energía nuclear.

Fisión Nuclear

La fisión nuclear es un proceso de liberación de energía que consiste en la reacción que divide el núcleo de un átomo en dos o más núcleos más pequeños. Por lo general, el material más utilizado para este proceso es el Uranio 235, por ser un metal pesado débilmente radiactivo que se encuentra de forma natural en la corteza terrestre.

En este sentido, cuando un neutrón golpea el núcleo de un átomo de Uranio 235, este se divide en dos núcleos más pequeños, y se liberan dos o tres neutrones que a su vez golpearán otros átomos de Uranio 235 colindantes, que también se dividirán y generarán más neutrones en un efecto multiplicador, desatando una reacción en cadena en una fracción de segundo.

Esta reacción libera energía en forma de calor y radiación. Por lo que, las plantas de energía nuclear utilizan ese calor de forma similar en que se utilizan los combustibles fósiles para generar electricidad.

Central Nuclear

Las centrales nucleares están conformadas por reactores nucleares y dispositivos que contienen y controlan las reacciones en cadena con el objetivo de producir calor mediante el proceso de fisión. El calor aumenta la temperatura del refrigerante del reactor, que suele ser agua, para producir el vapor que hace girar las turbinas que activan el generador eléctrico con el que se produce electricidad con bajas emisiones de carbono.

¿De dónde proviene el Uranio 235?

El Uranio es un metal que se encuentra en rocas de todo el mundo. Tiene varios isótopos de origen natural, siendo los más importantes el Uranio 235, que representa menos del 1% del Uranio mundial, y sirve para producir energía de fisión; y el Uranio 238, que se encuentra en mayor cantidad en el mundo, pero no puede producir una reacción de fisión en cadena.

Por lo anterior, es necesario incrementar la cantidad de Uranio 235 en una determinada muestra mediante un proceso denominado «enriquecimiento de Uranio» para poder utilizarlo eficazmente como combustible nuclear en una central durante un período de entre 3 y 5 años.

Desechos Radiactivos: La Desventaja de la Energía Nuclear

Una vez culminado el período de uso de 3 a 5 años, el Uranio seguirá siendo radiactivo, por lo que su disposición final debe realizarse bajo directrices estrictas para proteger a las personas y el medio ambiente.

En términos generales, las centrales nucleares producen desechos de diverso grado de radiactividad, y deben gestionarse de manera diferente dependiendo de su nivel de radiactividad y su propósito. Por esta razón, se están desarrollando reactores avanzados que generen menos desechos nucleares que los reactores actuales.

Conclusión

Las plantas de generación de energía nuclear son una fuente de energía de bajas emisiones de carbono. Por lo tanto, muchas entidades internacionales recomiendan la implementación de centrales de energía nuclear para lograr los objetivos mundiales de descarbonización y reducir el impacto del cambio climático. Sin embargo, la importancia clave de la energía nuclear es que puede implementarse en países con pocos recursos hídricos para crear centrales hidroeléctricas que puedan tener fuerza de inercia para mantener la estabilidad de la red, cosa que no pueden hacer las fuentes de energías renovables variables como la eólica y la solar.

→ Artículo Recomendado: La Energía Eólica y su impacto en las Redes Eléctricas.

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Fuentes

GE Grid Solutions Whitepaper: GEA34994 Nuclear Steam Whitepaper R12 – FINAL.

IAEA: What is Nuclear Energy? The Science of Nuclear Power

IAEA: What is the Clean Energy Transition and How Does Nuclear Power Fit In? | IAEA

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Cuando un relé de protección detecta una falla, envía una señal de disparo al mecanismo de operación del interruptor de potencia para que interrumpa la corriente de cortocircuito tan pronto como sea posible sin que ocurran daños severos dentro del interruptor ni en el equipo fallado.

En otras palabras, la función general de un interruptor de potencia es cerrar y abrir los circuitos de la subestación tanto para despejar fallas como para conectar y desconectar partes de la red eléctrica.

¿Cuál es la Diferencia entre un Interruptor de Potencia y un Seccionador?

Los seccionadores (definidos en inglés como «switch disconnector») tienen la capacidad de abrir la corriente normal de carga, pero no tiene la capacidad de despejar una corriente de cortocircuito. Por lo tanto, sólo se usan para aislar los equipos de la subestación durante trabajos de mantenimiento, o durante cambios en los arreglos de barra de la subestación.

A pesar de que tienen la capacidad de abrir corrientes normales de carga, para alargar la vida útil de los seccionadores es recomendable operarlos sin carga, y realizar todos los comandos de apertura y cierre de carga con los interruptores de potencia.

¿Cuáles son los Principales Tipos de Interruptores de Potencia de Alta Tensión?

Existen varios tipos de interruptores de potencia, y en este artículo definiremos los tipos más comunes hoy en día en subestaciones de alta tensión: Interruptor de Tanque Vivo, Interruptor de Tanque Muerto, e Interruptor de Desconexión (DCB).

1. Interruptor de Tanque Vivo

Los interruptores de potencia de tanque vivo son aquellos que tienen alto potencial en condiciones normales de operación, debido a que la cámara de interrupción está aislada de la tierra por un aislante de porcelana o de algún otro material compuesto. Y, debido a esto, no es posible que haya corrientes de falla entre la unidad de interrupción y la cubierta, por lo que no es necesario considerar transformadores de corriente (TC) a ambos lados del interruptor, sino que bastaría con un sólo TC externo por polo a un solo lado del interruptor.

En este tipo de interruptores, la altura de los aisladores para la cámara de interrupción está determinada por el nivel de voltaje de la subestación, y tiene los compartimientos de gas más pequeños que otros tipos de interruptores de potencia de alta tensión. En este sentido, al requerir bajo volumen de gas para su operación normal, entonces requerirá baja cantidad de gas durante los trabajos de mantenimiento, lo que conlleva a ahorros operativos en comparación con los costos de mantenimiento de los interruptores de tanque muerto.

2. Interruptores de Potencia de Tanque Muerto

Los interruptores de potencia de tanque muerto son aquellos cuya carcasa de la cámara de interrupción es de material metálico y está conectada a tierra. El interior del tanque está lleno de gas SF6 (o de otros tipos de gases de menor impacto ambiental) para aislar la carcasa de las partes vivas de los contactos internos. Adicionalmente, tiene aisladores (bushings) externos para conectar la cámara de interrupción con los terminales de alta tensión.

Las desventajas de este tipo de interruptores es que corren el riesgo de fallas internas a tierra o cortocircuitos dentro de la carcasa del tanque. Por lo que, para detectar las fallas internas del interruptor, se necesitan equipar los bushings de ambos lados del interruptor con transformadores de corriente que, a su vez, deberán estar conectados a los relés de protección de forma que solapen sus zonas de protección adecuadamente para discernir entre las fallas internas y externas del interruptor.

3. Interruptor de Desconexión (DCB)

El interruptor de desconexión se identifica con las siglas DCB por su descripción en inglés «Disconnecting Circuit Breaker», y reemplaza la combinación convencional de interruptor y seccionador separados. Es decir, la función del seccionador está integrada en la cámara de interrupción, por lo que el DCB cumple con ambos requerimientos de «interrupción» y «desconexión» en un sólo equipo.

La ventaja del uso del DCB es que reduce el tamaño de la subestación al ahorrar el espacio que ocuparía el seccionador típico separado del interruptor. Pero, la desventaja es que toda la barra colectora de la subestación deberá desenergizarse cada vez que se deba hacer el mantenimiento a alguno de los DCB. Porque, aunque se abra el interruptor para mantenimiento, el lado fuente del DCB siempre estará energizado al no haber un seccionador externo que desconecte todo el circuito del interruptor para gestiones de mantenimiento.

¿Cuáles son los Medios de Interrupción de los Interruptores de Potencia de Alta Tensión?

Los interruptores de potencia de alta tensión pueden clasificarse en tres tipos dependiendo del medio de interrupción: gas, vacío y aceite. En este artículo hablaremos de los más comunes, que son los de gas SF6 y los de vacío, aunque actualmente el gas SF6 está siendo sustituido por otros tipos de gases menos contaminantes, pero el principio de operación es muy similar.

1. Interrupción en Gas SF6

El hexafluoruro de azufre (SF6) es un gas pesado, inerte y electronegativo. Es decir, los electrones libres son atraídos por el gas y no son libres de moverse, por lo que el SF6 tiene alta resistencia dieléctrica y aumenta con la presión, contribuyendo a una mejor propiedad de extinción del arco.

La desventaja del uso del gas SF6 como medio de interrupción es que la formación de arco puede producir una serie de subproductos de descomposición tóxicos que imponen grandes exigencias al reciclaje y la eliminación del gas. Por esta razón, los fabricantes están desarrollando nuevas tecnologías para poder sustituir el SF6 por gases que no sean tóxicos.

2. Interrupción en Vacío

Los interruptores en vacío suelen utilizarse en subestaciones de hasta 70kV, y el espacio de aislamiento es más pequeño que el de otros medios de interrupción dado que no contiene ningún gas que ionice el arco eléctrico. En este caso, las placas de contacto están formadas para conducir la corriente de una manera que crea un campo magnético que hace que el arco gire y se apague. El beneficio de que el arco gire es que el calor se distribuye uniformemente en la cámara de interrupción y los contactos de erosionan de forma uniforme.

Otras ventajas de los interruptores en vacío es que su vida útil es relativamente larga y su impacto en el medio ambiente es limitado, ya que están diseñados sin gases venenosos y requieren pocos componentes constructivos.

Conclusión

Es importante conocer las diferencias entre seccionador, interruptor de tanque vivo, interruptor de tanque muerto y DCB antes de implementarlos en la planificación y diseño de nuestros proyectos. Ya que, si conocemos las ventajas y desventajas constructivas de cada equipo, podremos garantizar la eficiencia de nuestro diseño y del presupuesto requerido para construir la subestación.

→ Artículo Recomendado: Pararrayos de Alta Tensión • LeiryChinchilla.com

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Referencias Bibliográficas

SIEMENS Energy Global Live tank circuit breakers.

SIEMENS Energy Global Disconnecting circuit breakers.

ALSTOM Grid. Network Protection & Automation Guide.

Megger. Circuit Breaker Testing Guide.

La entrada Interruptores de Potencia de Alta Tensión (ANSI 52) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Efectos de la Motorización de un Generador

La motorización de un generador trae muchos efectos indeseables que dependen del tipo de turbina, como los siguientes:

• Turbina de Vapor: bajo condiciones de motoring del generador, la turbina podría sobrecalentarse debido a la pérdida del efecto de enfriamiento proporcionado por el vapor.

• Motor Diesel o de Gasolina: bajo condiciones de motoring del generador, el motor podría incendiarse o explotar. Adicionalmente, el combustible no quemado también corre peligro de incendio y explosión.

• Turbina de Gas: puede tener problemas de engranajes cuando se accionan desde el extremo del generador.

• Turbina Hidráulica: la condición de motorización del generador puede provocar la cavitación de las palas con un flujo de agua bajo.

De este modo, se deben considerar diferentes sistemas de protecciones contra la motorización de los generadores, exceptuando las instalaciones diseñadas para operar como condensadores síncronos, como las unidades hidroeléctricas.

Dispositivos de Protección Antimotoring

A continuación, describiremos las diferentes funciones de protección que se pueden implementar para prevenir los daños causados por la motorización de los generadores.

1. Relé de Potencia Inversa (ANSI 32)

El relé de potencia inversa (definido por el número ANSI 32) debe utilizarse como la protección principal antimotoring en todos los tipos de turbina. Sin embargo, para turbinas de vapor es recomendable integrar el relé de potencia inversa con los dispositivos descritos en los puntos 2, 3, 4 y 5 de este artículo para asegurar la operación efectiva contra la motorización del generador.

Cuando un generador entra en estado de motoring, comienza a absorber flujo de potencia real desde la red eléctrica hacia el generador que actúa como un motor síncrono. De este modo, el relé de potencia inversa detecta el flujo inverso de potencia que ocurriría si la turbina perdiera su energía de entrada.

Es importante tomar en cuenta que la magnitud de la potencia inversa de motorización es una función de la carga y de las pérdidas del motor primario en vacío, que varían según el tipo de turbina:

• Máxima potencia de motorización en Turbina de Vapor: 3 %.

• Máxima potencia de motorización en Turbina Hidráulica: 0.2 %.

• Máxima potencia de motorización en Turbina de Gas: 50 %.

• Máxima potencia de motorización en Motor Diesel: 25%.

Por lo tanto, se deben considerar relés de potencia inversa de alta precisión para que tengan la capacidad de detectar la motorización en turbinas que tienen muy bajo porcentaje de magnitud de potencia de motoring.

Adicionalmente, se debe considerar un retardo de tiempo de entre 10 a 30 segundos antes de que el relé de potencia inversa envíe la señal de disparo. Esto, es con el objetivo de evitar un disparo erróneo durante las oscilaciones de potencia causadas por perturbaciones del sistema o cuando se sincroniza la máquina con la red eléctrica.

2. Relé de Temperatura en la Campana Extractora

En generadores de turbinas de vapor, el principal efecto de la motorización es el aumento de temperatura debido a las pérdidas por efecto del viento, siendo más severo en el extremo de escape de la turbina. Por esto, se recomienda instalar un dispositivo de detección de temperatura en la campana de escape, que funcione como protección auxiliar que envíe alarmas a los operadores para que ellos tomen acción al respecto.

3. Conmutadores de Límite en las Válvulas

Los conmutadores de límite de las válvulas de las turbinas de vapor proporcionan protección contra la pérdida de flujo de vapor, ya que envían señales de alarma cuando el flujo de vapor se ha cerrado por completo o se ha reducido a niveles peligrosamente bajos.

4. Conmutador de Presión de Aceite

La operación de las válvulas en una turbina de vapor está controlada por dos sistemas de aceite: un sistema de disparo de turbina y un sistema de aceite gobernador.

El sistema de aceite de disparo de turbina se utiliza como un sistema de apagado de emergencia. Es decir, cuando se reduce la presión en este sistema, todas las válvulas se cierran.

Por otro lado, la presión en el sistema de aceite de gobierno posiciona el gobernador y las válvulas de intercepción para controlar la carga durante la operación normal.

En este sentido, los conmutadores de presión de aceite en estos dos sistemas brindan un método simple y confiable para detectar una condición de motorización del generador de turbina de vapor. Sin embargo, para evitar un disparo erróneo y permitir la temporización, es recomendable que el relé numérico de potencia inversa supervise los sistemas de presión de aceite y sea quien envíe la señal de disparo acorde a la lógica de operación que se le programe.

5. Conmutador Diferencial de Presión

El conmutador diferencial funciona a través del elemento de turbina de alta presión para monitorear el flujo de vapor en la turbina, y es el método más preciso y confiable para detectar la motorización del generador. Ya que funciona independientemente del tipo de sistema de control, hidráulico o electrohidráulico, y es el esquema recomendado para grandes turbinas de vapor.

En este sentido, el flujo de vapor igual, o mayor, que el flujo sin carga de velocidad síncrona es una indicación de que el generador no está motorizado. Por el contrario, si el flujo es menor que el flujo nominal de vapor es un indicador de condición de motorización del generador.

También, es recomendable que el relé numérico de potencia inversa supervise el conmutador diferencial de presión para evitar disparos erróneos ante condiciones normales de operación.

Conclusión

Es indispensable que en todos los sistemas de protección de generador se contemple la función de potencia inversa para prevenir daños de alto costo de reparación, e incluso, para prevenir incendios y explosiones en la central de generación.

→ Artículo relacionado: Funciones de Protección para Generadores de Potencia.

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Referencias Bibliográficas

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

GE Steam Power: STF-A100 Non-Reheat Steam Turbine

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Cada tipo de generador requiere esquemas de protecciones diferentes acorde al tipo de fuerza motriz, la magnitud de la potencia entregada, el nivel de tensión, el tipo de conexión de puesta a tierra, características de la armadura y del campo, así como las características del sistema de excitación, entre otros parámetros. Tomando en cuenta, además, que las características constructivas de los generadores dependen en gran medida de la tecnología de fabricación y, por lo tanto, del año de fabricación.

Es por esto que no es recomendable implementar una «guía típica» de esquemáticos de protección de generadores de potencia. Ya que, podrían quedar condiciones anormales sin monitorear que ocasionarían una falla peligrosa atentando contra la vida de los operadores y contra la infraestructura de la central eléctrica, produciendo pérdidas de millones de dólares difíciles de reparar.

Sin embargo, hay principios de funcionamiento que son básicos en los generadores de potencia, y hay ciertas condiciones de fallas que son comunes en la mayoría de los modelos de los generadores. Por lo que, vale la pena conocer en modo general cuáles son las condiciones de operación anormal que suelen enfrentar los generadores, y cuáles suelen ser las principales funciones de protección que nunca pueden faltar en un esquemático de protección.

Condiciones Anormales en los Generadores de Potencia

Los sistemas de protección de los generadores de potencia deben tomar en cuenta condiciones de fallas particulares que no ocurren en otros equipos de potencia como en las líneas de transmisión o en las barras colectoras. En términos generales, las funciones de protección que deberemos emplear en generadores deben operar ante los siguientes tipos de condiciones anormales:

• Sobrecalentamiento en el estator: debido a sobrecarga o pérdida de refrigerante.

• Sobrecalentamiento en el rotor: debido a sobreexcitación y pérdida de enfriamiento.

• Fallas en el devanado del estator: fallas de fase y de tierra.

• Fallas en el devanado del rotor: fallas a tierra y vueltas en cortocircuito.

• Exceso de velocidad o baja velocidad.

• Sobretensión, pérdida de excitación, motorización del generador.

• Energización inadvertida, conexión no sincronizada.

• Operación de corriente desequilibrada.

• Fuera de sincronismo, oscilaciones subsincrónicas.

Cortocircuitos en los Generadores

Hoy en día, la mayoría de los fabricantes de los generadores de potencia suelen incluir el sistema de protecciones bajo sus recomendaciones prácticas para garantizar la prolongación de la vida útil del equipo y mantener la reputación de la marca. Sin embargo, es importante que los operadores de la central de generación tengan conocimiento del comportamiento de cortocircuito del generador.

La magnitud de la corriente de falla del generador es una función de las características de la armadura y del campo, así como del tiempo y de las condiciones de carga que preceden inmediatamente a la falla.

A demás, la capacidad del generador para mantener una corriente de salida durante una falla está determinada por las características del sistema de excitación, cuyo detalle no es objetivo de explicación en este artículo particular.

Puesta a Tierra del Generador

Por lo general, los generadores de potencia se conectan a tierra a través de alguna forma de impedancia externa con el propósito de limitar las corrientes de falla de fase a tierra. Y, en consecuencia, limita las tensiones mecánicas, los daños en la máquina, los voltajes transitorios durante las fallas y proporciona un medio para detectar fallas a tierra dentro de la máquina.

Principales Funciones de Protección para Generadores de Potencia

A continuación, indicaremos cuáles son las funciones más comunes que no pueden faltar en los esquemas de protección de los generadores de potencia. Sin embargo, es importante que los ingenieros de planificación y diseño adapten estas recomendaciones prácticas a sus proyectos reales dependiendo de las características constructivas de sus generadores.

Protección de Generadores Pequeños

Las protecciones mínimas que suele tener un generador pequeño desde 500kVA hasta 1MVA, entre 480V y 600V, son las siguientes:

• Función 32: Relé de potencia inversa para protección antimotoring.

• Función 40: Relé VAR inverso para protección contra pérdida de campo.

• Función 51G: Relé de sobrecorriente de tierra temporizado de respaldo.

• Función 51V: Relé de sobrecorriente de respaldo (ya sea con restricción de voltaje o controlado por voltaje).

• Función 87: relé de protección diferencial que proporciona protección instantánea de sobrecorriente.

Puede haber excepciones dependiendo de la aplicación y de la simplicidad del sistema.

Protección de Generadores Medianos

Los generadores medianos son aquellos que llegan hasta 12.5MVA, independientemente del nivel de tensión, y suelen equiparse con las siguientes funciones de protección:

• Función 32: Relé de potencia inversa para protección antimotoring.

• Función 40: Relé VAR inverso para protección contra pérdida de campo.

• Función 46: Relé de sobrecorriente de secuencia negativa para protección contra condiciones de desequilibrio.

• Función 51G: Relé de sobrecorriente de tierra temporizado de respaldo.

• Función 51V: Relé de sobrecorriente de respaldo (ya sea con restricción de voltaje o controlado por voltaje).

• Función 64F: Relé de tierra del campo del generador.

• Función 87: relé de protección diferencial que proporciona protección instantánea de sobrecorriente.

Puede haber excepciones dependiendo de la aplicación y de la simplicidad del sistema.

Protección de Generadores Grandes

Los generadores grandes de hasta 50MVA suelen ser equipados con las siguientes funciones de protección:

• Función 32: Relé de potencia inversa para protección antimotoring.

• Función 40: Relé VAR inverso para protección contra pérdida de campo.

• Función 46: Relé de sobrecorriente de secuencia negativa para protección contra condiciones de desequilibrio.

• Función 49: Relé térmico para monitorear la temperatura del devanado del estator.

• Función 51G: Relé de sobrecorriente de tierra temporizado de respaldo.

• Función 51V: Relé de sobrecorriente de respaldo (ya sea con restricción de voltaje o controlado por voltaje).

• Función 60: Relé de equilibrio de voltaje.

• Función 64F: Relé de tierra del campo del generador.

• Función 87: relé de protección diferencial que proporciona protección instantánea de sobrecorriente.

• Función 87G: Relé diferencial de tierra.

Puede haber excepciones dependiendo de la aplicación y de la simplicidad del sistema.

Filosofía de Protección en Generadores de Potencia

Una vez que un relé de protección haya detectado una falla y se haya identificado que la solución para despejar la falla es desconectar el generador, se deben hacer las siguientes operaciones básicas para iniciar el apagado:

1. Disparar el interruptor del generador.
2. Abrir la fuente de excitación, disparando el interruptor de campo.
3. Retirar la fuente de energía del motor primario, cerrando la válvula de mariposa.
4. Iniciar una alarma.

Sin embargo, estas operaciones deben ser realizadas de una manera que depende de las causas del disparo, del tipo de fuerza motriz (turbina hidráulica, turbina de vapor, turbina de gas, motor de Diesel o de gas, entre otros), de las consideraciones ambientales y de la seguridad de los operadores. Adicionalmente, depende del impacto de la pérdida repentina de potencia de salida en el sistema eléctrico.

Lógica de Disparo de las Protecciones del Generador

Las lógicas de disparo de cada función de protección varían dependiendo de las preferencias del cliente, de las habilidades de la fuerza motriz y de su sistema de suministro. Sin embargo, hay cuatro métodos muy comunes para aislar el generador después de condiciones eléctricas anormales, y las definiremos a continuación.

1. Disparo Simultáneo

El método de disparo simultáneo se utiliza cuando se han detectado fallas internas en el generador y anomalías graves en su zona de protección. Este método consiste en que los relés de protección aíslen el generador disparando al mismo tiempo todos los interruptores del generador, el interruptor de campo, y apagando el motor primario cerrando las válvulas de la turbina. Al mismo tiempo, las cargas auxiliares se transfieren a una fuente de reserva.

2. Disparo del Generador

Este método de disparo se utiliza cuando ocurren perturbaciones en el sistema de energía, y no por fallas internas del generador. Este método consiste en que los relés de protecciones disparen los interruptores principales del generador y el interruptor de campo, sin interrumpir la fuerza motriz. Y, se usa cuando es posible corregir rápidamente la anomalía de la red eléctrica y, por lo tanto, volver a conectar la máquina al sistema en poco tiempo.

Es posible que este modo de disparo no sea posible con algunos tipos de fuerza motriz, reguladores y sistemas de calderos que no son capaces de responder rápidamente después de un rechazo de carga. En estos casos, es necesario interrumpir la fuerza motriz para todas las fallas y condiciones de operación anormales.

3. Disparo de Separación de Unidades

El modo de separación de unidades consiste en disparar solamente el interruptor principal del generador. Y, se utiliza cuando se desea mantener las cargas auxiliares de la unidad conectadas al generador. La ventaja de este modo es que el generador se puede volver a conectar al sistema con un retraso mínimo. Se aplican las mismas precauciones descritas para el modo de disparo del generador.

4. Disparo Secuencial

En el modo de disparo secuencial, las válvulas de la turbina se disparan primero. Luego, se inicia el disparo de los interruptores principales del generador y del interruptor de campo. Este modo se usa principalmente para turbinas de vapor cuando el disparo retrasado no tiene un efecto perjudicial en el generador.

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Referencias Bibliográficas

GE Grid Solutions, Generator Protection Relay: Multilin G60.

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

La entrada Funciones de Protección para Generadores de Potencia se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Sin embargo, una de las principales razones por las que se combinan los BESS con fuentes de energía renovable es para que las redes eléctricas puedan manejar la naturaleza variable de los parques eólicos y solares. En este sentido, los BESS pueden contribuir a mantener el equilibrio de la frecuencia y del voltaje en el punto de interconexión de estas plantas renovables. Es decir, pueden mitigar el impacto del desequilibrio de la red por fluctuaciones en las condiciones climáticas que afectan la potencia entregada por los aerogeneradores y por los paneles solares.

Existen diferentes soluciones de almacenamiento de energía disponibles en la actualidad, pero las baterías de iones de litio son actualmente la tecnología de elección debido a su rentabilidad y alta eficiencia.

Usualmente, los BESS tienen la flexibilidad de ser conectados directamente a la red eléctrica y también pueden funcionar en modo local cuando la red no está disponible.

Características Constructivas de los BESS

Aproximadamente el 90% de los sistemas BESS actuales son construidos con baterías de iones de litio porque requieren poco mantenimiento y proporcionan altas densidades de energía en pequeñas dimensiones físicas y de peso liviano.

Las baterías de iones de litio contienen un cátodo positivo y un ánodo negativo. Los iones de litio se mueven del ánodo negativo al cátodo positivo durante la descarga y regresan durante la carga. Este mecanismo está sumergido en un electrolito conductor de iones. El electrolito es un disolvente líquido inflamable de baja viscosidad.

Un BESS para plantas renovables consiste en un conjunto de celdas de batería de iones de litio con cantidades que pueden variar entre docenas, cientos o incluso miles de celdas para almacenar energía. Las celdas normalmente se empaquetan en módulos sostenidos en estantes, y los estantes normalmente se almacenan en estructuras de tipo contenedor de transporte.

¿Cuál es el riesgo de incendio con un BESS de iones de litio?

En un Whitepaper de Fireaway Inc. titulado «Fire Suppression in Battery Energy Storage Systems» explican detalladamente los riesgos de incendio con un BESS de iones de litio, y a continuación lo vamos a citar en idioma español.

Cada vez que se introduce una gran cantidad de energía en un espacio reducido, existe el riesgo de que se escape de forma descontrolada. Cuando esto sucede, puede ocasionar incendios e incluso podría resultar en una explosión.

Varios incidentes recientes en grandes instalaciones de BESS demuestran cuán considerables pueden ser los incendios que ocasionan, cuán difíciles son de extinguir y cuán peligrosos pueden ser para los socorristas. Adicionalmente, se deben tomar en cuenta las consecuencias posteriores: los costos directos e indirectos por el fuego, el tiempo de inactividad, la pérdida de productividad y el daño de la imagen de la empresa.

¿Qué causa los incendios en los BESS?

Es importante conocer la forma en que fallan los BESS para poder tomar medidas preventivas a tiempo y evitar un desastre. Las fallas en los BESS ocurren como una cadena de eventos que se dividen en cuatro etapas de fallas, que describiremos a continuación.

Etapa 1: Daño de la Batería

Las baterías se pueden dañar por estrés térmico debido al sobrecalentamiento interno, por calentamiento externo por fuego, o por una fuente de calor intensa. Otra forma de dañarse es por sobrecarga o porque se haya desarrollado un cortocircuito.

Otra de las razones del daño de la batería puede ser porque su contenedor se rompa o se dañe de alguna manera. O, por un problema de fabricación que conduce a un evento de falla térmica o eléctrica.

Etapa 2: Liberación de Gases

Una vez que la batería esté dañada o comprometida, la temperatura interna y la presión de la batería aumentan debido a la acumulación de gases. La integridad del contenedor de la batería falla y los gases se liberan. Estos gases en su mayoría son electrolitos vaporizados que son inflamables o explosivos. La liberación de gases puede ocurrir en un período de tiempo entre dos y treinta minutos antes de la siguiente etapa.

Etapa 3: Producción de Humo

Cuando la batería falla, el voltaje cae a cero y el ánodo y el cátodo se cortocircuitan. Con toda la energía almacenada de la batería fluyendo a través del cortocircuito, la temperatura de la batería aumentará rápidamente a más de 300ºC. Esto hace que se produzca humo desde el interior de la batería. La producción de humo es el primer paso en la fuga térmica y puede volverse combustible.

La fuga térmica es una reacción en cadena en la que la reacción exotérmica de una celda de batería defectuosa sobrecalienta una celda adyacente. La batería adyacente falla de manera similar y sobrecalienta otras baterías, y así sucesivamente.

Etapa 4: Fuego

El fuego puede sobrevenir rápidamente después de la evolución del humo. O el evento de fuga térmica puede continuar durante horas sin que se produzca ninguna llama. Durante este período, se producen grandes cantidades de vapores y gases inflamables en el recinto, creando una atmósfera explosiva.

Sin embargo, en muchos casos se produce una ignición y se desarrolla un incendio dentro del recinto del BESS. Y, a medida que los componentes de la batería son consumidos por el fuego, se acumulan más gases en el recinto aumentando la velocidad de la fuga térmica, evolucionando a un evento devastador y difícil de extinguir.

¿Cómo mitigar los riesgos de incendio en un BESS?

Lo recomendable es implementar sistemas de protección que puedan intervenir en la etapa más temprana de la falla de un BESS. Los siguientes sistemas son los más comunes:

• Sistema de gestión de batería (Battery Management System, BMS).
• Detección de Gases.
• Supresión de Incendios.

A continuación describiremos brevemente cada uno de estos sistemas.

1. Sistema de Gestión de Batería (Battery Management System, BMS)

La función principal de un sistema de gestión de batería (BMS) es evitar que las celdas de la batería se dañen debido a la sobrecarga y la descarga excesiva. También se encarga de monitorear la temperatura de la batería, así como de monitorear la presencia de cortocircuitos y conexiones defectuosas. Adicionalmente, mantiene la carga dentro de las celdas en el rango de rendimiento óptimo.

En este sentido, si el BMS detecta alguna condición anormal, apaga la batería antes de que se convierta en un peligro para la seguridad.

2. Detección de Gases

En caso de que el BMS se dañe o tenga un desperfecto de fabricación, la batería puede volverse inestable y comenzar a fallar. Por lo que se recomienda integrar un sistema de detección de gases como protección de respaldo para intervenir después de que falle el BMS.

La detección del gas proporciona una notificación mucho más rápida del problema que un detector de humo, calor o llama. El objetivo del sistema de detección de gas es mitigar el problema antes de que se requiera una acción de respuesta del equipo de supresión de incendios.

Cuando el detector de gas detecta la presencia de un gas de escape, procede a tomar acción cortando la energía de las celdas afectadas, activando las alarmas locales y remotas, y activando un sistema de ventilación dentro del recinto BESS para eliminar los gases inflamables y el calor.

3. Supresión de Incendios

La extinción de incendios es la última línea de defensa. Después de la detección de gas, la siguiente oportunidad para la detección de incendios es la producción de humo. En este caso, un detector de humo emite una señal de alarma que activa un sistema de supresión de incendios especial para mitigar la propagación de la fuga térmica de las baterías y extinguir cualquier fuego presente sin dañar los componentes del BESS.

Conclusión

Sabemos que hoy en día existen innumerables retos a nivel mundial para lograr la descarbonización e impulsar que la matriz energética tenga mayor porcentaje de fuentes renovables que de fuentes tradicionales. Sin embargo, es importante tener en cuenta que las nuevas alternativas para mantener la estabilidad del sistema eléctrico, y la continuidad del servicio a pesar de las condiciones climáticas, no operan con las mismas características de los sistemas de energía que estamos acostumbrados a manejar.

Un BESS no se puede proteger con el típico relé numérico que se aplica en las fuentes de energía tradicionales. Del mismo modo que no tiene condiciones de fallas ni remotamente iguales a las condiciones de falla de las subestaciones típicas de la red eléctrica. Una nueva tecnología viene acompañada de nuevas condiciones de falla que debemos conocer a cabalidad para poder prevenirlas antes de que un incidente peligroso cobre pérdidas irrecuperables, como la vida de operadores y de bomberos. Es nuestra responsabilidad como Ingenieros tener en cuenta la matriz de riesgo de todas las alternativas que implementaremos en nuestros proyectos, y promover la inversión en los sistemas de protecciones adecuados para cada tipo de solución tecnológica.

→ Artículo Recomendado: La Energía Nuclear y su Importancia en las Redes Eléctricas • LeiryChinchilla.com

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Referencias Bibliográficas

Fireaway Inc. Whitepaper: Fire Suppression in Battery Energy Storage Systems | Stat-X® (statx.com)

SIEMENS Battery Energy Storage Solutions | BESS | Storage Solutions | Siemens Energy Global (siemens-energy.com)

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