Los motores eléctricos ... mejorando su control y protección

 

Sistemas de conservación de aceite en Transformadores

Las variaciones de temperatura del líquido aislante debidas a la carga de los transformadores o al ambiente provocan un aumento ó disminución del volumen de aquél. Estas variaciones se regulan mediante el depósito de expansión o conservador. Este dispositivo consiste en un depósito metálico, habitualmente cilíndrico, que se conecta al transformador mediante una tubería fijada al fondo del depósito. Con el transformador fuera de servicio el conservador se encuentra parcialmente lleno de aceite, quedando en la parte superior una cámara ocupada por aire.

Cuando el transformador está en servicio los volúmenes de aceite-aire son variables, expulsándose aire al exterior en algunas ocasiones mientras que en otras debido a la contracción de la masa de aceite se aspira aire del exterior; esta comunicación se efectúa a través de una tubería terminada en un dispositivo que filtra y seca el aire exterior aspirado.

Este es el sistema denominado de “preservación de aceite a presión constante en contacto con la atmósfera”.

Debido al diferente estado del desecante, el aire que penetra en el interior del conservador puede estar más o menos húmedo, con lo cual parte de esa humedad pasará indefectiblemente al aceite del transformador. Con objeto de evitar totalmente el contacto del aire con el aceite del transformador, frecuentemente se utiliza el sistema denominado de “preservación de aceite a presión constante sin contacto con la atmósfera”, o sistema sellado.

Consiste en introducir dentro del depósito metálico un balón o bolsa de caucho, sujeto a la parte superior de aquél. El aceite rodea externamente al balón, mientras que en el interior de éste solo se encuentra aire, con lo cual se consigue separar totalmente el aceite del contacto con la atmósfera externa..

El aumento de volumen del aceite en el conservador empuja el fondo del balón hacia arriba expulsando el aire del interior, por el contrario, cuando la masa de aceite se contrae el balón aspira aire del exterior y aumenta de volumen.

Estos sistemas se completan con una serie de accesorios destinados a vigilar el correcto funcionamiento u operatividad de los mismos, tales como indicadores de nivel, válvulas de vaciado y llenado, etc.

Los cambiadores de tomas en carga por estar lleno de aceite el compartimiento del ruptor necesita igualmente de un pequeño conservador para absorber las variaciones del volumen de este aceite; pero es preciso señalar que el único sistema válido para ellos es de preservación a presión constante en contacto con la atmósfera, ya que no es imperativo el mantener un aire totalmente exento de humedad por carecer el ruptor de elementos aislantes significativos, y por otra parte es preciso el evacuar al exterior los gases producidos por el arco durante las conmutaciones.

Aunque la función principal del sistema de conservación de aceite es adaptarse a los cambios en el volumen de aceite debidos a las variaciones de temperatura, también desempeña un papel importante en la conservación de la calidad del aceite al evitar la entrada de contaminantes en el transformador. Cuando un transformador tiene varios compartimentos de aceite además del tanque principal, para cambiadores de tomas, cajas de cables y dispositivos auxiliares, cada compartimento suele requerir su propio sistema de conservación de aceite.

Se han desarrollado muchas tecnologías y variantes diferentes para los sistemas de conservación del aceite, y cada una de ellas tiene unos requisitos de mantenimiento particulares.

A continuación se describen los tipos más comunes.

Sistema de cámara de gas a presión regulada

En algunos transformadores se utiliza un volumen de gas en la superficie del aceite (cámara de gas) como método para impedir la entrada de oxígeno y humedad en el transformador. Estos sistemas ofrecen algunas ventajas y desventajas que el usuario debe conocer.

Ventajas

Inconvenientes

- La presión positiva del nitrógeno (junto con una buena junta) mantiene alejados el oxígeno y la humedad - La purga de nitrógeno durante los ciclos térmicos elimina la humedad y el oxígeno - Los valores más bajos de contenido de humedad y oxígeno en el transformador reducen la velocidad de deterioro del aislamiento.

- Si la botella de nitrógeno está vacía, puede entrar humedad y oxígeno en el transformador - Los altos niveles de nitrógeno en el aceite podrían provocar la retención de burbujas de nitrógeno en el aislamiento o en las bombas en determinadas condiciones de enfriamiento. - La purga de nitrógeno eliminará otros gases del transformador, lo que hace que el análisis de gases disueltos tenga un valor limitado para las tendencias a largo plazo, especialmente en el caso de gases de baja solubilidad que se liberan fácilmente del aceite, como el hidrógeno. - Mayores requisitos de recursos de mantenimiento

Tabla 1: Sistema de cámara de gas a presión regulada

Normalmente, los principales componentes instalados en un transformador con un sistema de cámara de gas regulado incluyen los siguientes elementos: Cilindro de nitrógeno, reguladores de alta y baja presión, manómetro de alta presión para indicar la presión en el cilindro de nitrógeno, sumidero para recoger cualquier condensado de humedad o aceite, dispositivo de alivio de presión y alarmas de alta y baja presión.

Figura 1: Principales sistemas de conservación del aceite

Sistemas conservadores

El Sistema Conservador de aceite de transformador consiste normalmente en uno o más depósitos montados externamente (o tanques de expansión). Se instalan a la altura necesaria para proporcionar un nivel de aceite en el transformador que esté por encima de la tapa del tanque principal del transformador o, en muchos casos, por encima del saliente más alto de los aisladores con aceite. Muchos sistemas conservadores suelen incluir, como se ha indicado anteriormente, un balón dentro del tanque que proporciona una barrera de aceite-aire para evitar que la humedad y el aire disuelto penetren en el aceite del transformador (ver figura 2). Por lo general, la vida útil del balón de caucho debe considerarse en el rango de 10-20 años.

El sistema incluye una tubería de compensación de aire que permite que el aire entre en el balón cuando la temperatura del transformador disminuye y que el aire salga del balón cuando la temperatura aumenta. También suele haber un desecante en este conducto de compensación para secar el aire entrante.

Figura 2: Balón de caucho dentro del conservador

 

Algunos sistemas conservadores tienen un tanque de compensación de presión separado y no tienen el balón de aire interno. Estos sistemas no mantienen el aceite desgasificado en un transformador, sino que permiten que el aceite se sature con aire o nitrógeno (dependiendo de si se utiliza aire o nitrógeno en el espacio de gas del sistema).

Todos los sistemas conservadores suelen tener un indicador de nivel de aceite conectado al tanque con una conexión de alarma para alertar a los operadores cuando el nivel de aceite está en el mínimo, o en el máximo, aceptable en el depósito. También suele haber una válvula Buchholz u otra válvula antirretorno que se cierra en caso de rotura del depósito principal. Algunas de estas válvulas también contienen un colector de gas que atrapa el gas generado en el tanque principal y emite una alarma cuando se acumula un determinado volumen. Los transformadores con sistemas conservadores también pueden tener sistemas de relés detectores de gas que se montan por separado en el tanque.

Se debe tener en cuenta que las pruebas de inyección de aire en el relé Buchholz provocarían la acumulación de burbujas de aire en el lado del aceite de cualquier balón, diafragma o membrana instalada en un conservador.

Transformadores de tanque sellado

Un sistema de tanque sellado simplemente utiliza el tanque sellado de un transformador para mantener el aceite aislado de las condiciones atmosféricas externas. El uso de un sistema de tanque sellado requiere que el tanque sea lo suficientemente grande como para acomodar el volumen mínimo de aceite requerido por el transformador cuando el aceite está frío, y el volumen máximo de aceite generado cuando el transformador funciona con su carga nominal máxima a la temperatura ambiente máxima prevista. Por lo tanto, el tanque debe ser capaz de absorber todas las variaciones volumétricas del aceite, (por ejemplo. tanques corrugados) desde una condición de frío sin tensión hasta una condición de "carga máxima". Este tipo de sistema de conservación se utiliza normalmente para transformadores más pequeños cuyos requisitos de nivel de aceite mínimo y máximo pueden predecirse con exactitud.

Muchos otros transformadores de tanque sellado se llenan con nitrógeno seco y disponen de manómetros y válvulas de llenado para añadir manualmente nitrógeno si la presión disminuye. Una de las ventajas del sistema de tanque sellado es que son menos costosos que el de tanque sellado con gas a presión regulada. Una de las desventajas es que una fuga puede permitir la entrada de oxígeno y humedad en el tanque. Algunos transformadores de tanque sellado pueden sufrir una ligera pérdida de presión de gas en picos de carga, lo que dará lugar a presiones negativas (o vacío) durante los periodos de carga ligera. Debe considerarse la posibilidad de convertir estos transformadores a un sistema de gas regulado por presión.

Transformadores con respiración libre

El sistema más común de conservación del aceite es, con diferencia, el transformador de libre respiración. Para mantener la sequedad del aceite, la mayoría de los Transformadores de respiración libre están equipados con un filtro desecante, de modo que sólo entre aire seco en el conservador. Sin embargo, algunos Transformadores de respiración libre no tienen ninguna disposición para evitar que el aire húmedo entre en el conservador, e inevitablemente aumente el contenido de humedad del aceite.

En estos casos, debe considerarse la posibilidad de adoptar alguna medida que garantice la sequedad del aceite.

Después de la sustitución, el reacondicionamiento o el reprocesamiento del aceite, la modificación preferida es incluir un balón de caucho en el depósito de expansión (si así está previsto).

Si no se justifica el coste de la conversión a un diseño sellado con balón, una mejora alternativa sería ventilar el depósito de expansión a través de un sistema desecante. La adición de un balón de caucho es preferible porque su diseño incluye el sellado del aceite contra la entrada de oxígeno y humedad en el conservador

 

 

FUENTES:

Guide for Transformer Maintenance (Cigre 2011)

ABB: Transformer Handbook

 

Materiales aislantes utilizados en transformadores

 

Los materiales aislantes utilizados en transformadores deben tener las siguientes propiedades:

 1. Alta rigidez dieléctrica,

2. Buenas propiedades mecánicas,

3. Larga vida útil a temperatura de funcionamiento,

4. Fácilmente trabajable.

El material aislante debe soportar las temperaturas de funcionamiento que se producen en el transformador durante su vida útil.

Los materiales de aislamiento que se utilicen en transformadores sumergidos en líquido deben ser compatibles con el mismo.

MATERIALES SÓLIDOS

Materiales de celulosa

Se utilizan principalmente en transformadores sumergidos en aceite con clase térmica 105.

El aislamiento de celulosa está hecho de tipos de madera de crecimiento lento, con fibras alargadas. Estas fibras proporcionan una larga vida útil, y la alta densidad proporciona una elevada rigidez dieléctrica.

Los productos de celulosa son compatibles con el aceite mineral y son fáciles de impregnar con él.

La impregnación se realiza al vacío y a temperatura elevada, y las diminutas cavidades de la celulosa se llenan de aceite. De este modo se aumenta aún más la rigidez dieléctrica. Si las cavidades no se llenaran de aceite, estas pequeñas burbujas de aire provocarían descargas parciales. A largo plazo, las descargas parciales pueden provocar una ruptura dieléctrica.

Los contaminantes representan puntos débiles en el aislamiento que pueden provocar una ruptura dieléctrica.

El aislamiento de celulosa se especifica en las normas IEC 60554-3 para papel e IEC 60641-3 para el cartón.

Madera

La madera laminada se utiliza para diferentes fines de soporte en transformadores sumergidos en líquido. La norma IEC aplicable es la 61061-1/2/3.

Porcelana

La porcelana se utiliza principalmente para aisladores en transformadores sumergidos en aceite. En algunos casos también se utiliza como soportes o separadores en transformadores de tipo seco.

Materiales aislantes sintéticos

Estos materiales se utilizan principalmente en transformadores de tipo seco o reactancias con clases térmicas superiores 130, 155, 180, 220. Estos materiales son más caros que el aislamiento de celulosa.

Los esmaltes se utilizan como aislamiento de conductores, y normalmente tienen doble revestimiento. Existen varias calidades para diferentes aplicaciones. Se hace referencia a la norma IEC 60317.

Las resinas epoxi utilizadas en combinación con cargas, por ejemplo, fibra de vidrio y polvo de cuarzo, se emplean para barreras aislantes y bobinados completos al vacío.

Los poliésteres pueden utilizarse como barreras aislantes, espaciadores y adhesivos para conductos. Se hace referencia a las normas IEC 60893-3 e IEC 61212-3.

Las fibras de aramida se utilizan para fabricar hojas de papel o cartón aislante de diferentes grosores. La superficie del material puede ser lisa o porosa. El tipo poroso puede impregnarse de aceite hasta cierto punto. El material tiene muy buenas propiedades térmicas, clase térmica 220.

El aislamiento de aramida se especifica en la norma IEC 60819-3 para el papel y en la IEC 60629-1 para el cartón.

MATERIALES LÍQUIDOS

Generalidades

El fluido de un transformador tiene varias funciones; las dos más importantes son, sin duda, el aislamiento y la refrigeración. Otra función es llevar información sobre el estado de la parte activa dentro del transformador.

Deben cumplir varios requisitos;

Químicos	Eléctricos
Estabilidad a la oxidación	Tensión de ruptura CA
Contenido de inhibidor de oxidación Se recomienda inhibidor	Tensión de ruptura, impulso
Azufre corrosivo	Factor de disipación
Contenido de agua	Carga de corriente
Índice de neutralización
Físicos	Adicionales
Viscosidad	Bajo contenido de partículas
Aspecto	Compatibilidad con otros materiales del transformador
Densidad	Propiedades gaseosas
Punto de fluidez	Estructura aromática
Tensión superficial	Estructura poliaromática
Punto de inflamación	Propiedades de solubilidad

Aceite mineral

Las propiedades importantes del aceite mineral se especifican en la norma IEC 60296.

Punto de inflamación 145 °C, densidad 0,88 kg/dm³, permitividad relativa 2,2.

El aceite mineral es el líquido más utilizado. Normalmente, el aceite mineral es la referencia con la que se comparan todos los demás líquidos.

El aceite mineral ofrece en la mayoría de los casos el mejor compromiso entre coste y propiedades técnicas, y la compatibilidad con otros materiales del transformador también es muy buena.

Los inhibidores retardan el proceso de envejecimiento del aceite.

Otros fluidos

Estos fluidos se reservan para aplicaciones especiales y suelen ser entre 5 y 6 veces más caros que el aceite mineral.

La principal motivación para utilizar estos fluidos es mejorar la seguridad contra incendios y el impacto medioambiental.

Además, estos fluidos se pueden utilizar a temperaturas elevadas, pero tienen capacidades limitadas en climas extremadamente fríos.

Dimetil Silicona

Las propiedades importantes del fluido de silicona se especifican en IEC 60836

Punto de inflamación 310 °C, densidad 0,96 kg/dm3, permitividad relativa 2,7.

El fluido de silicona tiene menores propiedades dieléctricas y de refrigeración que el aceite mineral.

Cuando se inflama, crea una capa de óxido en la superficie que retarda la llama. Sin embargo, no es autoextinguible, lo que provoca la formación de arcos y fallos eléctricos.

El fluido de silicona no se utiliza en cambiadores de tomas bajo carga debido a sus bajas propiedades lubricantes.

Éster sintético

Las propiedades importantes del éster sintético se especifican en IEC 61099

Punto de inflamación 275 °C, densidad 0,97 kg/dm3, permitividad relativa 3,2.

Hidrocarburos sintéticos

Las propiedades importantes del hidrocarburo sintético se especifican en IEC 60867

Punto de inflamación 230 °C, densidad 0,83 kg/dm3, permitividad relativa 2,1.

Éster agrícola

Sin especificación aplicables IEC.

Punto de inflamación 330 °C, densidad 0,91 kg/dm3, permitividad relativa 3,2.

Se trata de un buen compromiso entre seguridad contra incendios y respeto del medio ambiente. BIOTEMP es un éster agrícola desarrollado y patentado por ABB, basado en aceite de girasol,

Los contactos eléctricos (Parte 1º)

 

Elección de parámetros fundamentales en las redes de MT de distribución pública

 

Historia de los métodos de cálculo de redes eléctricas

 

El conjunto de leyes eléctricas que rigen el funcionamiento de las redes eléctricas se estableció antes de que se generalizara la necesidad de realizar cálculos.

El desarrollo a lo largo del tiempo de herramientas para el cálculo predictivo del comportamiento de las redes eléctricas puede resumirse en cuatro etapas, con solapamiento de períodos coincidentes.

● Cálculo "manual", de 1925 a 1960

Este fue el periodo en el que el descubrimiento de redes eléctricas basado en fenómenos observados y medidos en las instalaciones. Se utilizó el método analítico basado en una comprensión física a priori: el problema se plantea en una ecuación basada en las leyes de la electricidad, la resolución numérica se realiza manualmente (regla de cálculo, tablas numéricas), y las hipótesis se confirman por la correspondencia correcta entre medición y cálculo. La extrapolación predictiva se practica utilizando ábacos que deducían los parámetros determinantes.

Al mismo tiempo, se desarrollan las mejores prácticas basadas en la experiencia.

● Simuladores de modelos, de 1950 a 1990

A medida que las redes crecían en tamaño y complejidad las redes se convirtieron en verdaderos sistemas eléctricos con múltiples interacciones. Además, el concepto fue surgiendo gradualmente. La necesidad de predicción era cada vez más importante y más global, ya que implicaba prever numerosas situaciones operativas normales o perturbadas con certeza y precisión.

El simulador cumple estos requisitos. Es una herramienta de laboratorio costosa en términos de inversión y utilización, prerrogativa de los distribuidores eléctricos. El principio del simulador consiste en crear un modelo a escala reducida de la red, reproduciendo el comportamiento del sistema en tiempo real.

Según la aplicación, el simulador puede ser un analizador de transitorios (por ejemplo, propagación de ondas), una red artificial (por ejemplo, ensayo de protecciones), una micro red (por ejemplo, estabilidad dinámica)

Para aumentar su capacidad y rendimiento estos simuladores se han complementado con simuladores analógicos con dispositivos electrónicos para modelar determinados elementos (por ejemplo, reguladores), dando lugar a los simuladores híbridos.

● Simuladores digitales a partir de 1970

En un momento en que las redes empezaban a optimizarse y aparecían fallos importantes en las grandes redes de distribución, las necesidades aumentaron. Los simuladores digitales fueron la respuesta con la llegada de la informática.

ü  Inicialmente, los programas de cálculo se ejecutaban en grandes ordenadores centrales; estos programas los elaboraban generalmente las empresas para satisfacer sus propias necesidades.

ü  Después, hacia 1990, la simulación digital y la descentralización se generalizaron con los microordenadores PC. La comercialización de programas se desarrolló, y hoy los usuarios disponen de una amplia oferta para multitud de aplicaciones.

Nota: El principio del simulador digital es crear un programa detallando las leyes de la red y, a continuación, resolver las ecuaciones con un programa informático adecuado. Tiene la gran flexibilidad de tratar todo tipo de redes y muchos fenómenos, pero no en tiempo real.

● Talleres digitales, a partir de 1990.

Es la etapa de la generalización de la simulación por ordenador como herramienta de cálculo universal (red virtual) con posibilidad de obtener bases de datos globales y procesamiento en tiempo real para el desarrollo de productos, formación de operarios, optimización del control…

Seguridad de funcionamiento de una red eléctrica

 

Con el paso de los años, la seguridad de las redes se ha convertido en un requisito que se extiende a todos los procesos vulnerables a los cortes de electricidad.

El concepto de seguridad de funcionamiento viene definido por las siguientes magnitudes:

● disponibilidad de energía

● frecuencia anual de cortes,

● mantenibilidad.

Objetivos

El objetivo del estudio del comportamiento de una red en términos de seguridad de explotación es:

 ● diseñar la arquitectura de red óptima para satisfacer las necesidades de suministro energético de los receptores de la instalación de acuerdo con los requisitos de continuidad impuestos por el proceso, gracias a:

o   un mejor control de los riesgos derivados de los cortes de energía,

o   mejores criterios de decisión para elegir entre varias soluciones;

● prever situaciones de funcionamiento anómalas, cuantificar su probabilidad y definir un nivel de confianza asociado al suministro de energía eléctrica.

Fenómenos y orígenes

La presencia de energía eléctrica se caracteriza normalmente por:

● Fiabilidad para una duración determinada DT, expresada por el tiempo medio entre dos fallos -MTBF-, o por el tiempo medio hasta el primer fallo -MTTF-,

● Disponibilidad en el tiempo T,

● Tiempo medio desde el fallo hasta la reparación -MTTR-.

El suministro de energía eléctrica depende esencialmente de:

 ● la estructura topológica de la red eléctrica para todos los regímenes de funcionamiento posibles y durante sus cambios de estado: normal, degradado o en régimen de emergencia,

● el funcionamiento normal del sistema cuando los distintos regímenes de funcionamiento se desarrollan correctamente,

 ● la organización del mantenimiento,

 ● la previsión de perturbaciones accidentales.

Efectos y soluciones

Desde el punto de vista eléctrico, las averías de la red adoptan principalmente las siguientes formas:

● Cortes de corriente de los distribuidores de energía: las propias redes de distribución están sujetas a fallos o perturbaciones (avería de equipos, perturbaciones atmosféricas, etc.). Esto provoca bajadas de tensión y cortes breves o prolongados en las subestaciones de entrada. En función de la topología de la red y de los medios desplegados, estas perturbaciones pueden propagarse hasta los receptores.

● Fallos de aislamiento: los cortocircuitos provocan bajadas de tensión o interrupciones en los receptores, en función de:

o   las protecciones instaladas y su selectividad,

o   la distancia "eléctrica" del receptor con respecto a la avería,

o   la topología de la red, con o sin dispositivos de reconfiguración de redundancia activa o pasiva.

● Disparos intempestivos: provocan el corte de la alimentación de los receptores situados aguas abajo.

● Fallos de funcionamiento: cuando la aparamenta no efectúa un cambio de estado solicitado (no abre o no cierra a petición). En general, estos fallos no provocan perturbaciones directas en los receptores. En cambio, suelen ser fallos no detectados que provocan un mal funcionamiento de la red cuando se produce otro fenómeno, como:

o   pérdida de protección y/o selectividad

o   pérdida de recursos de reconfiguración, de reserva, etc.

Los efectos de las caídas de tensión o los cortes de suministro dependen de la sensibilidad del receptor.

Algunos receptores, como los equipos informáticos, son sensibles a las caídas de tensión o a las interrupciones muy breves (algunas decenas de ms), mientras que otros equipos pueden aceptar interrupciones más largas sin perturbar el proceso.

Por tanto, es esencial caracterizar los equipos por su nivel de sensibilidad.

Además, la duración real de la pérdida del receptor o del proceso no siempre es proporcional a la duración del corte de corriente. En algunos casos, la reposición del servicio puede depender de muchos más parámetros que el simple retorno de la energía eléctrica (restablecimiento del funcionamiento de una sala blanca, parametrización de una máquina herramienta, proceso químico, etc.).

Por lo tanto, es necesario evaluar la criticidad de los receptores como consecuencia de su parada.

Los medios tradicionales utilizados para protegerse de todas estas perturbaciones son:

● fuentes autónomas (generadores, turbinas de gas, etc.),

● múltiples acometidas de la red de distribución lo más independientes posible,

● utilización de sistemas de desensibilización (inversores, no-break, etc.),

● sistemas que permitan el reabastecimiento, ya sea mediante la reconfiguración de la red (onduladores de alimentación, red en bucle, etc.), ya sea mediante una fuente de energía secundaria lo más cercana posible al receptor,

● aplicación de medios que permitan detectar los fallos lo antes posible (periodicidad del mantenimiento preventivo, test automáticos, etc.).

Las ventajas de un estudio

Un estudio de seguridad operativa ayuda a controlar el riesgo asociado a los sucesos graves a la hora de diseñar la arquitectura de una red eléctrica mediante:

● la determinación de la criticidad de los receptores y, en función de su nivel de sensibilidad, de los incidentes graves para la instalación eléctrica. Se trata de identificar los puntos críticos de la red y asociarles criterios de rendimiento de seguridad;

● el análisis cuantitativo de una o varias arquitecturas de base en función de los índices de seguridad;

● la justificación final de la elección de los sistemas de reserva y/o desensibilización, redundancia y mantenimiento preventivo en función de las exigencias del cliente.

Ejemplo

Este caso procede de un estudio de mejora de la red eléctrica de un centro en una industria automovilística (véase la fig. 1). El objetivo era reducir el alcance (duración y número) de las interrupciones debidas a averías o trabajos de mantenimiento.

● Objetivo del cálculo

Realizar un análisis de criticidad y cuantificar la situación existente, para después proponer mejoras.

● Resultados del cálculo

El cálculo permitió definir las modificaciones de la topología que aportarían las ganancias de seguridad deseadas (véase el diagrama de la figura 1).

Se ha conseguido un tiempo de inactividad anual inferior a una hora, y el mantenimiento de los equipos eléctricos puede realizarse sin interrumpir el proceso.

Figura 1: Mejoras recomendadas (líneas grises) en la red eléctrica de una industria del automóvil, esquema y resultados