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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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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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.

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Fuente

EATON Application Guide. Electrical Sector.

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

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

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

¿En qué consiste el Sistema de Distribución Radial Simple?

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

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

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

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

Sistema de Distribución Radial en Media Tensión

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

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

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

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

Conclusión

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

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

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Fuentes

EATON. Consulting Application Guide. Electrical Sector.

Imagen Seccionadora: Power Xpert UX

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

¿Cuál es el problema con el SF6?

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

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

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

¿Qué sucede con las Seccionadoras aisladas en SF6?

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

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

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

Emisión Mundial de Gas SF6 al Año

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

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

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

¿Qué podemos hacer para reducir las emisiones de SF6?

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

Utilizar Medios de Aislamiento Híbrido

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

Utilizar Aislamiento en Aire

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

Conclusión

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

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

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Fuentes

About SF6 gas | Green Switching Forum

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

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

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

1. Parámetros del Sistema Eléctrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Protección y Medición del Sistema Eléctrico

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

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

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

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

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

3. Tipo de Suministro

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

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

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

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

4. Ubicación del Servicio

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

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

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

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

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

5. Condiciones Ambientales

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

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

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

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

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

6. Aplicación Específica

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

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

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

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

7. Procedimientos Operativos Específicos del Sector

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

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

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

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

8. Regulaciones

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

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

Conclusiones

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

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

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

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Fuentes

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

8DJH 36 – Medium-voltage switchgear – Siemens USA

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

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

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

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

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

¿Qué son las Seccionadoras de Media Tensión IEC?

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

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

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

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

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

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

Objetivos de las Celdas de Media Tensión

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

• Seccionamiento sin carga.

• Interrupción de corrientes de operación.

• Interrupción de corrientes de sobrecarga.

• Interrupción de corrientes de cortocircuito.

Tipos de Dispositivos de Seccionamiento

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

1. Interruptor de Potencia (Circuit Breaker)

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

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

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

3. Fusible (Fuse)

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

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

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

5. Contactores (Contactors)

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

Conclusiones

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

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

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Fuentes

Imagen de Banner: Seccionadora SIEMENS.

Catálogo SIEMENS: Celdas NXPLUS C.

Catálogo ABB: Celdas UniGear ZS1.

Switchgear | ABB

Medium Voltage Switchgear | Schneider Electric

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

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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

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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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El registrador digital de fallas, conocido como DFR por sus siglas en inglés «Digital Fault Recorder«, se encarga de hacer un registro detallado de las perturbaciones del sistema eléctrico para que los Ingenieros de Protecciones puedan hacer un análisis posterior a la falla e identificar la causa inicial de la perturbación y los efectos posteriores que ocasionó.

Con esto, podrán establecer las acciones adecuadas para corregir las partes del sistema eléctrico que estén más propensas a repetir las mismas perturbaciones.

¿Cómo funciona el Registrador Digital de Fallas?

El DFR es una función que se le agrega a los relés numéricos y que se configura vía software para que opere bajo ciertos valores umbrales. De modo que, cuando ocurre una perturbación en el sistema, el relé procede a iniciar la función DFR para operar con las siguientes características:

• Grabación de la forma de onda de las entradas analógicas del relé.
• Grabación de las entradas digitales del relé.
• Almacenamiento de varios registros de fallas, listos para descargar y para ser analizados por los Ingenieros de Protecciones.
• Registro de tiempo de varios segundos por cada perturbación.
• Activación desde cualquier canal de entrada analógica o digital. También puede activarse desde una cantidad derivada de una combinación de entradas, o manualmente.
• Detección de la distancia hacia la ubicación de la falla para uno o más alimentadores.
• Tiempo de grabación variable previa al disparo y posterior al disparo.
• Sincronización horaria (IRIG-B, GPS, entre otros).
• Tasas de muestreo programables.
• Formatos estándar de transferencia de datos (IEEE COMTRADE, IEC-610255-24, entre otros).
• Enlaces de comunicación al centro de control (Ethernet, módem, entre otros).
• Autocontrol y autodiagnóstico.

A continuación, definiremos con más detalle de qué se tratan las principales características del DFR.

Entradas Analógicas del Relé

Las entradas analógicas del relé son las que reciben las señales de corrientes y voltajes en la ubicación del registrador de fallas. Usualmente, se hace la conversión A/D de estas señales para que tengan alta resolución y garantizar la captura precisa de las formas de onda.

Entradas Digitales del Relé

Las entradas digitales del relé son las que reciben las señales de apertura del interruptor de potencia, la señal de operación del relé de protección, las señales entre disparos, entre otras, de modo que se pueda generar una imagen completa de la secuencia de eventos.

El registro de las señales digitales ayuda a verificar si la secuencia de operaciones posterior a la falla ha sido adecuada o no. Y, en caso de que se identifique que la secuencia de operaciones haya sido inapropiada, los Ingenieros podrán tomar acción para corregir las secuencias incorrectas.

Almacenamiento del Relé

Es indispensable que los relés con función de registrador de fallas tengan suficiente memoria para capturar y almacenar los datos de varias fallas antes de transferirlos para su análisis. Esto es con el objetivo de evitar la pérdida de los datos de las perturbaciones.

Arreglos de Activación del Registrador de Fallas

Sería perjudicial que el registrador de fallas no capture algunos eventos debido a que la configuración de la activación haya sido inadecuada. Por lo que es necesario que se configuren arreglos de activación flexibles entre umbrales de cualquier canal analógico o digital.

Tiempo de Grabación Variable

Los DFR deben tener la capacidad de capturar eventos en una amplia gama de escalas de tiempo. Esto es debido a que usualmente las perturbaciones del sistema de energía tienen duraciones variables, algunas duran pocos segundos, mientras otras pueden durar varios minutos.

Además, si el relé tiene tiempo de grabación variable entonces tendrá provisión de frecuencias de muestreo programables. Por lo que se podrán capturar transitorios a corto plazo con suficiente resolución. Y, al mismo tiempo, se podrán capturar suficientes transitorios a largo plazo trayendo la ventaja de permitir que se lleve a cabo un análisis de eventos aún más detallado.

Cabe destacar que el registro de cada perturbación se suele dividir en tres secciones: período de tiempo antes de la falla, período de tiempo durante la falla, y período de tiempo posterior a la falla. Y cada uno de esos períodos puede tener diferentes tasas de muestreo.

Sincronización Horaria

Es necesario que los relés incluyan la sincronización de tiempo, ya que esto permite que la grabación de un relé se alinee con la grabación de otro relé que haya registrado el mismo evento. De esta forma, se podrá obtener una imagen más completa de los eventos y realizar análisis óptimos.

Transferencia de Datos del Registrador de Fallas

La importancia de que los relés DFR tengan la disponibilidad de descargar la información registrada reside en que las subestaciones donde están instalados normalmente no están tripuladas. En este sentido, existen estándares que facilitan el intercambio de datos, de los cuales el más conocido es el IEEE COMTRADE. Adicionalmente, existen innumerables softwares para PC que facilitan el procesamiento de los datos descargados de los DFR, con la capacidad de realizar análisis de todo tipo para facilitar la toma de decisiones de corrección de la red.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es el Protocolo de Comunicación IEC 61850?

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Referencias Bibliográficas

ALSTOM GRID (2011). Network Protection and Automation Guide. Edition May 2011.

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

SIEMENS Brochure: SIPROTEC 7KE85 Profile (siemens.com)

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Hoy en día existen muchas subestaciones eléctricas que aún tienen relés de protecciones de tecnología electromecánica y analógica. Con estos tipos de relés la lógica de operación y los puntos de ajuste incorporados en los sistemas de protección son fijos. Por lo que, modificarlos requiere la manipulación manual de los ajustadores de configuración, o cambios físicos en el cableado de control.

La tecnología electromecánica es poco flexible por el tiempo y el costo de mantenimiento para realizar dichos cambios. Ya que en muchos casos se requiere poner partes de la subestación fuera de servicio mientras se realizan los cambios.

En este sentido, es recomendable reemplazar los relés existentes por relés de tecnología numérica de última generación junto con una red de área local. Así, al modernizar las protecciones se lograría la ventaja de modificar la lógica de operación de los relés vía software. Por lo que se podrían aplicar fácilmente esquemas de protección que antes no podían ser adaptadas.

Beneficios de Modernizar los Sistemas de Protecciones Eléctricas

En pocas palabras, los beneficios de modernizar los sistemas de protecciones eléctricas en las subestaciones antiguas, reemplazando los relés electromecánicos y analógicos por relés numéricos, se resumen en lo siguiente:

• Los relés numéricos permiten aplicar mayor cantidad de funciones de protección en el mismo hardware con un costo adicional mínimo. Por lo que proveen esquemas de protección más completos y robustos.
• Los cambios de configuraciones y de lógicas de operación se pueden configurar vía software en los relés numéricos. Por lo que usualmente no se requerirá modificar el cableado del circuito de control. Ni sacar de servicio toda la instalación mientras se hacen los cambios en las configuraciones del relé.

A continuación, describiremos a más detalle las principales ventajas de sustituir los relés electromecánicos y analógicos de las subestaciones eléctricas por relés numéricos.

1. Incorporar la Función de Falla del Interruptor (50BF)

La función de falla del interruptor (número ANSI 50BF) en los relés electromecánicos y analógicos era demasiado compleja y costosa para justificarse su aplicación. Por el contrario, los relés numéricos vienen equipados con temporizadores en el software disponibles para su aplicación según lo desee el usuario. Que, a su vez, no representa un costo elevado en el relé ni una instalación compleja en el cableado.

Los relés numéricos operan la función 50BF en el caso de que hayan enviado la señal de disparo a un interruptor para despejar la falla, y luego de un tiempo prescrito se detecte que la falla aún no ha sido despajada por este interruptor. En este caso, los temporizadores de los relés numéricos se configuran vía software para enviar una señal a través del puerto de comunicación del relé con el objetivo disparar los dispositivos de respaldo que puedan despejar la falla adecuadamente.

2. Detección de Desequilibrio de Voltaje

Un problema común en las subestaciones de distribución son los desequilibrios de voltaje que resultan cuando se abre uno de los fusibles del lado de alta del transformador de la subestación.

Recordemos que el lado de alta tensión de los transformadores de distribución se conecta comúnmente en Delta. Mientras que el lado de baja tensión se conecta en Estrella. En este sentido, cuando se abre un fusible del lado de alta tensión, dos de los voltajes de fase a fase del lado de baja tensión se reducen al 87% de lo normal, y el voltaje de fase a fase restante cae a cero. A demás, los voltajes de fase a tierra en dos fases caerán al 50% de lo normal, mientras que el voltaje de fase a tierra restante permanece cerca de lo normal.

Consecuencias del Desequilibrio de Voltaje

Bajo esas condiciones de desequilibrio y bajo voltaje, los motores alimentados desde la subestación se dañarían si se dejan conectados durante un período de tiempo significativo. Aunque los motores trifásicos más grandes suelen tener su propio sistema de protección contra desequilibrios. Sin embargo, los motores más pequeños no suelen tener protecciones sofisticadas que puedan prevenir el daño, independientemente de que sean monofásicos o trifásicos.

Es por esto que las empresas de servicios públicos han recibido muchas quejas y demandas debido a los motores que se dañaron cuando se permitió la operación continua de una subestación de distribución con un fusible quemado del lado de alta tensión. Especialmente, los motores de refrigeración y aire acondicionado son los más vulnerables en tales condiciones.

Sin embargo, la aplicación de relés basados en microprocesadores hace que sea relativamente fácil detectar la condición de fusible fundido. Ya que se pueden equipar con elementos de bajo voltaje que se programan para detectar las condiciones de desequilibrio de voltaje y desconectar las cargas afectadas para prevenir el daño de los motores alimentados por esa subestación. De esta forma, los operadores podrán actuar rápidamente en sustituir el fusible quemado y volver a energizar el transformador para retornar el servicio eléctrico a los usuarios.

3. Múltiples Ajustes de Disparo

Lo relés numéricos tienen la capacidad de configurarse para cambiar automáticamente los ajustes de disparo y proporcionar flexibilidad operativa en las subestaciones de distribución.

Es decir, los relés numéricos se pueden programar de forma tal que los ajustes se puedan reducir automáticamente en condiciones de carga ligera para obtener una mayor sensibilidad en detección de fallas. Mientras que, por otro lado, los ajustes también se pueden aumentar automáticamente a umbrales de disparo más altos para condiciones de reconexión de carga en frío luego de una interrupción permanente.

En este sentido, se justifica la necesidad de modernizar las protecciones de las subestaciones de distribución sustituyendo los relés antiguos por relés de tecnología numérica para que con una programación simple se puedan obtener varias lógicas de disparo que optimicen la operación de las empresas de servicios públicos.

4. Flexibilidad en Protección de Líneas

Los relés numéricos ofrecen una variedad de características de protección de distancia para líneas de transmisión que el usuario puede programar a nivel de software, y que no se compara con la complejidad de espacio y configuración que se requeriría para un relé electromecánico equivalente. Por lo tanto, si se instala el relé numérico en el sistema y posteriormente ocurre una modificación en ese sistema, se puede adaptar las configuraciones del relé vía software sin tener que cambiar el relé, ni hacer ninguna modificación intrusiva en el cableado de control.

Por ejemplo, si el sistema eléctrico se reorganiza de tal manera que las líneas cortas se hacen más largas, las líneas largas se acortan o se crean líneas de múltiples terminales, las características de distancia del relé numérico se pueden cambiar fácilmente para adaptarse mejor a la necesidad específica del momento.

5. Ajuste en Arreglos de Barra de la Subestación

Los relés numéricos tienen la capacidad de programarse para detectar cuál es el interruptor que debe operarse cuando el interruptor asociado está en mantenimiento. O, cuando está aplicado a alguna topología de barra que haga que los esquemas de disparos sean complejos si se utilizaran relés electromecánicos. Esas topologías de barras pueden ser las siguientes:

• Subestación con topología de Barra Simple Seccionada.
• Subestación con topología de Barra Principal con Barra de Transferencia.
• Subestación con topología de Barra Doble.
• Subestación con topología de Barra en Anillo.
• Subestación con topología de Interruptor y Medio.

En definitiva, cualquiera que sea la topología de la subestación, los relés numéricos se pueden configurar para implementar cambios del esquema de disparo automáticamente mediante el uso de canales de comunicación y mediante el control de la posición de los interruptores y seccionadores de la subestación.

6. Capacidad Multifuncional

A diferencia de los relés electromecánicos y analógicos, una sola caja de relé numérico puede incorporar múltiples funciones de protección y control. Por lo que los relés numéricos reducen el espacio requerido en el panel de protección y en los requisitos del cableado. Es decir, modernizar una subestación con relés numéricos también nos da el beneficio de reducir los puntos de falla del sistema de protecciones al reducir la cantidad de relés auxiliares que se requieren en sistemas electromecánicos.

En otras palabras, una caja de relé numérico puede proporcionar prácticamente todos los requisitos de protección y control para un generador, una terminal de línea y otras instalaciones del sistema. Sin embargo, se teme que una sola falla en el relé numérico pueda desactivar toda la protección que se proporciona para una instalación del sistema.

Es por esto que, en instalaciones muy robustas, se recomienda aplicar el criterio de redundancia: instalar dos o más relés numéricos para proteger cada sección del sistema eléctrico. De este modo, si un relé falla, todavía quedará otro relé operando como respaldo. Inclusive, si hay que hacerle mantenimiento a un relé, se puede desconectar del sistema y dejar un segundo relé operativo para sostener la protección del sistema durante el mantenimiento.

7. Simplificación del Cableado

Las subestaciones con relés electromecánicos suelen tener las instalaciones con un cableado voluminoso, debido a que los relés auxiliares y los relés de cada función de protección están separados en cajas diferentes. Por lo que cada uno requiere un tiro de cable para cada funcionalidad.

Mientras que, los relés numéricos pueden incorporar todas esas funciones en una sola caja, y requerir menores tiros de cables, dado que cada función de operación está alojada en el software del relé. Por lo tanto, el cableado se simplifica considerablemente y se reducen los riesgos de puntos de falla porque se mitigan los errores en el conexionado de control.

La mayor ventaja se observa en los esquemas de protección de los transformadores de potencia. Debido a que con la tecnología electromecánica se debía desarrollar la conexión de los transformadores de corrientes (TC) con un análisis cuidadoso. Ya que, dependiendo del grupo de conexión del transformador (Delta o Estrella), los relés diferenciales requieren que los transformadores de corrientes sean cableados con esquemas complejos para poder realizar la comparación diferencial de forma adecuada.

En cambio, al modernizar las protecciones con relés numéricos simplemente se configura vía software cuál es el grupo de conexión del transformador de potencia. Y, el relé calcula internamente las corrientes equivalentes de los TC para poder hacer la comparación diferencial.

Conclusión

Las subestaciones eléctricas que aún tengan relés electromecánicos o analógicos pueden seguir operando de la forma en que lo vienen haciendo desde que se construyó. Desde el punto de vista operativo, siguen ejecutando la filosofía de protección que se diseñó desde sus comienzos. Por lo que el sistema sigue estando protegido.

Sin embargo, con los relés numéricos se pueden tomar ventajas de funciones de protección complementarias que nos pueden ayudar a optimizar los esquemas de protección y reducir molestias en los usuarios finales. Además, permiten reducir los errores de disparo, y aumentan la seguridad de detección de algunos tipos de fallas que anteriormente no era posible detectar con tanta precisión.

El análisis definitivo tendrá más peso en relación de la pérdida de dinero, reputación y tiempo que les está llevando a la empresa de servicio eléctrico que opera la subestación. Si no tienen ningún tipo de pérdida, ni problemas de detección de fallas especiales, entonces no será necesario hacer la modernización. Pero, si la empresa de servicio está recibiendo quejas excesivas de los usuarios finales, si la calidad del servicio está quemando motores costosos, si está afectando la reputación de la empresa, entonces es aconsejable modernizar los relés de protecciones de la subestación.

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Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

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En muchos casos, los problemas de voltaje pueden ser causados por interrupciones en las instalaciones eléctricas provenientes de fallas o fluctuaciones de carga. En otros casos, la degradación del voltaje está relacionada con la operación en exigencias mayores a la capacidad de transferencia de energía del sistema eléctrico.

Cuando el voltaje del sistema eléctrico disminuye, se requieren corrientes más altas para soportar los requisitos de transferencia de energía. Esto implica una condición que puede evolucionar hacia la disminución continua de los niveles de voltaje en todo el sistema eléctrico en el que no actúan las reservas reactivas, o son insuficientes. Dando como reultado el colapso total del voltaje, generando interrupciones prolongadas y generalizadas del sistema eléctrico.

Para evitarlo, se deben implementar esquemas que sean capaces de detectar síntomas de colapso inminente con tiempo suficiente para iniciar la acción correctiva apropiada.

¿Cómo Mitigar el Colapso de Voltaje?

Es de esperarse que los niveles de voltaje en todo el sistema caigan de manera no uniforme. Por lo que se debe identificar cuáles son las barras críticas en las que se deben monitorear los voltajes y tomar acción para mitigar el colapso de voltaje. A demás, es necesario utilizar relés de voltaje de alta precisión para evitar errores de operación.

A continuación, veremos cinco formas en las que se puede mitigar el colapso de voltaje del sistema eléctrico.

1. Implementación de Reservas Reactivas en el Sistema Eléctrico

Lo primero que se utiliza para mitigar el colapso del voltaje es la reserva de suministo reactivo desde la etapa de planificación, diseño y construcción del sistema eléctrico. Adicionalmente, se requiere un sistema de control automático que pueda poner en servicio las reservas reactivas dentro de un período de tiempo que satisfaga las características dinámicas del sistema de potencia. Este sistema de control comprende lo siguiente:

• Reguladores de Voltaje Automáticos de Acción Rápida.
• Controles Automáticos para cambiar rápidamente los bancos de capacitores.
• Reconexión de Alta Velocidad en las Líneas de Transmisión.

2. Coordinación de los Sistemas de Control de Excitación de las Plantas de Generación de Energía

Es importante que los limitadores y los sistemas de control de excitación de las plantas de generación de energía se establezcan y coordinen correctamente de modo que la capacidad reactiva completa de los generadores esté disponible para el soporte del voltaje del sistema durante condiciones de degradación de voltaje.

3. Reducción de los Niveles de Voltaje en las Barras de las Subestaciones de Distribución

Se puede mitigar el colapso de voltaje con la reducción de la carga, sin desconectar circuitos, al reducir los niveles de voltaje en las barras de las subestaciones de distribución. Esto podría ayudar efectivamente a mantener los niveles de voltaje en el sistema de alta tensión, y puede servir para mitigar una condición de colapso de voltaje de acción más lenta.

4. Bloqueo de los Cambiadores de Tomas en los Transformadores de Distribución

En cuanto a los sistemas de distribución, la degradación de los niveles de tensión se pueden mitigar mediante la acción de bloqueo de los cambiadores de tomas automáticos de los transformadores de distribución.

Durante condiciones normales de operación, los cambiadores de tomas actuarían para aumentar el voltaje cuando este cae por debajo de los valores prescritos.

Sin embargo, durante condiciones de degradación del voltaje, si el cambiador de tomas actúa para intentar aumentar el voltaje de distribución, contribuirá a un decaimiento mayor del voltaje en el lado de alta tensión, agravando el problema. Es por esta razón que se recomienda bloquear los cambiadores de tomas de forma manual o automática cuando se detectan condiciones de colapso de voltaje en el sistema de alta tensión.

5. Deslastre de Carga para Evitar el Colapso de Voltaje

El deslastre de carga debe implementarse como última opción en caso de que se hayan agotado todos los demás esfuerzos para evitar un colapso total de voltaje.

Deslastre de Carga de Forma Manual

En el caso de que el voltaje del sistema decaiga gradualmente en el tiempo, es efectivo estabilizar el voltaje a través de programas manuales de deslastre de carga. Para esto, se desarrollan procedimientos planificados previamente para que los operadores del sistema procedan con la desconexión de las cargas cuando se está produciendo un colapso de voltaje.

Sin embargo, el deslastre de carga de forma manual tiene la desventaja de que el criterio de desconexión de carga recae sobre el juicio humano para reconocer el problema de voltaje y concluir que el único recurso sea soltar la carga.

Deslastre de Carga de Forma Automática

En el caso de que la degradación del voltaje del sistema sea muy rápida, no da tiempo de que la interacción humana pueda tomar acción para recuperar el voltaje antes de que colapse. En consecuencia, se producen pérdidas repentinas de las instalaciones críticas del sistema, llevando al colapso total del voltaje. Es por esto que es necesario aplicar esquemas automáticos de deslatre de carga con relés de bajo voltaje, definidos con el número de función ANSI 27.

Los esquemas automáticos de deslastre de carga consisten en la instalación de varios relés de bajo voltaje para monitorear mútiples fases, configurados para operar en un rango de 85% a 95% del voltaje normal. Además, se coordinan con retardos de tiempo adecuados para permitir las variaciones de voltaje transitorio esperadas en condiciones de operación normal del sistema. Estos retardos de tiempo suelen oscilar entre 30 ciclos y varios minutos, dependiendo del análisis del sistema eléctrico. Adicionalmente, este esquema debe ser supervisado por relés de detección de fallas, con el objetivo de evitar el deslastre durante o después de fallas del sistema.

Sin embargo, la configuración de los esquemas automáticos de deslastre de carga por bajo voltaje es un proceso complejo que requiere un análisis exhaustivo de las características dinámicas del sistema de generación de energía asociado.

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Fuentes

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

Power Management | Schweitzer Engineering Laboratories (selinc.com)

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Las barras son utilizadas, generalmente, para interconectar dos o más circuitos de un sistema de potencia. Estos circuitos pueden ser generadores, transformadores, líneas de transmisión, motores, entre otros.

Fallas en las Barras

Cuando ocurre una falla en una barra, el sistema queda ampliamente afectado debido al nivel de corriente de cortocircuito de la barra. También afecta a la cantidad de circuitos que deben abrirse para despejar la falla.

Por lo tanto, se suelen dividir las barras con un interruptor de enlace o se diseñan arreglos de barras complejos. Esto es para minimizar el número de circuitos que deben abrirse cuando ocurre una falla. De esta forma, se garantiza la continuidad del suministro eléctrico en lo demás circuitos de la barra.

Los interruptores que conforman los arreglos de barras de las subestaciones eléctricas, usualmente tienen seccionadores en cada lado. Estos seccionadores se operan sin carga, y sirven para aislar al interruptor del sistema después de alguna contingencia o por mantenimiento.

Las fallas en las barras no son comunes, pero son de las que proporcionan mayores pérdidas de servicio en el sistema de potencia. Estas fallas suelen ocurrir por las siguientes causas:

• Contactos de animales.
• Ruptura de aislamiento.
• Fallas en los equipos involucrados.
• Contaminación.
• Por objetos llevados por el viento.

Por lo general, el tipo de protección que se utiliza en las barras es la Protección Diferencial (ANSI 87B). Esta función de protección proporciona la sensibilidad y rapidez requeridas para cortocircuitos entre fases y fallas a tierra.

Tipos de Arreglos de Barra

A continuación, se describen los Arreglos de Barra de las Subestaciones Eléctricas más sencillos a utilizar. La complejidad del arreglo depende de la importancia que se les dé a los circuitos interconectados en la S/E.

1. Barra simple

El tipo de arreglo de Barra Simple es el diseño más básico y económico, usado particularmente en distribución y transmisión de media tensión. La protección diferencial de barra se proporciona a través de los Transformadores de Corriente (TC) conectados a los relés de protección. Los TCs deben ubicarse de forma adecuada para que la zona de protección encierre a la barra completamente. En la siguiente Figura se muestra el caso de cuatro (4) circuitos interconectados en una Barra Simple.

La desventaja de este arreglo es que no proporciona flexibilidad operativa. Las fallas que ocurran en la barra provocarán que las protecciones abran todos los circuitos conectados. Además, el mantenimiento de los interruptores requiere que el circuito involucrado salga de servicio. Pero, se puede tomar la ventaja de programar el mantenimiento de todo ese circuito y su sistema de protección al mismo tiempo. Adicionalmente, se puede conectar un transformador de potencial (TP) en la barra para suplir la tensión a los equipos de protección de todos los circuitos.

2. Barra simple seccionada con interruptor de enlace

Este tipo de arreglo de barra es utilizado cuando hay gran número de circuitos interconectados. Se usa en Subestaciones Eléctricas Industriales, porque proporciona flexibilidad cuando la S/E es alimentada por dos fuentes separadas.

Una fuente se conecta a cada barra y se permite la operación sin importar que el interruptor de enlace se encuentre abierto o cerrado. Tal como se muestra en la siguiente Figura, donde los circuitos 1 y 3 representan las fuentes de las barras A y B respectivamente. Si se pierde una fuente, todos los circuitos asociados se pueden alimentar por la otra fuente cuando se cierra el interruptor de enlace. En este caso, se aplican zonas de protección diferencial de barra por separado, una zona de protección para cada barra. LA zona de protección es delimitada a través de los TC utilizados por cada relé de protección. Si falla una barra, aún se permite el servicio de la S/E por medio de la otra barra.

3. Doble barra con interruptor de enlace

El arreglo de Doble Barra con Interruptor de Enlace proporciona alta flexibilidad para la operación del sistema. Consiste en dos barras paralelas con un interruptor de potencia para enlazarlas.

Es decir, cualquier línea puede operar desde cualquier barra. Las barras pueden operar juntas (con el interruptor de enlace cerrado) como se muestra en la siguiente Figura. Ó pueden operar independientemente (con el interruptor de enlace abierto). En este caso, una barra puede usarse como barra de transferencia si un interruptor de línea sale de servicio. La desventaja de este arreglo es que se complica la distribución de las zonas de protección. Se requieren dos zonas diferenciales, una para cada barra.

En esta Figura se muestra que por medio de las posiciones de los seccionadores los circuitos 1 y 2 están conectados a la Barra 1. Mientras que, los circuitos 3 y 4 están conectados a la Barra 2. En caso de que la distribución de los circuitos en las barras cambie, cambiará la zona de protección diferencial de cada barra.

Si ocurre una falla en alguna barra, se requerirá el disparo de todos los circuitos conectados a la barra al mismo tiempo. Pero la otra barra no es afectada. Si la falla ocurre en el interruptor de enlace, se deben disparar las protecciones de ambas barras y de todos los circuitos.

Existen más tipos de arreglos de barra en las subestaciones eléctricas que suelen ser más complejas y que requieren un criterio de protección más robusto.

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Las fallas son eventos no planeados que pueden ocurrir en cualquier sistema de potencia. Por lo tanto, se debe agregar un sistema de protección que minimice el impacto del daño de las fallas. De esta manera, garantizaríamos la continuidad del servicio eléctrico en los demás circuitos del sistema que no estén directamente relacionados con la falla.

Por lo general, la topología del sistema de potencia y su nivel de tensión intervienen en las principales causas de las fallas. Para cada tipo de topología se debe diseñar un sistema de protecciones diferente que se ajuste a la exposición de fallas de cada caso particular.

Fallas propias al Sistema Eléctrico de Potencia

Las fallas en los sistemas eléctricos de potencia son propias si involucran a un equipo primario (transformador de potencia, línea de transmisión o de distribución, barra colectora, entre otros). Cada equipo primario podría estar vinculado a condiciones anormales de sobrecorriente, sobretensión, baja tensión o de frecuencia y requieren ser desconectados para evitar daños mayores. Estos tipos de fallas se pueden clasificar en:

• Fallas en paralelo (cortocircuito a tierra o entre fases),
• Fallas en serie (apertura de la conexión, polo abierto de un interruptor o ruptura de conductor de fase),
• Ó una combinación de las anteriores, denominada “falla de campo cruzado” (conocida en inglés como cross country fault).

Algunas estadísticas internaciones en países con niveles ceráunicos moderados, indican los siguientes resultados estadísticos de fallas en los sistemas de potencia:

• Más de 75% de las fallas ocurren en las líneas y en cables.
• Menos del 15% de las fallas ocurren en transformadores de potencia y reactores en derivación.
• Las fallas en barras pueden ocurrir hasta en un 7%.

Una distribución típica de fallas tipo derivación en un sistema de alta tensión puede ser como sigue:

• Fallas monofásicas, 72% generalmente causadas por rayos.
• Fallas bifásicas, 22% muy comunes en zonas contaminadas.
• Fallas trifásicas, 6% aparecen usualmente con el uso de equipos trifásicos.

Fallas ajenas al Sistema Eléctrico de Potencia

Las fallas en los sistemas eléctricos de potencia son ajenas cuando consisten en disparos no deseados que ocurren en ausencia de una falla propia del sistema. Es decir, sin condiciones anormales de corriente, tensión, frecuencia, etcétera. Sus causas principales son fallas en el cableado o en los elementos secundarios (como los relés), ajustes indebidos o errores humanos. Estas fallas están más asociadas a los transformadores de potencia, porque las protecciones mecánicas operan algunas veces por error.

Clasificación de Fallas según sus Causas

Las fallas se pueden clasificar por sus causas como las siguientes:

Fallas o perturbaciones esperadas

Las fallas o perturbaciones esperadas son causadas por factores ambientales, como las descargas atmosféricas o ciertos tipos de animales en líneas de transmisión. Algunas sobrecargas y sobretensiones también son esperadas cuando se derivan de operaciones de maniobra programadas.

Fallas impredecibles

La mayoría de las fallas impredecibles en los sistemas eléctricos de potencia están relacionadas con eventos ambientales, como por ejemplo:

• Movimientos telúricos de gran magnitud
• Rayos con magnitudes de corriente superiores a 200 kA en las vecindades de las instalaciones
• Vientos anormales, avalanchas e inundaciones.
• Exagerada contaminación ambiental (cercano a complejos industriales).
• Atentados, entre otros.

Fallas originadas por un diseño deficiente

En algunos casos existen fallas originadas por un diseño deficiente. Esto se refleja en equipos o instalaciones mal seleccionados, ausencia de pararrayos, insuficientes dispositivos de protección, de puesta a tierra o de apantallamiento.

Fallas originadas en la fabricación o transporte

Son fallas que se deben al uso de materiales de mala calidad, o su mal manejo. También pueden deberse a ambientes inadecuados de almacenamiento de los materiales, insuficiencias en el control de calidad o defectos de diseño de los productos.

Fallas causadas por la construcción y el montaje

Las fallas más comunes de este tipo tienen su origen con el uso inadecuado de herramientas, conectores, cables y con el maltrato a los equipos.

Fallas en la operación o en el mantenimiento predictivo

Las fallas en la operación o en el mantenimiento predictivo ocurren al permitir sobrecargas o sobretensiones excesivamente prolongadas o repetitivas. Si las sobrecargas son frecuentes, el envejecimiento de los equipos se acelera.

Fallas en el mantenimiento preventivo

Las fallas en el mantenimiento preventivo están relacionadas con la conservación y sostenimiento de las instalaciones. Si las instalaciones están sujetas a un alto grado de contaminación ambiental, requieren mayor mantenimiento de limpieza para evitar fallas en los aisladores. Si las instalaciones están ubicadas en zonas con vegetación, están sujetas a que la vegetación sea la razón de la falla.

Disparos indeseados causados por errores humanos

Los disparos indeseados causados por errores humanos consisten en la ejecución del comando de apertura de un interruptor que no está involucrado con una falla. En estos casos, la apertura errónea ocasiona perdida de selectividad en los circuitos que deberían mantener continuidad de servicio eléctrico.

→ Artículo Recomendado: ¿Cómo Funcionan los Relés Numéricos? • LeiryChinchilla.com

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El objetivo fundamental de los sistemas de protecciones eléctricas es aislar rápidamente un área problemática del sistema de potencia, de modo de minimizar el impacto en el resto del sistema y dejarlo intacto en lo que sea posible.

La lógica de aplicación de los relés de protección consiste en dividir el sistema de potencia en varias zonas y asignarle a cada una un grupo de relés. Adicionalmente, se utiliza la ventaja de la tecnología numérica de los relés para utilizarlos como elemento principal para la automatización del sistema de protección, monitoreo y control de la S/E. En todos los casos se utilizan los criterios definidos a continuación para diseñar un sistema de protección de manera eficiente. Sin embargo, no es práctico satisfacer completamente todos esos criterios al mismo tiempo, por lo que es necesario realizar evaluaciones en base a comparaciones de riesgos.

1. Sensibilidad

Los relés, o los esquemas de protección, deben ser sensibles, es decir, el parámetro de operación primario (como el umbral de corriente) debe ser suficientemente bajo como para detectar la falla y despejarla antes de que ese parámetro llegue a un valor perjudicial para el sistema protegido. En la mayoría de los casos este criterio también se cumple a través de las características de precisión de los transformadores de instrumentación (TC y TP) utilizados por el relé.

2. Confiabilidad, Fiabilidad y Seguridad

La confiabilidad es la probabilidad de no tener disparo incorrecto, y se define por medio de dos elementos: la fiabilidad y la seguridad. La fiabilidad es el grado de certeza de las operaciones correctas del relé en respuesta a problemas en el sistema (probabilidad de no tener omisión de disparo), mientras que la seguridad es el grado de certeza de que un relé no opere incorrectamente. Estos dos elementos son inversamente proporcionales, un aumento en la seguridad tiende a disminuir la fiabilidad y viceversa, por lo que se hace necesario diseñar un balance entre ellos para que el sistema de protecciones opere correctamente.

3. Selectividad

Consiste en proporcionar la máxima continuidad del servicio con mínima desconexión del sistema. La selectividad, también conocida como coordinación de los relés, es el proceso de configurar los relés de protección a extralimitar la zona de protección de otros relés y servirles de respaldo, de tal manera que operen lo más rápido posible dentro de su primera zona, pero que tengan retardo de tiempo para operar en su zona de respaldo (zona extralimitada). Ese retardo es necesario para permitir que los relés principales de esas zonas respaldadas tengan tiempo para operar primero. En este sentido, ocurre solapamiento de las zonas protegidas para evitar espacios sin protección en el sistema de potencia.

Adicionalmente, al diseñar sistemas de protecciones eléctricas, se deben establecer detalladamente los esquemas de protección de cada equipo primario del sistema de potencia, indicando el tipo de función de protección que deberá tener cada relé, de esta manera podemos identificar eficientemente si nuestro sistema de protecciones es realmente selectivo.

4. Rapidez

La rapidez de operación de los relés garantiza que la duración de la falla sea lo más corta posible, y consecuentemente, que el tiempo de exposición de los equipos al daño y a la inestabilidad del sistema sea mínimo.

El tiempo funciona como un criterio para distinguir entre un problema real y uno falso. Si los relés son muy rápidos podrían incrementar la probabilidad de operaciones indeseables o inexplicables. Usualmente, un relé es rápido si el tiempo de operación no excede 50 ms (tres ciclos a 60 Hz). Cabe destacar que el término “rapidez” no significa lo mismo que el término “instantáneo”, que se refiere a que no se ha introducido a propósito un retardo en la operación del relé.

5. Rendimiento y economía

El alto rendimiento y costo de un sistema de protección no siempre se puede justificar, como cuando se tienen relés tan rápidos que se requiere de un alto costo inicial. Es por esto que al diseñar sistemas de protecciones eléctricas se debe llegar a un equilibrio para obtener máxima protección al más bajo costo total, esto incluye costo inicial de los equipos y costo por mantenimiento.

6. Simplicidad

La simplicidad consiste en utilizar la mínima cantidad de equipos de protección, y de los circuitos asociados, para lograr los objetivos de protección. Es una de las características que define la calidad del diseño, y mejora la confiabilidad del sistema al requerir menos elementos que puedan mal-funcionar. Sin embargo, el diseño más simple no necesariamente quiere decir que es el más económico.

7. Redundancia

La redundancia en un sistema de protección consiste en promover un sistema eléctrico confiable, práctico, robusto y flexible. De este modo, el sistema de potencia debe operar exitosamente lo más cerca al 100% del tiempo si es posible.

En cuanto al medio de comunicación para el disparo, la seguridad se incrementa si se usa doble canal de comunicación conectados en una configuración lógica “AND”. Mientras que la confiabilidad se incrementa usando doble canal conectados en una configuración lógica “OR”, pero se pierde seguridad porque hay dos oportunidades de falla que causen error de operación.

Por otro lado, los sistemas de protección también necesitan redundancia en transformadores de instrumentación. El arreglo más común para la mayoría de los sistemas de media y alta tensión es el que se muestra en la siguiente Figura, en el que los Relés A y B son relés de múltiples funciones, configurados con principio de operación diferentes para que uno trabaje como respaldo del otro, como la función diferencial de línea y la de distancia. Se observa que se utiliza un TC para cada relé y que el TP, conectado directamente a la línea, tiene dos devanados secundarios, uno para cada relé, además, se observa que un relé alimenta a una bobina de disparo independiente del otro relé, pero que ambas bobinas activan por separado al mismo interruptor de potencia.

8. Posibilidad de mantenimiento

Las protecciones se deben suministrar con bloques de prueba que permitan aislar las señales de corriente y de tensión, y aislar los disparos, para realizar pruebas a las protecciones sin que sea necesario sacar de servicio a los equipos.

En principio, se debe contar con sistemas de protección redundantes que permitan sacar de servicio la protección sin dejar desprotegidos los equipos. Pero, si las intervenciones son por corto tiempo (horas) se acepta que la protección sea realizada por protecciones de respaldo, es decir, que no tengan las mismas funciones de protección que los relés principales, pero que complementen la falta de protección durante el mantenimiento.

9. Criterio de selección: falla n-1 en sistemas de protección

El criterio n-1 sirve para dimensionar el sistema de protecciones de respaldo y se basa en las consideraciones enlistadas a continuación.

• Suponer que una línea o un transformador está fuera de servicio.
• Suponer que un cortocircuito trifásico, bifásico o monofásico, aparece en el sistema de potencia.
• Suponer que se presenta una de las siguientes fallas asociadas al sistema secundario, o de respaldo, de protecciones: pérdida de señal desde un transformador de instrumentación (TC o TP), falla en el relé que debería disparar, falla en un circuito de los SACC (Servicios Auxiliares de Corriente Continua), apertura de un circuito de disparo del interruptor de potencia o falla en este equipo para operar.
• Verificar que la falla sea despejada en un tiempo satisfactorio, de acuerdo con los requerimientos de estabilidad y de soporte de los equipos, sea que ocurra en cualquier parte del sistema protegido: en una línea, en barras o en uno de los lados de un transformador de potencia.
• Adicionar protecciones principales o de respaldo hasta que todas las fallas sean aclaradas oportunamente.

Conclusión

Estos son los criterios más importantes para diseñar sistemas de protecciones eléctricas. Sin embargo, cada ingeniero de diseño debe aplicarlos en función de la complejidad de su proyecto y en función del presupuesto que el inversionista tenga dispuesto para la ejecución del proyecto.

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Referencias Bibliográficas

W, Elmore, Protective Relaying Theory and Applications, 2da edición, Nueva York, Estados Unidos, Marcel Dekker, 2004.

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

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