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

Clasificación de Endurancia en Interruptores de Potencia

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

Endurancia Mecánica

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

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

Endurancia Eléctrica

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

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

Otras Clasificaciones

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

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

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

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

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

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

Clasificación de Endurancia en Desconectores

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

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

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

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

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

Clasificación de Endurancia del Seccionador de Puesta a Tierra

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

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

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

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

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

Clasificación de Endurancia en Seccionadores de Uso General

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

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

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

Endurancia de Seccionadores en SF6

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

Endurancia de Seccionadores de Corte en Aire

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

Endurancia de Seccionadores al Vacío

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

Endurancia de Contactores

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

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

Conclusiones

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

→ Artículo Recomendado: Protección Contra Riesgos de Arco Eléctrico (Arc-Flash)

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Medium-voltage switchgear | Eaton

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

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

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

1. Transformadores de Media Tensión Tipo Subestación

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

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

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

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

2. Transformador Trifásico Tipo Pedestal (Pad-Mounted)

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

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

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

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

3. Transformador Monofásico Tipo Pedestal (Pad-Mounted)

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

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

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

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

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

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

5. Transformador Ventilado de Tipo Seco

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

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

Valores Nominales Típicos de los Transformadores de Media Tensión

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

Potencia Nominal (kVA)

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

Voltaje (V)

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

Aumento de Temperatura (Temperature Rise)

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

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

Fluido

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

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

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

Enfriamiento (Cooling)

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

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

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

Nivel Básico de Aislamiento (BIL)

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

Impedancia

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

Frecuencia

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

Conclusiones

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

→ Artículo Recomendado: Seccionadoras en Sistema de Distribución Tipo Anillo

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Medium-voltage transformers | Eaton

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

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

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

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

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

¿En qué consiste un Sistema de Distribución Tipo Anillo?

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

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

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

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

Enclavamientos

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

Enclavamientos en la Seccionadora Primaria

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

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

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

Enclavamiento en las Seccionadoras Secundarias

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

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

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

Ventajas de la Topología en Anillo

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

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

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

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

Desventajas de la Topología en Anillo

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

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

Conclusión

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

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

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EATON Application Guide. Electrical Sector.

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

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

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

¿En qué consiste el Sistema de Distribución Radial Simple?

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

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

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

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

Sistema de Distribución Radial en Media Tensión

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

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

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

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

Conclusión

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

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

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Fuentes

EATON. Consulting Application Guide. Electrical Sector.

Imagen Seccionadora: Power Xpert UX

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

¿Cuál es el problema con el SF6?

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

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

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

¿Qué sucede con las Seccionadoras aisladas en SF6?

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

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

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

Emisión Mundial de Gas SF6 al Año

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

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

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

¿Qué podemos hacer para reducir las emisiones de SF6?

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

Utilizar Medios de Aislamiento Híbrido

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

Utilizar Aislamiento en Aire

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

Conclusión

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

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

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Fuentes

About SF6 gas | Green Switching Forum

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

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

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

1. Parámetros del Sistema Eléctrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Protección y Medición del Sistema Eléctrico

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

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

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

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

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

3. Tipo de Suministro

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

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

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

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

4. Ubicación del Servicio

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

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

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

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

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

5. Condiciones Ambientales

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

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

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

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

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

6. Aplicación Específica

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

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

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

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

7. Procedimientos Operativos Específicos del Sector

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

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

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

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

8. Regulaciones

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

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

Conclusiones

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

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

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

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Fuentes

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

8DJH 36 – Medium-voltage switchgear – Siemens USA

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

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

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

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

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

¿Qué son las Seccionadoras de Media Tensión IEC?

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

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

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

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

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

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

Objetivos de las Celdas de Media Tensión

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

• Seccionamiento sin carga.

• Interrupción de corrientes de operación.

• Interrupción de corrientes de sobrecarga.

• Interrupción de corrientes de cortocircuito.

Tipos de Dispositivos de Seccionamiento

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

1. Interruptor de Potencia (Circuit Breaker)

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

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

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

3. Fusible (Fuse)

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

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

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

5. Contactores (Contactors)

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

Conclusiones

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

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

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Fuentes

Imagen de Banner: Seccionadora SIEMENS.

Catálogo SIEMENS: Celdas NXPLUS C.

Catálogo ABB: Celdas UniGear ZS1.

Switchgear | ABB

Medium Voltage Switchgear | Schneider Electric

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

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

Escenarios de Reconexión Automática

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

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

Naturaleza del Problema

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

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

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

Alternativas de Protección contra Reconexión Automática de Motores

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

1. Añadir un Temporizador de Parada (ANSI 62)

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

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

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

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

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

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

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

Problemas Mecánicos en el Motor

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

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

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

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

1. Relé de Retardo en Interruptor de Transferencia

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

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

2. Interruptor de Transferencia con Posición de Apagado Temporizado.

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

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

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

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

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

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

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

Conclusión

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

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

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Fuentes

Imagen de Banner: SIEMENS High Voltage Motor.

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

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

Motores Eléctricos | WEG – Productos

La entrada Protección Contra la Reconexión Automática de Motores AC (ANSI 62 / ANSI 81 / ANSI 27 / ANSI 37) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

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

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

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

Principales Peligros

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

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

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

Datos de la Industria sobre el Arco Eléctrico

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

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

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

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

Posibles Causas del Arco Eléctrico

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

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

Consecuencias del Arco Eléctrico

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

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

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

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

Medidas de Seguridad

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

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

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

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

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

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

Relés de Protección contra Arco Eléctrico (Arc-Flash)

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

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

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

Conclusiones

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

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

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Fuentes

SEL APPLICATION GUIDE (selinc.com)

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

OSHA FACTSHEET PPE

La entrada Protección Contra Riesgos de Arco Eléctrico (Arc-Flash) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

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

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

IEEE Std. 242.

¿Cuándo Aplicar la Protección 87M?

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

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

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

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

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

Esquema de Protección Diferencial de Motor (ANSI 87M)

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

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

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

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

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

Esquema Simplificado de Protección Diferencial de Motor con TC Toroidales

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

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

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

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

Conclusión

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

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Fuentes

SIEMENS. SIPROTEC 5 Catalog.

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

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

La entrada Protección Diferencial de Motor (ANSI 87M) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

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

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

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

1. Características del Motor

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

2. Condiciones de Arranque del Motor

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

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

3. Entorno y Condiciones Ambientales

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

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

4. Características de la Carga del Motor

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

5. Calidad del Sistema de Energía

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

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

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

6. Importancia del Motor

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

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

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

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

7. Fallas a Tierra

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

8. Capacidad de Mantenimiento

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

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

Conclusión

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

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Fuente

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

Weather Protected Type I | Motors Drives | Toshiba International Corporation

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