martes, 30 de junio de 2015

¡El grupo de emergencia se para cuándo conmuta automáticamente por fallo de la red!


La mayoría de las instalaciones eléctricas terciarias de gran tamaño e industriales cuentan con determinadas cargas importantes para las que deben mantenerse en tensión, en caso de que la alimentación eléctrica de la instalación falle.

Por tratarse de circuitos prioritarios, como los de algunos equipos, cuya parada supondría una pérdida de productividad o daños en máquinas-herramientas, etc. Uno de los medios actuales para mantener la alimentación en las llamadas cargas de “prioridad”, en el caso de que otras fuentes fallen, es instalar un grupo generador conectado, a través de un inversor de redes, a un cuadro auxiliar de alimentación de emergencia.

COMPENSACIÓN DE REACTIVA EN GRUPOS ELECTRÓGENOS:

Debido a las características específicas del grupo y a su regulación, debe controlarse el correcto mantenimiento de sus parámetros de funcionamiento cuando se apliquen cargas especiales:

-        Según los fabricantes la potencia en kVA se da para cos ϕ  = 0,8.  Un grupo de 1.000 kVA sólo puede dar 800kW (máxima potencia del motor que lo acciona). Si el cos.ϕ de la carga es > 0,8 no se logra aumentar la potencia activa compensando (no es el caso de un transformador).

-          Cuando el factor de potencia es menor de 0,8, el grupo puede, por un incremento de la excitación, suministrar parte de la potencia reactiva.

Una carga capacitiva provocaría un aumento de tensión que haría actuar el regulador disminuyendo la intensidad de campo, si éste llega al límite se pierde el control de tensión y ésta aumenta considerablemente obligando a actuar la protección de sobretensión.

EFECTO DE LOS ARMÓNICOS EN GRUPOS ELECTROGENOS

Estos equipos se caracterizan por tener una potencia de cortocircuito mucho menor que la de la red. La Ucc, tensión de cortocircuito de un transformador, se sitúa en el entorno del 4 al 6 % mientras que la de un grupo electrógeno es del orden del 12 %. Esta mayor impedancia provoca mayores caídas de tensión que implican mayores distorsiones. Además está impedancia elevada implica frecuencias de resonancia mucho menores por lo que nunca debe compensarse reactiva a la salida de estos equipos si las cargas no van a ser todas lineales.

Las cargas que absorben intensidades con factores de cresta elevados (por ejemplo las electrónicas) requieren un sobredimensionamiento del equipo. Si el equipo se dimensiona a partir de la potencia aparente de la carga límite de intensidad será del orden de 1,41 veces su valor eficaz, pero con cargas no lineales este factor puede ser mucho mayor, con lo que el grupo no funcionará correctamente. Por este motivo se recomienda no dimensionar el equipo por el valor eficaz de la corriente sino por el valor de cresta dividido por 1,41:

             Potencia equipo (kVA) = tensión (V) · Intensidad (A) (valor máximo) / 1414

¿Cuándo puede existir un problema?

La conmutación automática de redes, pasa a conectar directamente el suministro de energía de la generada por el grupo electrógeno y en ese preciso instante se pueden presentar unas circunstancias que obliguen al grupo electrógeno a pararse.

La aportación de capacitiva, provoca en el grupo electrógeno una fuerza de frenado, que en función de lo importante que ésta sea, puede no ser capaz de vencer, con lo que entrará en una dinámica de variaciones constantes de regulación, que le somete a continuas aceleraciones y deceleraciones bruscas por lo que acaba por pararse, mediante sus propios mecanismos de vigilancia y control.

¿Existe solución?

Al entrar el grupo, las baterías de condensadores deben estar desconectadas,  esto se consigue actuando sobre el circuito de alimentación del regulador o sobre el interruptor de entrada de la batería de condensadores, si el problema proviene de los filtros se deberán conectar reactancias inductivas sólo en periodos de baja carga.

¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga! (4º y último escenario)



Los transformadores tienen una capacidad intrínseca de soportar sobrecargas que conviene que sea conocida y aprovechada. Esta depende esencialmente de la condición de carga previa, de su duración, de la temperatura ambiente, no obstante no resulta fácil precisar exactamente cuáles son estas posibilidades de sobrecarga.

La norma UNE 60076-7 para transformadores de distribución en aceite, y la UNE 60076-12 para transformadores secos, hacen referencia a cargas con variaciones cíclicas (habitualmente la duración del ciclo es de un día), teniendo en consideración el envejecimiento promedio que se tiene durante el ciclo.

La base de los cálculos viene condicionada por el envejecimiento de los aislantes o la temperatura asignada del PUNTO CALIENTE DEL ARROLLAMIENTO (punto no detectable por los dispositivos térmicos de protección).

Este límite de temperatura es función de la clase térmica del sistema de aislamiento. Es de 98 ºC para los transformadores en aceite y de 145 ºC para los secos encapsulados. A partir de este límite, el aislamiento pierde sus cualidades de manera exponencial en función de la temperatura, esta pérdida de las cualidades aislantes se divide por 2 cada 6 ºC para los transformadores sumergidos (10 ºC para los secos encapsulados).

Por ejemplo: Si la duración de vida “normal” de un transformador es de aproximadamente 30 años, si se utiliza con una temperatura asignada del punto caliente del arrollamiento de 104 ºC = 98 + 6 en vez de 98 ºC, el transformador durará 30/2 = 15 años.

Si funciona a 110 ºC = 98 + 2 x 6, durará 30/2x2 = 7,5 años

Estos ejemplos simplistas muestran la importancia de un buen dimensionamiento del Transformador y de su correcta utilización.

Sin embargo, estas consideraciones, tienen un límite importante: si la temperatura del PUNTO MÁS CALIENTE DEL ARROLLAMIENTO excede un valor máximo admisible establecido en 140 ºC para transformadores sumergidos (190 ºC para los secos encapsulados), el aislamiento se vuelve quebradizo y puede inmediatamente producirse la avería del transformador.

Por lo tanto, en el cálculo del consumo de duración de vida intervienen la temperatura ambiente y la carga para determinar la temperatura del punto más caliente. Dichos cálculos permiten establecer curvas de carga que figuran en las guías de carga de la norma UNE 60076-7.

Estas curvas indican el grado de sobrecarga posible durante un tiempo determinado sin pérdida de vida en el transformador, dejando patente que un transformador que trabaja a plena carga no podrá sobrecargarse, y si se hace, será limitando su vida.

Como hemos visto, nuestro transformador trabaja con el 24 % de sobrecarga a una temperatura ambiente de 35 ºC por lo que las curvas nos indican que el tiempo máximo que puede trabajar en tales condiciones es de 2 horas, (4 horas con el 10% de sobrecarga y 8 h con el 5% de sobrecarga), transcurridos este tiempo de sobrecarga debemos volver a la carga inicial de 700 kVA (o menor), en caso contrario estaremos disminuyendo su vida.

Veámoslo de otra forma, si nuestro transformador funciona 4 horas a 104 °C estas equivalen a 8 horas de funcionamiento normal, y si funciona 8 horas a 92 °C estas equivalen a 4 horas. Si en las 12 horas restantes funciona a 98 °C estas equivalen a 12 horas y entonces cada 24 horas se habrán utilizado 24 horas de vida.

Si el transformador funciona todo el día a 104 °C su día de uso equivale a dos días de vida.

La metodología con la que se puede estudiar el consumo de vida se basa en conoce

- la temperatura ambiente de hora en hora
- la carga de hora en hora

Partiendo de estos datos se puede determinar la temperatura del aceite y del punto caliente, el paso siguiente es calcular el consumo de vida de hora en hora e integrarlo.


Artículo completo disponible en pdf en la siguiente URL:




¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga!. (3º escenario)



3º ESCENARIO: NIVELES DE ARMÓNICOS

Un transformador viene definido por su potencia nominal, la cual es función de la frecuencia de la red. Por ello, una red con armónicos modificaría notablemente las características del transformador:

PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE:

Si no se tienen en cuenta las corrientes armónicas, la potencia que deberá suministrar el transformador será superior a su potencia nominal, entrañando un aumento de pérdidas por efecto Joule (RI^2), y en consecuencia un riesgo de degradación de las cualidades dieléctricas del transformador por sobrecalentamiento.

CORRIENTES DE FOUCAULT:

Estas corrientes de Foucault son proporcionales al cuadrado de la frecuencia. Una corriente armónica de frecuencia elevada puede producir en el transformador pérdidas suplementarias considerables.

EL CIRCUITO MAGNÉTICO:

A las corrientes armónicas de frecuencia elevada corresponden flujos armónicos que se superponen al flujo fundamental. Estos flujos aumentan el valor de cresta del flujo resultante, lo que se traduce en una inducción que altera el codo de saturación del núcleo magnético, convirtiendo así al transformador en un generador de armónicos. 

Para evitar el sobrecalentamiento de los arrollamientos. Habrá que desclasificar, o lo que es lo mismo, limitar la carga de nuestro transformador.

Tomando la fórmula simplificada de desclasificación del CENELEC tendríamos:

                                                   K = [ 1 + 0,1 * (Hi^1,6 * Ti^2)] ^- 0,5
Siendo: 
Hi = Rango del armónico.
Ti = Tasa del armónico expresado en % de la intensidad nominal del transformador.

El factor K de desclasificación se debe utilizar para reducir la potencia del transformador cuando la medida está hecha justo en la salida de su secundario. 

En nuestro ejemplo, hemos medido y analizado los armónicos obteniendo las siguientes tasas:

                                              H5 = 35%; H7 = 21%; H11 = 16%; H13 = 9%

           K = [1 + 0,1 · (5^1,6 · 0,35^2 + 7^1,6 · 0,21^2 + 11^1,6 · 0,16^2 + 13^1,6 · 0,9^2)] ^- 0,5 

El cálculo da K = 0,837, factor que deberá desclasificarse sobre la potencia total de 1000 kVA, es decir, nuestro transformador no podrá superar los 837 kVA con esta tasa de armónicos, o lo que es lo mismo, hemos perdido por este motivo 163 kVA, que sumados a los 300 kVA por ventilación deficiente y los 77 kVA por bajo factor de potencia, nos dan un total de 540 kVA perdidos, el transformador solo puede dar en estas condiciones: 1000 – 540 = 460 kVA.


Como la carga a la que está trabajando el transformador es de 700 kVA significa que la sobrecarga es de: 700 – 460 = 240 kVA., es decir, aproximadamente el 24% más de su potencia nominal.


Podríamos continuar exponiendo más problemas que repercuten en el rendimiento del transformador, como pueden ser: las caídas de tensión, las pérdidas en el hierro por saturación magnética, efecto Joule, Foucault o histéresis, desequilibrios, etc., todos ellos motivados por los fenómenos ya indicados, pero creo que es suficiente con los ejemplos expuestos para concienciarnos del verdadero problema y dar soluciones oportunas una vez que sabemos cuáles son las consecuencias.

Con estos antecedentes, el transformador ya ha disparado las protecciones y parado la producción en varias ocasiones a pesar de que el Jefe de Mto. ha dispuesto grandes ventiladores apuntando al transformador y dejado abiertas las puertas del CT (con el peligro que ello conlleva) , piensa que el transformador tiene algún problema, ha llamado al fabricante y le manifiesta su desesperación alegando que no es lógico que un transformador con un año de vida se caliente tanto cuando trabaja sólo al 70% de carga y aún más cuando sabe que un transformador puede sobrecargarse siempre y cuando existan otros periodos que se equilibren con baja carga, lo cual es cierto hasta un cierto punto que vamos a evaluar en el 4º y último escenario: CAPACIDAD DE SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES.

VER EN EL SIGUIENTE LINK:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/06/mi-transformador-se-calienta-mucho_56.html

¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga!. (2º escenario)


Antes de entrar en el 2º escenario EL FACTOR DE POTENCIA, expondré algunos aspectos de suma importancia que contribuyen a aumentar el calentamiento en el transformador y por tanto a disminuir su rendimiento. Muchas de estas recomendaciones suelen estar reflejadas en los manuales de puesta en marcha de los fabricantes pero lamentablemente en la mayoría de los casos la realidad suele ser muy diferente.

En transformadores sumergidos, el aceite refrigera cada rincón de las partes activas y crea un movimiento de convección natural interna en la cuba que conduce al aceite caliente hacia la tapa y radiadores, este calor se acumula en el ambiente, por lo que debemos disponer extractores en la parte superior del CT o mejor en la parte superior de la pared opuesta a las ventanas de entrada de aire del exterior, con el fin de conseguir que el flujo de aire fresco envuelva la superficie del transformador y evacue el calor hacia el exterior del CT evitando así su acumulación en el recinto.

No debemos olvidar la importancia que tiene que el CT disponga necesariamente de estas ventanas de entrada de aire del exterior situada junto a cada transformador.

En transformadores secos este problema se agrava ya que trabajan a temperaturas superiores que los de aceite e incluso requieren una ventilación forzada situada bajo las bobinas para que el aire fresco incida entre las bobinas de BT y AT que es donde se acumula el calor del núcleo y de las bobinas de BT, necesitaremos, por tanto, ventiladores situados en la parte inferior del transformador y extractores en la parte superior del CT. Los ventiladores hacen, en este caso, la función refrigerante que hace el aceite en los transformadores sumergidos.

Tengamos muy en cuenta que cuando los techos son bajos y los CT disponen de persianas metálicas expuestas a pleno sol se comportan como verdaderos paneles radiantes de calor que aumentan considerablemente la temperatura interna del recinto, haciendo en la mayoría de los casos, que la extracción de aire del interior del CT sea insuficiente, sobre todo en verano.

2º ESCENARIO: EL FACTOR DE POTENCIA:

Como se sabe, un factor de potencia elevado optimiza los componentes de una instalación eléctrica mejorando su rendimiento eléctrico.

La instalación de condensadores reduce el consumo de energía reactiva entre la fuente y los receptores.

Como consecuencia es posible aumentar la potencia disponible en el secundario de un transformador MT/BT, instalando en la parte de baja un equipo de corrección del factor de potencia.

Como se indica en el titulo Mi transformador trabaja a menos del 75 % de carga, pongamos como dato que sea al 70 % y con un cos φ del 0,9, recordemos que la potencia en la placa del transformador indica 1000 kVA, pero esta es una potencia aparente, es decir, para un cos φ = 1. Sabemos que manteniendo constante la corriente total, la potencia P disponible aumenta al aumentar el cos φ y viceversa.

En nuestro caso se trata, de un transformador de 1000 kVA de potencia máxima admisible en servicio continuo siendo la carga conectada de 700 kW con un cos φ = 0,9, por lo que la potencia aparente S que suministra el transformador será:

                                                      S = 700 kW / 0,9 = 777 kVA

Y la potencia de reserva del transformador será: 1000 kVA - 777 kVA = 223 kVA, pero vimos en el 1º escenario que debido a la deficiente ventilación nos desaparecían 300 kVA, es decir que en estas condiciones la reserva de potencia es negativa e igual a -77 kVA o lo que es lo mismo, en este momento el transformador trabaja con 77 kVA de sobrecarga. 

Pero aquí no acaba todo, en el 3º escenario veremos los efectos térmicos causados por LOS ARMÓNICOS en el transformador, y como aumenta, aún más, su sobrecarga.

VER EN EL SIGUIENTE LINK:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/06/mi-transformador-se-calienta-mucho_77.html

¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga! (1ª escenario)




Lamentablemente esta es una expresión repetida por muchos usuarios de CCTT, sobretodo en el periodo estival, a la que se han enfrentado fabricantes y mantenedores para dar las soluciones oportunas que describo en 4 escenarios.

Como podrán observar las causas pueden ser diversas y pueden presentarse aisladamente o concatenadas, siendo este último el caso más común.

Con el presente escenario quiero concienciar sobre las importantes repercusiones que tienen en el rendimiento y vida útil, determinadas situaciones, muy comunes, en la explotación de transformadores de distribución.

Para ello expongo a modo de ejemplo práctico y real, el de un transformador de 1000 kVA de llenado integral en aceite, instalado en un Centro prefabricado o un CT de reducidas dimensiones. 

1º ESCENARIO: VENTILACIÓN DEFICIENTE:

DATOS ANALIZADOS:

Temperatura ambiente del local es de 35ºC 
Temperatura externa de 30ºC.
Temperatura del termómetro del transformador: 103 ºC.

CONSIDERACIONES:

Lo primero que debemos considerar es que los 1000 kVA de potencia aparente del transformador, están referidos a 20 ºC de temperatura ambiente. La norma UNE EN 61330 expone unos factores de carga o desclasificación de la carga del transformador dependiendo de la temperatura ambiente del local o CT, siendo estos factores los siguientes:

-10 ºC = 1,2; 0 ºC = 1,1; 10 ºC = 1; 18 ºC = 0,9; 28 ºC = 0,8; 35 ºC = 0,7; 42 ºC = 0,6…

Se observa que el factor 1 no corresponde a 20 ºC sino a 10 ºC aproximadamente, esta coincidencia, según la norma, solo puede darse cuando el transformador trabaje a la intemperie, es decir, por trabajar en el interior de un CT prefabricado y debido a la diferencia de ventilación con el exterior el transformador tiene una pérdida de rendimiento importante.

Al trabajar el transformador de nuestro ejemplo a 35 ºC de temperatura ambiente, el factor de carga que le corresponde es de 0,7, o lo que es lo mismo: 1000 kVA · 0,7 = 700 kVA, por lo que el transformador en tales condiciones no podrá dar más de 700 kVA sin sobrecargarse.

Esta exposición nos conciencia sobre el interés e importancia de una ADECUADA ventilación forzada en los CCTT.

En el 2º escenario se expone la repercusión de EL FACTOR DE POTENCIA en el rendimiento de nuestro transformador.

VER EN EL SIGUIENTE LINK:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/06/mi-transformador-se-calienta-mucho_30.html

domingo, 28 de junio de 2015

Guía de aplicaciones de la aparamenta de Media Tensión (Parte 3/5: Condensadores)



3  CONDENSADORES

3.1  Aparamenta a utilizar

Ruptor-fusibles (interruptor combinado con fusibles), contactor-fusibles, interruptor y el disyuntor es la aparamenta normalmente utilizada para la maniobra y protección de las baterías de condensadores.

Tipo
Potencia
Icapacitiva (1)
Maniobrado por:
Batería en triángulo
P ≤ 1050 kVAr
U ≤ 11 kV
I ≤ 240 A
Contactor-fusible
I ≤ 160 A
Interruptor - Disyuntor
I ≤ 60 A
Interruptor-fusibles fijos
I ≥ 240 A
Disyuntor
Baterías en doble estrella
600 ≤ P ≤ 1060 kVAr
11,7 ≤ U ≤ 21,8 kV
I ≤ 160 A
Interruptor-disyuntor
1050 ≤ P ≤ 4200 kVAr
U ≤ 11 kV
I ≤ 240 A
Contactor-fusibles
1050 ≤ P ≤ 4800 kVAr
U ≤ 21,8 kV
I ≤ 160 A
Interruptor-disyuntor
1050 ≤ P ≤ 21000 kVAr
U ≤ 21,8 kV
440 A
Disyuntor 630 A
875 A
Disyuntor 1250 A
1750 A
Disyuntor 2500 A
2200 A
Disyuntor 3150 A
       (1)     Corriente capacitiva que el aparato de corte es capaz de cortar

El interruptor y el contactor garantizan la conexión y desconexión de la batería de condensadores en servicio normal.

Los fusibles combinados con interruptores o contactores garantizan el corte de corrientes de cortocircuito impuestas por la potencia de cortocircuito de la red de aguas arriba.

Los fusibles internos de las baterías de condensadores no eximen de una protección general  y de un aparato de corte con el poder de corte necesario.

Los disyuntores son capaces de establecer, soportar e interrumpir las corrientes de servicio así como las corrientes de cortocircuito. La desconexión sobre defecto se realiza a través de una cadena de protección ( TC, TT, relés…).

Las baterías de condensadores se instalan en baterías únicas (fig. 1), o en baterías con escalones (fig. 2).

En el caso de baterías con escalones, podemos distinguir entre las instalaciones con disyuntor general que garantiza la protección, e interruptores o disyuntores (según el número de maniobras), para la maniobra de cada escalón.

 
                                                Fig. 1: Batería única                                


                        
                                         Fig. 2: Baterías con escalones


3.2 Características de la aparamenta

La aparamenta de maniobra y/o protección debe ser capaz de:

-          Soportar las corriente en servicio continuo
-          Cortar las corrientes de defecto
-          Soportar las corrientes de cierre de la red y las puntas de conexión debidas a la puesta en tensión de los condensadores
-          Establecer y cortar sin sobretensiones excesivas

La aparamenta debe ser capaz de:

§  Soportar las corrientes de servicio continuo

La aparamenta debe estar dimensionada para poder mantener 1,43 veces la corriente nominal de la batería de condensadores.

La intensidad nominal del equipo vine dada por la relación siguiente:

In aparato = In condensador · 1,1 · 1,3 = I condensador · 1,43

El factor 1,3 es para tener en cuenta el calentamiento debido a la presencia de corrientes armónicas.
El factor 1,1 es la tolerancia sobre el valor de la capacidad.

La intensidad nominal del condensador debe ser inferior a la corriente capacitiva que el aparato es capaz de cortar (valor dado por el fabricante).

Ejemplo: In condensador = 100 A

In aparato = I condensador · 1,43 = 100 · 1,43 = 143 A

El aparato de corte debe tener una corriente nominal igual o mayor de 143 A.

Elegiremos el caso donde la maniobra se realiza por:

o   Interruptor (Icorte condensador = 160 A)
o   Contactor (Icorte condensador = 240 A)
o   Disyuntor de calibre 630 A (Icorte condensador = 440 A)

§  Cortar las corrientes de defecto

El poder de corte del aparato debe ser superior o igual a la corriente de cortocircuito máxima posible.

Cuando la maniobra se realiza por contactor – fusibles, el poder de corte del contactor debe ser superior a la corriente limitada por el fusible.

Protección por fusibles

El calibre del fusible debe estar comprendido entre 1,7 y 1,9 veces la corriente nominal de la batería. Este coeficiente tiene en cuenta el factor 1,3 de desclasificación debido a la presencia de armónicos.

In condensador · 1,7 ≤ In condensador · 1,9

            Será necesario igualmente proteger contra sobrecargas cada fase.

            Protección por disyuntor

Es necesario prever protecciones contra cortocircuitos y sobrecargas en cada fase.

§  Soportar las corrientes de conexión

El poder de cierre del aparato debe ser igual o superior al mayor de los valores siguientes:

o   Icc cresta de la red (2,5 Icc según IEC)
o   Corriente de conexión Ie de la batería

La corriente de conexión Ie de la batería debe ser inferior a 100 veces Ia I condensador

En caso contrario, será necesario limitarla instalando inductancias de choque, para reducir el desgaste de los contactos de arco.

Estas corrientes juegan un papel importante sobre la endurancia eléctrica del aparato.

Ejemplo:

Contactor, In = 400 A; Icorte condensador = 240 A; número de maniobras máximas: 300.000 (de la mecánica),
Icierre máx.: 8 kA cresta;  número de maniobras a Icierre máx. = 10.000.

§  Establecer y cortar sin sobretensión excesiva

Con:

            Las sobretensiones no deben sobrepasar:

o   En el caso de batería única: 2 pu
o   En el caso de batería de escalones (caso de n escalones idénticos):


Los aparatos en SF6 están particularmente adaptados a estas aplicaciones.



Continúa en: Guía de aplicaciones de la aparamenta de Media Tensión (Parte 4/5: Generadores)

Descargar pdf en el siguiente link:

http://www.mediafire.com/view/0kk3qeg7xotx6xj/Guía_de_aplicaciones_Condensadores.pdf


Para profundizar en el tema consultar