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1
Índice
ANEXOS
A. EJEMPLO DE APLICACIÓN REAL DE SELECCIÓN DE SAI DE GRAN POTENCIA _________________________________________________3
A.1. Introducción ........................................................................................................3
A.2. Características a considerar para la selección...................................................3
A.3. Valoración de las especificaciones de los fabricantes .....................................11
A.4. Matriz de decisición ..........................................................................................19
A.5. Evaluación comparativa....................................................................................20
A.6. Valoración final con precio ...............................................................................23
B. CRITERIOS DE DISEÑO, EXPLOTACIÓN Y MANTENIMIENTO DE SAI DE GRAN POTENCIA _______________________________________25
B.1. Instalación.........................................................................................................25
B.1.1. Introducción ......................................................................................................... 25
B.1.2. Dimensionado...................................................................................................... 29
B.1.3. Configuración (redundancia, reserva de espacio) ............................................... 38
B.1.4. Régimen de neutro .............................................................................................. 39
B.1.5. Sección del neutro y de los cables ...................................................................... 44
B.1.6. Baterías de los equipos SAI................................................................................. 45
B.1.7. Protecciones ........................................................................................................ 46
B.1.8. Selectividad horizontal y vertical .......................................................................... 59
B.1.9. Puesta a tierra...................................................................................................... 61
B.1.10. ITC-BT a considerar en el diseño de la instalación ............................................. 62
B.2. Explotación: Factores a tener en cuenta para el buen funcionamiento de la aplicación..........................................................................................................64
B.2.1. Estado de carga de los SAI ................................................................................. 64
B.2.2. Armónicos: THDi y THDu...................................................................................... 64
B.2.3. Factor de potencia de los SAI y de las cargas..................................................... 64
B.2.4. Rendimiento de los equipos SAI.......................................................................... 65
B.2.5. Compatibilidad electromagnética......................................................................... 65
B.2.6. Aislamiento galvánico .......................................................................................... 67
B.2.7. Puestas a tierra.................................................................................................... 67
B.2.8. Línea eléctrica de suministro ............................................................................... 68
B.2.9. Grupo electrógeno ............................................................................................... 69
B.2.10. Seguridad incendiaria .......................................................................................... 69
B.2.11. Auditorías............................................................................................................. 70
2
B.3. Mantenimiento: Elementos a vigilar .................................................................70
B.3.1. Batería..................................................................................................................71
B.3.2. Equipos SAI..........................................................................................................71
B.3.3. Cargas..................................................................................................................71
B.3.4. Puestas a tierra ....................................................................................................71
B.3.5. Protecciones.........................................................................................................72
B.3.6. Grupo electrógeno ...............................................................................................73
B.3.7. Centro de transformación....................................................................................73
C. SIMULACIÓN DE LA DESCLASIFICACIÓN DE LA POTENCIA ACTIVA DE LOS SAI POR LA VARIACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA DE LA CARGA ___________________________________________________75
C.1. Introducción ......................................................................................................75
C.2. Simulación ........................................................................................................76
C.3. Soluciones ........................................................................................................79
D. PRESUPUESTO ____________________________________________81
E. PROTOCOLO DE ENSAYOS__________________________________83
3
A. Ejemplo de aplicación real de selección de SAI de gran potencia
A.1. Introducción
A fin de que la metodología y pasos descritos en la memoria para la evaluación de SAI de gran potencia sean perceptibles y se vea su aplicación, se desarrolla en este anexo A un ejemplo real aplicado a un centro de telecomunicaciones ubicado en alta montaña.
Los centros de telecomunicaciones de alta montaña tienen la función de actuar de repetidores de las señales que se envían o repiten desde cualquier punto o emplazamiento concreto para que éstas puedan llegar a todos los destinos deseados repartidos por toda la geografía. Todos estos centros trabajan con datos en tiempo real. Un fallo en estos sistemas puede causar pérdidas de datos muy valiosos, que requieren un tiempo de recuperación, y que provocan una pérdida económica importante.
Estos fallos suceden normalmente como resultado de un fallo o defecto en la alimentación eléctrica de los emisores y receptores, por lo que es justificable exigir para estos centros una fuente de energía eléctrica fiable y con una elevada calidad para minimizar las pérdidas económicas. El suministro eléctrico de red nunca está exento de sufrir alguna interrupción por pequeña que sea. Para asegurar este flujo continuo de energía a las cargas es necesario incorporar a los centros sistemas de emergencia y de potencia en stand-by, como son los Sistemas de Alimentación Ininterrumpida.
Por estas causas, estos centros son un punto crucial en la red de telecomunicaciones y debe cuidarse la continuidad y calidad del suministro eléctrico, a fin de poder proporcionar un servicio adecuado y de calidad a todos sus clientes.
A.2. Características a considerar para la selección
Después de analizar las necesidades de los centros de telecomunicación del futuro usuario, se determinan las especificaciones a cumplir por los sistemas de alimentación ininterrumpida, SAI. Para poder evaluar las 11 ofertas diferentes de SAI recibidas, se elabora un listado para remitirlo a cada fabricante a fin de que lo rellene con sus datos y lo devuelva debidamente cumplimentado. En este documento se solicitan aproximadamente 200 datos técnicos sobre sus equipos, todos referidos a la norma EN 62040-3.
Y como ya se ha dicho, el rango de potencias que cubren un equipo modular oscila entre los
4 !
100 kVA y los 800 kVA. Para poder realizar una comparación y valoración de los diferentes fabricantes, no se puede comparar un equipo, por ejemplo, de 600 kVA con otro de 200 kVA, ya que el orden de magnitud de sus características es diferente. Así que se crean tres rangos de potencia, para que la valoración obtenga unos resultados prácticos. Estos grupos son: de 100 kVA a 150 kVA, de 200 kVA a 400 kVA y de 500 kVA a 600 kVA. Se considera la potencia más alta de los equipos a 600 kVA porque es la demanda más elevada de cargas críticas que el usuario tenía en sus centros de telecomunicaciones.
Un extracto de la lista remitida a los fabricantes, con la respuesta proporcionada por uno de ellos, es la que se representa a continuación en la tabla A.1, que corresponde con la gama de potencias entre 100 kVA y 150 kVA. Por motivos de confidencialidad no se exponen todos los datos recogidos y sólo se muestran un pequeño ejemplo.
Características Unidades o
valores posibles a
indicar
Especificaciones deseadas
Datos fabricante
Modelo
Fabricante E
Potencia (kVA) 100-150
Requisitos Generales
Tipo tecnología según norma EN 62040-3 Double conversion Line interactive
Stand-by Doble Conversión
Clasificación según norma EN 62040-3 VFI/VI/VFD (ver anexo) VFI-SS-111
Tipo Rectificador Puente Tiristores
Transformador de aislamiento Si Si
On-Line Doble Conversión Si Si
By-pass estático y manual Si Si
Tipo de filtro de entrada Op. pasivo
Tipo baterías GEL AGM-VRLA
Normativa
IEC 529/EN50091-1 y EN50091-2 Si Si
EN 62040-3 Si
5
UL1778 Si No
IEC 364 Si Si
IEC 255-4 Nivel 10 Si
Cumple con IEC 1000-4-5(Es la
norma requerida para marcado CE )
IEC 8001-3 Si Si
VDE 875 N Si Si
Marcado CE Si Si
ISO 9001(calidad) Si Si
ISO 14001 (medio ambiente) Si No
Calidad
Certificado ISO 9001 Si Si
Certificado ISO 9002 Si Si
Protocolo de pruebas Si Si
Fiabilidad
MTBF SAI total horas >50000 si
MTBF rectificador horas 150000
MTBF batería horas 105000
MTBF inversor horas 100000
MTBF by-pass estático horas 1000000
MTBF by-pass manual horas 1200000
MTBF SAI+by-pass horas >70000 si
Vida media ventilador horas >25000 si
Cables de alta fiabilidad y conectores con bloqueo si/no si si
MTTR minutos 30 30
Garantía meses >12 24
Ambientales
6 !
Rango temperatura ambiente de funcionamiento ºC 0 a 40 0 a 40
Humedad relativa máxima sin condensación % 80 a 95 Hasta 95
Disipación con carga nominal kW <20 6 - 8,6
Aportación aire m3/h 3000 a 7000 si
Ruido acústico dB <72 60 - 62
Corrección potencia por altura 1500m 5%
Corrección potencia por altura 2000m 10%
Corrección potencia por altura 2500m 15%
IP 20 205
Descarga Electrostática kV 25 15
Accesibilidad
Dimensiones del módulo alto/ancho/largo 1400/740/1340
Puede adosarse a pared si 200 mm
Puede adosarse lateralmente si
Acceso al interior para mantenimiento frontal/lateral/superior frontal/superior frontal/superior
Espacio necesario para mantenimiento 1 m
Etapa de Entrada
Tipo Rectificador nº de pulsos 6
Tensión nominal V 400 400
Margen de Tensión % -10 a +15 ± 20 %
Intensidad con carga nominal A 156 - 246
Intensidad con carga nominal y carga de baterías A 174 - 271
Intensidad de pico a la conexión (inrush) A < In
Desequilibrio máximo entre fases % 100
Frecuencia Hz 50 50/60
Margen de Frecuencia % ± 5 ± 5
Factor de potencia 50% carga > 0.95 >0,9
7
75% carga >0,9
100% carga >0,9
50% carga 5,4
75% carga 4,60% THD Intensidad
100% carga
< 8
4%
Espectro de armónicos de intensidad Curva característica
Filtro de entrada pasivo o activo pasivo
Protección sobretensiones normas ANSI C62.41 IEC 1000-4-5
Intensidad de fuga a tierra máxima mA < 100
Sistema de neutro recomendado TT/TN/IT TT/TN/IT
Transformador de aislamiento en la entrada del rectificador si/no opcional
Etapa de Salida
Potencia activa nominal con carga resistiva kW 80 - 128
Potencia aparente nominal kVA 100 - 160
Factor de potencia 0,8
Tensión de Bus DC V 432 - 480
Control puente inversor Tecnología IGBT y PWM
Tecnología IGBT y PWM
Tensión nominal V 400 400
Precisión tensión % ± 1 ± 1
Comportamiento dinámico de la tensión según norma EN 62040-3
C1/C2/C3 (ver anexo) C1
Intensidad nominal con CL especificando FP A
(CL definida en anexo)
145 - 232
Intensidad nominal con CNL especificando FP y factor de forma
A (CNL definida en
anexo) 145 - 232
Sobrecarga permisible por segmentos % por segmentos de tiempo 125 % 10´ 150
% 1´
Limitación corriente en caso de cortocircuito Curva característica 4In
Desequilibrio de corriente máximo entre fases % 100
8 !
Desequilibrio angular máximo entre U e I ϕ 1°
Frecuencia nominal Hz 50 50
Margen de Frecuencia % ± 0.5 ± 0.5
CL 100% <2 <2 THD Tensión
CNL 100% <5 <5
CL 100% ± 5 Respuesta dinámica a un escalón de 0 a 100% de carga
CNL 100% < ± 3
Tiempo de recuperación ms < 10 10
Intensidad de Cortocircuito F-N magnitud y tiempo 3*In 20ms 4 In
Intensidad de Cortocircuito F-F magnitud y tiempo 2*In 20ms 2,8 In
Capacidad de sobrecarga nominal min 1.3*In >20s 1,5In x 1'
Regulación de frecuencia (error de frecuencia) % ± 0.1 ± 0.05
Margen sincronización regulable % ± 0.5 a ± 4 ± 5
Rango factor potencia de la carga admisible 0.9c a 0.8i 0,8i
50% carga 92
75% carga 93 Rendimiento global mínimo
100% carga
> 94%
93
Transformador en la salida del inversor si/no si si
By-pass estático
Intensidad nominal A 145 - 232
Intensidad de sobrecarga para 10ms A 3000 a 5000 si
Tensión nominal V 400 400
Margen de Tensión % -10 a +15 -15 a +15
Frecuencia Hz 50 50
Margen de Frecuencia % ± 5 ± 5
Sobrecarga permisible % y tiempo 10In x 100ms
Tiempo de transferencia ms 0
9
Tiempo de interrupción ms 0
Protección antirretorno (feed-back) si/no si
Se requiere y/o incluye transformador de aislamiento si si
Funcionamiento
cortocircuito/defecto
interno/sobrecarga/transferencia
manual
si
Posibilidad de accionamiento manual si/no si si
Baterías
Fabricante EXIDE - FIAMM
Tipo electrolito y electrodos gel con regulación de temperatura AGM-VRLA
Tensión nominal celda V 12
Capacidad nominal celda Ah 82 - 110
Celdas de la batería por módulo número 36 - 40
Autonomía por módulo al 100% carga activa nominal min 12,5´ - >10´
Disposición de las celdas bancada/armario bancada
Bancada/armario baterías por módulo si/no si si
Autonomía recuperada con recarga de 1hora min
Tensión continua mínima de fin de descarga V 335 344 - 382
Tensión continua flotación a 20ºC V 423 a 463 488 - 542
Intensidad nominal A 206 - 296,6
Vida útil años 5 a 10 Hasta 12
Test automático si/no si si
Temperatura ambiente aconsejable ºC 20 - 25
Compensación temperatura en tensión de flotación si/no si si
Protección de baterías requerida incluida
10 !
Sistema de Gestión
Display LCD Español LCD Español
Comunicación serie si/no Si Si
Display Intensidad y Tensión si/no Si Si
Estado Batería si/no Si Si
Alarmas de estado si/no Si Si
Display gestión de baterías ampl si/no Si Si
Estadística (histórico de datos) si/no Si Si
Software de gestión si/no Si Si
Contactos libres de potencial si/no Si Si
TCP/IP si/no Si
Telemantenimiento si/no Si
SNMP si/no Si Si
Tipos de Alarma
Fallo SAI si/no Si Si
SAI funcionando con la red si/no Si Si
SAI en descarga si/no Si Si
SAI en by-pass si/no Si
Tensión mínima de baterías si/no Si Si
Fallo controlador si/no Si Si
Interruptores de salida abierto si/no Si Si
Sobrecarga si/no Si Si
Falta de energía de entrada si/no Si Si
SAIs en paralelo
By-pass estático individual por módulo o general c/módulo
By-pass manual individual por modulo o general c/módulo
11
Desequilibrio de cargas máximo (reparto carga) % < 2 si
Disparo selectivo si/no si si
Nº módulos máximos puestos en paralelo 6 6
Módulos paralelables de diferentes potencias si/no si
Pueden estar juntos los equipos o es necesaria una mínima separación entre ellos si/no si
Mantenimiento modular sin interrupción si/no si si
Disposición de las baterías cuando los módulos están en paralelo
individuales por módulo/ en paralelo si
Unión mecánica no necesaria si/no si si
Conexión en caliente si/no si si
Desconexión módulo en caliente si/no si si
Sustitución módulo en caliente si/no si si
Multi-master si/no si si
Gestión descentralizada si/no si si
Módulos pegados lateralmente por ambos lados si/no si
Módulos pegados a la pared o espalda con espalda si/no si 200 mm
Tabla A.1 Listado de características y especificaciones
A.3. Valoración de las especificaciones de los fabricantes
Hay que pensar que un listado como este se ha recibido por cada una de los fabricantes y por cada grupo de potencias, es decir, el número total de datos a procesar es aproximadamente de 200 × 11 × 3 = 6600 datos. Un análisis comparativo de estos datos resulta difícil, tanto por volumen como porque algunas características de los equipos de los diferentes fabricantes son similares. Por esta razón, solamente se deben considerar aquellas que cumpliendo con las especificaciones y necesidades del usuario, sirvan para diferenciar técnicamente entre las ofertas.
El siguiente paso después de recibir los listados en los que cada fabricante ha expuesto las características de sus equipos es entrevistarse con cada uno de ellos para solucionar las dudas que hayan aparecido durante el rellenado de la tabla o que la persona encargada de la selección tenga sobre las características de sus equipos.
12 !
A partir de toda esta información se debe obtener una clasificación objetiva de estos equipos, fundamentada en aspectos técnicos. Estas características técnicas escogidas para la clasificación son aquellas que por conocimientos técnicos, teóricos y por experiencia resultan ser los más importantes para la aplicación a considerar, además de servir para diferenciar las ofertas de los fabricantes.
Como resultado se ha creído conveniente los siguientes criterios de evaluación, para poder diferenciar los diferentes equipos y poder determinar cual es el mejor que se adaptaría a las necesidades de un centro de telecomunicaciones de alta montaña.
Partiendo como referencia de las especificaciones deseadas, que se han expuesto en el mismo listado, si el equipo las iguala, se le otorga un 2. Si éstas son peores que las deseadas, se le adjudica un 1. Y si son mejores, un 3. Así se ha hecho para cada una de las características que se han considerado y que se enumeran y describen a continuación:
Requisitos generales
Este apartado sirve para describir y situar los equipos rápidamente. La mayoría de los aspectos se desarrollan más ampliamente en su respectivo punto. Se consideran para la clasificación las características de la tabla A.2.
VALOR Características
1 2 3
Clasificación según norma EN62040-3
VI --- VFI
Tipo de filtro de entrada
Si no disponen de la posibilidad de añadir un filtro adicional
Si solamente disponen de una opción como filtro adicional
Si sus equipos tienen diferentes opciones de filtros además de la ofertada
Tabla A.2 Requisitos generales a considerar
Normativa
Conjunto de normas que tienen que cumplir los equipos por deseos del usuario. Todos los SAIs las cumplen al ser de obligado cumplimiento para todo equipo fabricado y/o vendido en la UE. No se consideran para la clasificación, sólo se verifica el listado.
Calidad
Certificación de cumplimiento del estándar ISO para calidad y medio ambiente. No se considera al pensar que no es primordial para las características técnicas, aunque se reconoce su importancia para la filosofía e imagen del fabricante.
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Fiabilidad
Tiempos medios entre fallos (MTBF) de los diferentes elementos de que constan los equipos, así como el tiempo medio de reparación (MTTR). El usuario desea que se cumplan unos mínimos. Todos los SAIs los cumplen, así que no permite realizar una diferenciación entre ellos, por lo que este punto no se considera, sólo se verifica.
Ambientales
Requisitos y características deseables por el usuario de la sala donde se alojarán los equipos. Se consideran para la clasificación la característica de la tabla A.3.
VALOR Característica 1 2 3
Ruido acústico >72 dB 72 dB <68 dB
Tabla A.3 Características ambientales a considerar
Accesibilidad
Requisitos y características de los equipos para su mantenimiento e instalación. Se consideran para la clasificación la superficie ocupada por cada equipo y la accesibilidad (tabla A.4).
El espacio ocupado por potencia (m2/kVA) se ha considerado por los grupos de potencia definidos, ya que las dimensiones de los equipos dependen de la potencia para la que han sido diseñados.
La accesibilidad a los equipos se ha valorado teniendo en cuenta la posibilidad de adosarlo a la pared y/o lateralmente.
VALOR Características 1 2 3
Superficie en m2 ocupada por 100-150 kVA 0,0119 a 0,0096 0,0095 a 0,0073 0,0072 a 0,0050
Puede adosarse a la pared Puede adosarse lateralmente
Ambos NO Uno de los dos NO Ambos SÍ
Tabla A.4. Características de accesibilidad a considerar
Etapa de entrada
Requisitos y características de la alimentación a la entrada de los equipos. Se consideran para la clasificación los THDi para el 50% y 100% de la carga, (tabla A.5). Este valor dependerá del tipo de rectificador y de los filtros adicionales que se hayan estimado para la oferta.
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Características VALOR 1 2 3
THD intensidad 50% THD intensidad 100%
>8% 6 a 8% <6%
Tabla A.5 Características etapa de entrada a considerar
Etapa de salida
Requisitos y características a cumplir en la salida de los equipos para una buena alimentación de las cargas.
Se consideran para la clasificación la sobrecarga permisible para el segmento del 150%, el THDu con carga no lineal, el rendimiento global mínimo al 75% de carga y la presencia de transformador a la salida del ondulador (tabla A.6).
VALOR Características 1 2 3
Sobrecarga permisible por segmentos 150% <1min 150% 1min 150% >1min THD tensión con CNL 100% >5% 4 a 5% <4%
Rendimiento global mínimo al 75% <92% 92 a 94% 94% Transformador a la salida del ondulador NO --- SÍ
Tabla A.6 Características etapa de salida a considerar
By-pass estático
Requisitos y características del equipo por si hay fallo en el equipo. Se consideran para la clasificación la protección antirretorno (tabla A.7).
VALOR Característica
1 2 3
Protección antirretorno NO OPCIONAL SÍ
Tabla A.7 Característica de by-pass estático a considerar
Baterías
Requisitos y características del sistema de almacenamiento de energía. Se considera para la clasificación la potencia de batería (tabla A.8):
Se valora con el cociente entre la tensión continua mínima de fin de descarga y la tensión continua de flotación. A mayor sea este cociente, menor será la descarga que sufren las baterías, por lo que su tiempo de vida no se verá afectado.
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VALOR Caraterísticas
1 2 3
Tensión continua mínima fin de descarga
Tensión continua de flotación <72% 72 a 75% >75%
Tabla A.8 Características de baterías a considerar
Sistema de gestión
Conjuntos de elementos que permiten la monitorización del estado del equipo.
Todos los SAIs los cumplen, así que no permite realizar una diferenciación entre ellos, por lo que este punto no se considera, sólo se verifica.
Tipos de alarma
Posibilidades de avisos del estado en que están trabajando los equipos.
Todos los SAIs los cumplen, así que no permite realizar una diferenciación entre ellos, por lo que este punto no se considera, sólo se verifica.
SAIs en paralelo
Características de los equipos cuando trabajan en paralelo.
Todos los SAIs los cumplen, así que no permite realizar una diferenciación entre ellos, por lo que este punto no se considera, sólo se verifica.
Servicio técnico
Número de centros de servicio técnico en España.
Se considera que el número mínimo para cubrir todo el territorio peninsular es de seis centros, tal como se puede observar en la figura A.1. Si existen centros peninsulares adicionales, se añade un punto en general. También se considera necesario la presencia en los territorios insulares, sobre todo en las Canarias.
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Fig. A.1 Segmentación España
El valor de cada zona está representado en la tabla A.9.
La suma de estos requerimientos como máximo es doce, por lo que para equiparar la valoración con los otros factores considerados, se divide el total entre cuatro. Así, el máximo es un tres.
VALOR Zona peninsular +1 cada una
Baleares +1
Canarias +4
Centro adicional +1
Tabla A.9 Zonas con servicio técnico
Plazo de entrega
Tiempo en el que el proveedor asegura la entrega de los equipos una vez se acepta el pedido. Se ha escogido para la clasificación el valor más alto si el proveedor ha facilitado más de uno (tabla A.10).
VALOR Características
1 2 3
Plazo de entrega (semanas)
>6 6 <6
Tabla A.10 Característica del plazo de entrega a considerar
Norte-Este Norte Norte-Oeste
Centro Levante
Sur
Baleares
Canarias
17
NOTAS:
• Los SAIs van mayoritariamente instalados en centros situados en alta montaña, por lo que las sobretensiones producidas por los rayos pueden afectarlos frecuentemente.
• Si el centro donde se instalan los SAIs está en zona urbana y alimentado con cable subterráneo, el problema de las sobretensiones se reduce a casos esporádicos y muy poco frecuentes.
• La capacidad de evacuación de calor disminuye con la altitud al disminuir la densidad del aire. Se considera esta disminución a partir de 1000m.
A la puntuación obtenida por las características técnicas de cada equipo se le añadirá una puntuación subjetiva para valorar los conocimientos técnicos de los proveedores y el estado de las instalaciones, de acuerdo al material facilitado, el interés demostrado, las entrevistas y las visitas realizadas. Los puntos que se han considerado se exponen a continuación.
Servicio técnico-comercial
Se valora el interés hacia el proyecto y el material facilitado, de acuerdo a la tabla A.11. Se consideran las explicaciones técnicas dadas a las preguntas formuladas ya sea por reunión, teléfono o e-mail, al personal comercial.
VALOR CRITERIO
0 Trato esquivo y desconocimiento total
0,25 Despreocupación y escaso conocimiento
0,50 Atención normal y conocimientos bajos
0,75 Preocupación elevada y conocimiento normal
1 Disponibilidad para cualquier asunto y elevado conocimiento
Tabla A.11 Valoración subjetiva servicio técnico-comercial
Servicio técnico
Se valora conocimiento de los técnicos de mantenimiento de las empresas proveedores, así como el de los responsables de mantenimiento donde los equipos están instalados de acuerdo a los parámetros de la tabla A.12.
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VALOR CRITERIO
0 No existe
0,25 Malo
0,50 Conocimiento técnico normal pero no hay servicio técnico que acuda a las
instalaciones, sólo telefónico
0,75 Conocimiento técnico normal y hay servicio técnico que acuda a las instalaciones
1 Buen conocimiento técnico y se hace mantenimiento, sin importar que haya otros
equipos
Tabla A.12 Valoración subjetiva servicio técnico
Equipos en instalación
Se valora el haber acudido a un centro donde sus equipos están instalados y el estado de ésta de acuerdo a los parámetros de la tabla A.13.
VALOR CRITERIO
0 No visita y no sugerencia
0,25 Visita sugerida pero no hecha
Visita realizada pero instalación no adecuada
0,50 Visita hecha e instalación regular
1 Visita hecha e instalación adecuada
Tabla A.13 Valoración subjetiva equipos en instalación
Mantenimiento preventivo
Se valora el número de veces que normalmente realizan el mantenimiento preventivo, de acuerdo a los parámetros de la tabla A.14. No se ha considerado las tareas que llevan a cabo ni otros aspectos como recambios o desplazamientos.
VALOR CRITERIO
0,25 Dos mantenimientos preventivos
0,50 Un mantenimiento prventivo
Tabla A.14 Valoración subjetiva mantenimiento preventivo
19
A.4. Matriz de decisición
Para obtener la clasificación se adjudica un peso a cada característica considerada para poder ponderarlas, ya que no todas tienen la misma importancia. Para la obtención de este peso se calcula la siguiente matriz de decisión, tabla A.15, donde se compara cada característica de la fila con las otras colocadas en columnas.
Hacerlo de manera que se otorga directamente un peso tiene el inconveniente de no poder afinar con el resultado rápidamente y obliga a recurrir a numerosas iteraciones que pueden alargar el proceso, más cuando mayor es el número de factores. Por eso este método parece el más adecuado para decidir la importancia de cada característica en función de las otras.
Si se considera más importante la de la fila, la celda toma un valor 2. Si es la misma característica, el valor es 1. Si la fila es menos importante que la columna, es 0. Luego se obtiene la suma por filas. Para obtener finalmente el peso a asignar, se divide esta suma por el cuadrado del número de características que se han considerado, que coincide con la suma de la columna de las sumas por filas.
MATRIZ DE
DECISIÓN
Cla
sific
ació
n se
gún
EN
6204
0-3
Tipo
filtr
o en
trad
a
Sup
erfic
ie o
cupa
da p
or k
W p
oten
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Rui
do a
cúst
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Acc
esib
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Tran
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mad
or d
e sa
lida
ondu
lado
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THD
i 50%
THD
i100
%
Sob
reca
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por
segm
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s
THD
Ten
sión
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L 10
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al 5
0%
Pro
tecc
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anti-
reto
rno
Pot
enci
a ba
terí
a
Val
orac
ión
subj
etiv
a
Ser
vici
o té
cnic
o
Pla
zo d
e en
treg
a
Sum
a
Por
cent
aje
Clasificación según EN62040-3 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 0 2 1 1 2 2 22 8,59%Tipo filtro entrada 1 1 2 2 2 2 1 1 1 2 0 2 1 1 2 2 23 8,98%Superficie ocupada por kW potencia 0 0 1 2 1 1 1 1 0 1 0 1 0 1 1 2 13 5,08%Ruido acústico (dB) 0 0 0 1 0 1 1 1 0 0 0 1 0 0 0 0 5 1,95%Accesibilidad 0 0 1 2 1 1 1 1 0 1 0 1 0 0 0 0 9 3,52%Transformador de salida ondulador 0 0 1 1 1 1 1 1 0 1 0 1 0 1 0 1 10 3,91%THDi 50% 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 0 1 0 0 0 0 10 3,91%THDi100% 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 0 1 1 1 1 1 16 6,25%Sobrecarga máxima por segmentos 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 0 2 1 1 2 2 22 8,59%THD Tensión (CNL 100%) 1 0 1 2 1 1 1 1 1 1 0 1 0 0 0 0 11 4,30%Rendimiento global mínimo al 50% 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 1 2 2 2 30 11,72%Protección anti-retorno 0 0 1 1 1 1 1 1 0 1 0 1 0 0 1 1 10 3,91%Potencia batería 1 1 2 2 2 2 2 1 1 2 1 2 1 2 2 2 26 10,16%Valoración subjetiva 1 1 1 2 2 1 2 1 1 2 0 2 0 1 1 1 19 7,42%Sevicio técnico 0 0 1 2 2 2 2 1 0 2 0 1 0 1 1 2 17 6,64%Plazo de entrega 0 0 0 2 2 1 2 1 0 2 0 1 0 1 0 1 13 5,08%TOTAL 256 100,00%
Tabla A.15 Matriz de decisión
Este peso obtenido aquí, se multiplica por el valor otorgado a la característica, de acuerdo al baremo descrito en el apartado anterior, y la suma de de estas multiplicaciones da un valor que sirve para ordenar los diferentes equipos.
20 !
A.5. Evaluación comparativa
Para poder tener una visión más rápida de los datos y los resultados, con estos últimos se ha realizado una gráfica de barras, donde se puede ver la puntuación de cada fabricante y su posición respecto a los otros a la vez. Primeramente se realizó la valoración subjetiva, con los resultados de la tabla A.16.
FABRICANTE
VALORACIÓN SERVICIO TÉCNICO-
COMERCIAL
VALORACIÓN SERVICIO TÉCNICO
VALORACIÓN EQUIPOS EN INSTALACIÓN
MANTENIMIENTO PREVENTIVO
VALORACIÓN TOTAL
A 0,5 0,5 0,25 0,25 1,50
C 0,75 0,75 0,25 0,25 2,00
0,5 2,75
0,5 0,5 0,5 2,00
3,00
G 0,250,5
0,75 1E
B
0,75 0,75 1D
1,75
F 1 0,5 0,25 2,00
0,5
2,25H 0,50
I 1,750,25
J 0,5
0,75
0,50
3,000,50
1,750,50
K
0,50
0,50
0,25
0,50
0,75 1
0,5 0,25
0,75 0,5
0,75 0,5 0,25
0,5
Tabla A.16 Valoración subjetiva
Representando el total de la valoración subjetiva gráficamente se obtiene la figura A.2:
Valoración subjetiva 3,00 3,00
2,75
2,252,00 2,00 2,00
1,75 1,75 1,751,50
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
D K F H B C E G I J A
Fig. A.2 Clasificación subjetiva
En la tabla A.17 se ha otorgado el valor que corresponde a cada característica considerada y se ha calculado la puntuación total ponderada con el peso obtenido de la matriz de decisión.
Para obtener estos resultados se ha considerado dos situaciones, con la valoración subjetiva y sin ella. Esto permite evaluar si la decisión está influencia por aspectos no meramente técnicos.
21
Fabric
ante
AB
CD
EF
GH
IJ
K
Poten
cia (k
VA)
100-15
0120
KVA
S/KW
100-16
0100
-150
100-15
0(160)
100-15
0 kVA
100-15
0100
-150
100-15
0100
-150
100-15
0*
Requ
isitos
Gene
rales
Clasifi
cación
según
norm
a EN 6
2040-3
VFI/V
I/VFD
VFI
3VI
1VF
I3
VFI
3VF
I-SS-1
113
VFI
3VF
I3
VFI
3VF
I3
VFI
3VF
I3
8,59%
Tipo d
e filtro
de en
trada
0Op
.opc
ionale
s pasi
vos y
activo
s3
Estan
dar
filtro a
ctivo
intríns
ico a l
a Co
nversió
n Delta
2Op
cional
35 %
THDI
(otros
opcio
nales
bajo
petició
n)3
pasivo
(op
cional
es)3
12 Pu
lsos
(THDi
< 9%)
Dispon
ible co
n o sin
ais
lamien
to galv
ánico
de ent
rada;
DC
U Disto
rsion
contro
l unit (T
HDi <
7%)
12
Pulso
s + DC
U (TH
Di < 5
%)
24
Pu
lsos
(THD
i < 2.5
%)
6
Pulso
s (SAI
Standa
rd)
+ Filtro
de 5º
Arm
ónico
(THDi<
10
%);
FILTR
O ACT
IVO
3Pa
sivo
(valo
r opc
ional)
3
Activo
THM
(pa
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encias
ma
yores
de 200
kVA
, existe
la pos
ibilida
d de 1
2 pul
sos má
s filtro
pas
ivo)
2
La TH
DI a la
entra
da es
7% es
tándar
. Se
puede
bajar
con
filtros
opcion
ales
hasta 5
%.
3
Pasiv
o
filtro p
ara TH
Di <8%
(otro v
alor
opcion
al)
3RC
28,9
8%
Norm
ativa
Calida
dFia
bilidad
Ambie
ntales
Ruido
acúst
ico
dB<72
<663
71,5
260
3< 6
53
60 -
62
3< 6
33
633
653
69/72
263
366
(100K
va)-67
(160 K
va)3
1,95%
Acces
ibilida
d3
23
33
33
22
33
3,52%
Super
ficie o
cupada
por kV
A pote
ncia
m2/kW
0,0086
/0,0072
/0,0054
0,0
0706
30,0
0752
0,0088
/0,0073
/0,0095
0,0085
32
0,0088
/0,0073
/0,0076
0,0079
20,0
099/0,0
062
0,0080
52
0,0128
/0,0095
0,0
1115
10,0
091/0,0
068
0,0
0795
20,0
1191
0,0053
/0,0056
0,0054
30,0
091/0,0
068
0,0079
52
0,0050
35,0
8%
Puede
adosa
rse a p
ared
sisi
SISI
SI200
mmSI
siNO
NOsi
si
Puede
adosa
rse lat
eralme
ntesi
SI NO
SISI
siSI
siSI
SIsi
siEta
pa de
Entra
da50%
carga
<82
<5%CN
L3
OP 7%
25,0
0%3
5,43
13,00%
1<9
13
310
1<9
15 (
100 Kv
a), 4 (
160 Kv
a)3
3,91%
100%
carga
<82
<5%CN
L3
OP 7%
25,0
0%3
4,00%
39,4
0%1
<4.5
33,5
37
2<4.
53
3'30 (
100 Kv
a), 2'4
0 (160
Kva)
36,2
5%
Etapa
de Sa
lida
Sobre
carga
permis
ible po
r segm
entos
% por
segm
entos
de tiem
po0
Ver pd
f
150
% 1m
in
125%
10m
in
2200
% 60'
' 12
5%
10'3
125%P
n per 2
0' 150
%Pn p
er 60''
2
Plena
carga
y 0.8 f
dp 125
% 10
min
Plena
carga
y 0.8 f
dp 150
% 1 m
in
2125
% 10
´
150 %
1´
2
(Para
un PF
=0.8)
125% -
10 mi
n ;
150% -
1 min
2110
%-60m
s 12
5%-
10m
150%
-1m2
ver inf
o. Adju
nta
150
% 1min
2
125%
durant
e 10
minuto
s
140
% duan
te 1
minuto
1110
%-60m
s
125%-
10m
150
%-1m
2
100%
(perm
anente
a 35ºC
), 110
% (30
minut
os a 3
0ºC),
125%
(10 mi
nutos
a 30ºC
), 150
% (1 m
inuto a
30ºC)
28,5
9%
CNL 1
00%<5
<33
<52
SI2
< 52
<52
< 2%
33
3<2
33
33
3<4,
<43
4,30%
50% ca
rga>93
%2
93,00%
2 91
,25/91
,861
100 KV
A ES 9
3 %120
KVA E
S 93 %
160 KV
A ES 9
3,5 %
292
292%
(En m
odo On
-Lin
e)2
93,5
291,
81
953
93,5
294'
5, 94'4
311,
72%
Transf
ormado
r en la
salida
del on
dulado
rsi/n
osi
si3
si NO
1SI
3SI
3si
3SI
3si
3SI
3NO
1si
3SI
33,9
1%By
-pass
estát
ico
Protec
ción a
ntirret
orno (
feed-b
ack)
si/no
0??
1Si
3opc
ional
2NO
/OPCIO
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2si
3SI
3si
3Op
cional
2SI
3si
3SI,
opcion
al2
3,91%
Bater
ias1
22
21
22
32
22
10,16%
Tensi
ón con
tinua m
ínima d
e fin d
e desc
arga
V335
307326
330100
KVA =
326
150 KV
A = 32
6344
- 38
21.6
5V/ce
lda
(progr
amabl
e) 18
6 ele
mento
s331
3351,7
V x n
º de c
eldas
331306
V
Tensi
ón con
tinua fl
otació
n a 20
ºCV
423 a 4
63435
,84438
445100
KVA =
449
150 KV
A = 44
9488
- 542
405 a 4
36Vcc
445423
a 463
2,27 x
nº de
celda
s445
392 a 4
51 V
Sistem
a de G
estión
Tipos
de Al
arma
SAIs e
n para
leloVa
loraci
ón su
bjetiva
1,50
2,00
2,00
3,00
2,00
2,75
1,75
2,25
1,75
1,75
3,00
7,42%
Servi
cio téc
nico
21,2
52,7
53
33
22,7
52,2
53
36,6
4%
Plazo
de en
trega
13
22
23
21
23
25,0
8%
SUMA
DE VA
LORA
CION
38,5
37,25
39,75
4443
41,75
41,75
4038
43,75
46100
,00%
COEF
ICIEN
TE DE
VALO
RACIÓ
N2,1
352,1
032,2
022,5
122,3
752,3
722,3
562,2
402,2
602,4
742,6
33
COEF
ICIEN
TE DE
VALO
RACIÓ
(sin s
ubjeti
va)2,0
231,9
542,0
542,2
892,2
272,1
682,2
272,0
732,1
302,3
442,4
10
Unida
des
o
val
ores p
osible
s
a in
dicar
Espec
ificaci
ones
Rendi
miento
global
mínim
o> 9
4%
THD I
ntensi
dad< 8
THD T
ensión
Tabla A.17 Valoración características SAI
La puntuación final obtenida por cada fabricante con este método de valoración es la representada en la tabla A.18.
22 !
con subjetiva sin subjetiva
K 2,633 2,410D 2,512 2,289J 2,474 2,344E 2,375 2,227F 2,372 2,168G 2,356 2,227I 2,260 2,130H 2,240 2,073C 2,202 2,054A 2,135 2,023B 2,103 1,954
COEFICIENTE DE VALORACIÓN 100-150 kVA
Tabla A.18 Resumen resultados valoración
Los resultados de la tabla A.18, contando con la valoración subjetiva, se representan gráficamente en la figura A.3.
100-150 kVA
2,633
2,5122,474
2,375 2,372 2,356
2,260 2,240 2,2022,135 2,103
2,00
2,10
2,20
2,30
2,40
2,50
2,60
2,70
2,80
K D J E F G I H C A B
Fig. A.3 Clasificación valoración global
Y en la figura A.4 se exponen los resultados de la misma tabla, pero sin valoración subjetiva.
100 - 150 kVA
2,4102,344
2,2892,227 2,227
2,168 2,1302,073 2,054 2,023
1,954
1,500
1,750
2,000
2,250
2,500
K J D E G F I H C A B
Fig. A.4 Clasificación valoración sin subjetiva
23
A.6. Valoración final con precio
Por último, queda conocer si el mejor equipo técnicamente es asequible económicamente. Para ello se considera lo descrito en la memoria. El peso que se le otorga al importe de los equipos es un 20% sobre el total. De esta manera se obtiene el resultado de la tabla A.19.
Valoración precio Coeficiente precio VALORACIÓN FINAL
con subjetiva sin subjetiva 20,0% 1-Valoración precio*(Posición-1)/10
coeficiente de valoración con *
coeficiente precioA 2,135 2,023 9 0,84 1,793 AB 2,103 1,954 3 0,96 2,018 BC 2,202 2,054 8 0,86 1,894 CD 2,512 2,289 4 0,94 2,361 DE 2,375 2,227 5 0,92 2,185 EF 2,372 2,168 1 1 2,372 FG 2,356 2,227 10 0,82 1,932 GH 2,240 2,073 11 0,8 1,792 HI 2,260 2,130 2 0,98 2,215 IJ 2,474 2,344 7 0,88 2,177 JK 2,633 2,410 6 0,9 2,370 K
COEFICIENTE DE VALORACIÓN 100-150 kVA
Tabla A.19 Valoración global con precio
En forma gráfica y ordenada, el resultado final de la valoración queda como se muestra en la figura A.5.
VALORACIÓN FINAL 100-150 kVA
2,372 2,370 2,361
2,215 2,185 2,177
2,0181,932 1,894
1,793 1,792
1,50
1,75
2,00
2,25
2,50
F K D I E J B G C A H
Fig. A.5 Clasificación final ordenada
24 !
25
B. Criterios de diseño, explotación y mantenimiento de SAI de gran potencia
B.1. Instalación
B.1.1. Introducción
La fuente principal de energía eléctrica del sector industrial es la red eléctrica de media tensión. La acometida se realiza a través de las celdas de protección de media tensión de los transformadores. Éstas constan básicamente de un fusible más un seccionador en carga, también llamado fusorruptor, a los cuáles es recomendable añadir un pararrayos, es decir, una protección contra sobretensiones cuya función es evitar daños y proteger a los transformadores de los efectos producidos por condiciones atmosféricas adversas.
El transformador, normalmente propiedad de industria si ésta requiere aislarse del resto de instalaciones vecinas, tiene el primario conectado con la red de MT y alimenta, desde su secundario, el embarrado de BT al que están conectadas todas las cargas de la aplicación. La situación normal y deseable es la existencia de dos transformadores prácticamente idénticos, para lograr redundancia, en caso de fallo de uno de ellos, y así aumentar la fiabilidad de la alimentación. Normalmente sólo uno estará trabajando y se tendrá que utilizar un dispositivo de enclavamiento adecuado para evitar que trabajen en paralelo.
El embarrado o cuadro de baja tensión puede estar dividido en diferentes partes, según criterios de diseño de la ingeniería o de las necesidades de explotación. Pero deben instalarse, tanto aguas arriba como aguas abajo, las protecciones adecuadas para el embarrado, es decir, calcular los interruptores automáticos y los pararrayos apropiados para cada caso concreto.
A este embarrado, después de las protecciones correspondientes, se conectan todas las cargas presentes en la instalación. Estas cargas, que se pueden alimentar desde diferentes cuadros como ya se ha comentado en el párrafo anterior, se clasifican en cargas críticas y cargas no críticas, tal como se observa en la figura B.1, en base a su función dentro de la aplicación.
Las cargas no críticas se definen como aquellas de las que se puede prescindir sin que afecte a la funcionalidad de la aplicación. De esta manera, ante un fallo de suministro de la red eléctrica pueden quedar sin alimentación sin que afecte al funcionamiento de la aplicación. Así que los sistemas de emergencia y stand-by no es necesario diseñarlos para proporcionar la potencia que estas requieren, aunque es recomendable tenerlas en cuenta, sobre todo para el
26 !
sistema de potencia en stand-by. En este conjunto se incluye el alumbrado, la calefacción, el aire acondicionado, los elementos auxiliares,… Es recomendable que, después del cuadro o embarrado de distribución propio del conjunto de las cargas críticas, éstas se agrupen por cargas del mismo tipo y formen un circuito independiente dentro de este conjunto a fin de que dispongan de su propia protección, aparte de la que protege a todo el grupo de cargas no críticas.
En cambio, las cargas críticas son aquellas a la que es imprescindible alimentarlas ininterrumpidamente debido a que de ellas depende la funcionalidad de la aplicación. Cualquier incidencia en la red puede transmitirse y afectar al funcionamiento de estos equipos. Por esta razón es necesario incluir en el diseño de la instalación tanto fuentes de emergencia como fuentes auxiliares en stand-by, además de las protecciones pertinentes que requiera cada caso concreto, tanto para el conjunto como para cada uno de los circuitos individuales en los que se debe dividir el grupo de cargas críticas.
Como fuente de emergencia se considera al sistema de alimentación ininterrumpida, SAI, ya que garantizan el suministro continuo de la energía a las cargas hasta que la fuente auxiliar en stand-by, el grupo electrógeno, puede asumir la carga. Ambos elementos tienen que tener sus protecciones, tal como se observa en la figura B.1.
El grupo electrógeno consiste en la agrupación de un motor térmico diesel que mueve el alternador que genera la energía eléctrica necesaria para la instalación. En cambio, el sistema de alimentación ininterrumpida está formado por n elementos de una misma potencia, a los que se les denomina módulos, y que mantienen los parámetros de la energía eléctrica necesaria para las cargas críticas ante cualquier fallo o defecto. Cada módulo consta de un rectificador, un inversor y unas baterías. Además se debe considerar el by-pass estático, que puede ser individual por módulo o general para todo el conjunto, dependiendo del fabricante de los equipos SAI, sus recomendaciones y la configuración implementada para obtener la fiabilidad deseada.
El punto crítico del SAI es la batería, pues es el que determina la autonomía de los equipos ante un corte en la red eléctrica. Es decir, determina el tiempo máximo que los equipos SAI pueden proporcionar energía. A su vez, es el elemento que requiere mayor mantenimiento por la función que realiza y la fatiga a la que está sometida.
Al conjunto de módulos, para aumentar la fiabilidad del sistema, facilitar ampliaciones de potencia de los equipos SAI y poder sustituir los equipos con facilidad, es decir, para flexibilizar las condiciones de explotación y mantenimiento, se le debe añadir un by-pass manual de mantenimiento, tal como se observa en la figura 1. También se debe prevenir que en el by-pass de mantenimiento se produzca una realimentación.
El grupo electrógeno ha de tener su correspondiente interruptor automático de acuerdo a sus
27
características. Equivalentemente a los transformadores, se puede disponer de un grupo electrógeno auxiliar, siempre que se requiera. Pero se debe tener en cuenta que su protección tiene que presentar un enclavamiento con la protección análoga del grupo fijo. Igualmente han de estar enclavadas las protecciones de salida del conjunto transformadores y las del conjunto grupos electrógenos para evitar así que ambas fuentes entreguen energía a la vez, ya que provocarían un cortocircuito importante en el embarrado de baja tensión. No es absolutamente necesario que este equipo auxiliar esté presente físicamente en todo momento, sino sólo cuando fuera requerido, por lo que se trataría de un equipo móvil. Aunque sí que habría que pensar en el espacio para su localización, así como la instalación eléctrica necesaria.
Las protecciones del conjunto SAI tienen otras características debido a su función. Aparte del interruptor automático en la cabecera del conjunto y de las correspondientes a la entrada del rectificador y del by-pass estático de cada módulo, hay que considerar la implantación de dos limitadores de sobretensión. Uno debe estar en la cabecera del conjunto, después del interruptor automático. El otro a la salida de todo el conjunto, en el cuadro o embarrado de distribución de las cargas críticas. Ahora bien, para cada módulo SAI se debe colocar a la entrada la protección de intensidad adecuada y a la salida el seccionador apropiado. De esta manera se puede asegurar la movilidad de los diferentes módulos sin interferir en el estado del resto, en parte gracias también a la presencia de interruptores en los propios módulos.
La instalación de los SAI en las instalaciones tienen una doble función. Además de proporcionar la energía de forma continua, se garantiza que ésta será de una elevada calidad para el buen funcionamiento de las cargas críticas y, por lo tanto, asegurar la continuidad de la aplicación. El objetivo es que las cargas críticas no sufran un corte de alimentación cuando se produzca cualquier tipo de fallo o defecto de la energía procedente de la red principal de suministro. De esta manera, el SAI entrega la energía necesaria a las cargas durante estas situaciones no deseables. Si el corte es prolongado, el SAI da la energía mientras arranca el grupo electrógeno hasta que éste alcanza el régimen permanente, momento en el cual se le va transfiriendo toda la carga.
El grupo electrógeno es la fuente auxiliar de alimentación de la instalación y normalmente se encuentra en stand-by. Éste arranca cuando ocurre un fallo de la fuente principal durante un tiempo prolongado, pero menor que el tiempo de autonomía de los SAI. Es conveniente que pueda proporcionar la energía a toda la instalación, aunque también se puede considerar que alimente únicamente a las cargas críticas. Esta decisión queda a criterio del usuario.
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Fig. B.1. Esquema general de una instalación eléctrica industrial
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B.1.2. Dimensionado
A partir de los conceptos expuestos en el apartado anterior se puede diseñar la instalación eléctrica de toda una aplicación tal como se detalla a continuación.
Para realizar los cálculos que permitan dimensionar todos los elementos de la instalación eléctrica se debe partir de las cargas a alimentar. Se debe prestar especial atención a las cargas críticas, es decir, de los elementos que determinan la funcionalidad de la aplicación. Así que el desarrollo tiene que ser totalmente a la inversa de cómo se ha hecho la descripción de una instalación anteriormente.
Origen
El punto inicial del dimensionado debe ser la estimación actual de potencia activa de las cargas críticas, más un margen de seguridad ante posibles futuras ampliaciones, y su factor de potencia. Para ello, se debe pensar en una demanda con un coeficiente de simultaneidad igual a la unidad y tener en cuenta la ICT-BT-10.
Se debe prestar especial atención a las cargas críticas, porque de aquí se obtiene la potencia aparente que debe entregar el conjunto SAI para asegurar la funcionalidad de las aplicaciones en todo momento. Por esta razón se recomienda que los cálculos de diseño de la instalación continúen por aquí.
SAI
Determinar la potencia de los módulos SAI es uno de los puntos más importantes y a los que hay que prestar especial atención. Existen dos posibles maneras de hacerlo, aunque previamente a este cálculo se debe conocer la configuración escogida para este sistema (ver apartado B.1.3).
a) La primera consiste en consultar directamente al fabricante o proveedor y sus catálogos, utilizando como datos de partida los de las cargas críticas ya mencionados.
b) Si el fabricante o proveedor no proporciona todos los datos necesarios o no dispone de las herramientas necesarias para efectuar el cálculo, se puede realizar una aproximación tal como se describe a continuación.
A partir de los datos de las cargas críticas y de las consideraciones hechas anteriormente se puede obtener la potencia aparente de los módulos SAI. Con este dato ya se pueden consultar los catálogos y, teniendo en cuenta la configuración que se desea, determinar qué equipos instalar.
¡ATENCIÓN! Antes de continuar, hay que verificar si los datos del catálogo
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corresponden con los necesitados. Es decir, no se puede pensar en instalar un SAI a partir de los datos del catálogo si se especifica, por ejemplo, con un factor de potencia a la salida diferente al de las cargas, ya que se debe realizar una corrección a facilitar por el fabricante o proveedor.
Si el factor de potencia de diseño de los equipos SAI que muestra el catálogo del fabricante, normalmente 0.8 inductivo, no se corresponde con el que tienen las cargas, hay que consultar primeramente con el fabricante o distribuidor.
En caso que el fabricante no disponga de los datos para realizar las correcciones pertinentes, se deben considerar las siguientes situaciones para realizar la aproximación. Si el factor de potencia de las cargas es mayor que 0.8 inductivo, se debe añadir un factor de corrección a la potencia aparente anteriormente calculada para que el SAI pueda asumir esta carga. Si la carga es totalmente resistiva, este factor ha de ser incluso mayor. Y si se aproxima a un factor de potencia capacitivo, la situación empeora respecto a los anteriores casos y se debe incrementar ese porcentaje.
Una vez obtenida la potencia aparente mínima a la salida se debe calcular la misma a la entrada para determinar el SAI a instalar. Para completar este paso se debe considerar el rendimiento de los equipos y la corrección por altura, sin olvidar tener en cuenta la presencia o no de un filtro en la entrada, así como el tipo de éste. Añadiendo el factor de potencia a la entrada del equipo que aparece en los catálogos, es decir, el que tiene el SAI como carga, se lograría obtener la potencia aparente demandada por el equipo.
Junto a estos valores se deben considerar a la salida del SAI la THDu y el factor de cresta de las cargas, pues la tensión y la corriente generada a la salida por los equipos SAI tienen que ser compatibles con la que permiten las cargas. Al tratarse mayoritariamente de cargas electrónicas, los valores de tensión a la salida de los SAI han de encontrarse dentro de las especificaciones de la curva ITIC de las cargas
¡ATENCIÓN! Se debe tener en cuenta para la determinación del SAI el porcentaje de carga medio que se desea que tenga cada equipo. Por lo tanto, se deben utilizar los valores para el tanto por ciento escogido de acuerdo a la configuración fijada para el sistema SAI.
o Batería
Una vez determinada la potencia del SAI, se debe dimensionar la batería. Para ello lo que se debe pensar es en la autonomía mínima deseada. A partir de este dato, junto con la potencia del SAI y la tensión del bus de continua, se deben consultar los
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catálogos facilitados por los fabricantes para obtener de esta manera las características de la batería a instalar, así como la protección adecuada (ver apartados B.1.6 y B.1.7.4).
Una vez determinado el diseño de todo el sistema de emergencia que forma el conjunto de SAI, se añade a la potencia de las cargas críticas la de las cargas no críticas, para obtener toda la potencia a instalar y poder así dimensionar todos los elementos aguas arriba de las cargas, es decir, el embarrado de baja tensión, los transformadores y el grupo electrógeno, con sus respectivas protecciones.
Grupo electrógeno
La fuente auxiliar de energía, el grupo electrógeno, debe dimensionarse para alimentar toda la aplicación ante un corte prolongado de la red eléctrica. Se debe considerar toda la potencia prevista a instalar más un margen de seguridad. Como las cargas críticas y los SAI son básicamente dispositivos electrónicos, inyectarán armónicos en la instalación eléctrica.
Así que, para obtener la potencia nominal del grupo electrógeno, a la potencia total a instalar, incluyendo el margen de seguridad, se la debe multiplicar por un factor comprendido entre 1,5 y 3, según la recomendación del fabricante y del modelo del SAI, de acuerdo a su THDi. De esta manera el grupo electrógeno podrá asumir la alimentación de la instalación sin problemas. También se debe considerar la posibilidad de poder inhibir la carga de baterías de los SAI mientras la instalación es alimentada por el grupo electrógeno.
Además de las anteriores consideraciones hechas para el dimensionado del grupo electrógeno, se debe tener en cuenta la ICT-BT-40, pues trata de los aspectos a considerar para realizar una correcta instalación de éste.
Transformador
La fuente principal de energía de toda actividad actual, es decir, la electricidad llega al usuario a través de la red eléctrica. Se conectan a ella a través de cualquiera de los transformadores para obtener la energía para toda la instalación. Por ello, la potencia aparente de cada uno de los transformadores tiene que ser igual a la previsión actual de potencia a instalar más un margen por seguridad y por posibles ampliaciones, a fin de evitar un cambio prematuro por un aumento en la potencia instalada o por averías relacionadas con la falta de potencia.
Hay que tener en cuenta que la acometida de la red eléctrica se realiza a través de las celdas de protección situadas aguas arriba de los propios transformadores, por lo que no se debe olvidar realizar los cálculos adecuados para el diseño de estas celdas. También debe tenerse en cuenta el tipo de acometida y las características propias de éstas, de acuerdo al RAT, Reglamento de Alta Tensión.
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También se debe considerar en el dimensionado el espectro de armónicos en la instalación y el factor de potencia de los SAI. Los armónicos pueden provocar un sobrecalentamiento en los devanados de los transformadores al implicar más potencia, que reducirán su rendimiento y su vida útil, por lo que se debe seguir la normativa para dimensionar los transformadores según los armónicos, de acuerdo al facto k definido en el estándar IEE C57.100-1998. Además, no ha de olvidarse que el factor de potencia, el rendimiento y la carga de baterías del conjunto SAI puede provocar que la demanda de potencia sea superior a la nominal del transformador si este factor se aleja mucho de la unidad.
Cables
Ya conocidos todos los elementos a instalar, se dimensiona el cableado de distribución de la electricidad y de protección, de acuerdo a la norma UNE 20460. A fin de hacerlo eficazmente, es conveniente escoger primero el esquema de neutro a utilizar (ver aparatado A.1.4). Inmediatamente después ya se puede calcular la sección de los cables recurriendo al criterio de máxima intensidad, efectuando la comprobación y la corrección, si es el caso, analizando la máxima caída potencial permitida, de acuerdo a la normativa vigente. De esta manera se determina la máxima temperatura permitida para los cables y la longitud máxima de los diferentes circuitos.
Una vez conocida la sección de las conducciones, se deben seleccionar los cables según su tipología, de acuerdo a las tablas facilitadas por los fabricantes y a los factores de corrección pertinentes, de acuerdo a las ICT-BT-19 a la ICT-BT-21. A estos efectos, se ha de considerar tanto si se usan conductores y conducciones, como si se recurre a canalizaciones prefabricadas.
En la distribución con conductores aislados o cables se debe tener en cuenta los sistemas de fijación, soporte y protección mecánica, porque su colocación influye en la intensidad que los cables son capaces de conducir. Por otro lado, la distribución con canalizaciones prefabricadas facilita la puesta en servicio y permite una flexibilidad de instalación y modificación, por lo que se recomienda esta segunda opción.
También se debe tener cuenta en el diseño de la distribución del cableado la compatibilidad electromagnética entre los diferentes circuitos existentes en la instalación. Es conveniente separar los posibles circuitos emisores de campos electromagnéticos, como son los de potencia, de los circuitos sensibles a estas perturbaciones, como son los de control. De esta manera se evita que en los diferentes dispositivos instalados aparezcan funcionamientos anormales o inadecuados ante cualquier fenómeno imprevisto o hecho puntual. Igualmente se
debe realizar una buena puesta a tierra las cargas, para asegurar un resistencia menor a 5 Ω.
Para el caso particular de los SAI, se debe tener en cuenta que el reparto de carga cuando existe una configuración en paralelo redundante se hace por impedancia, por lo que la longitud
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de los cables para los diferentes módulos debe ser igual, tanto aguas arriba como aguas abajo, sobre todo para asegurar un reparto de carga homogéneo cuando la alimentación de las cargas se produce a través del by-pass de los equipos.
Se debe tener en cuenta que la mayor parte de la instalación eléctrica es trifásica, desde la entrada de la instalación hasta los embarrados o cuadros de cargas, tanto críticas como no críticas. Desde estos cuadros, las cargas se alimentan en régimen monofásico, donde interesa que se mantenga el mayor equilibrio posible en la carga de los conductores que forman parte de la instalación, procurando repartir uniformemente la carga entre las diferentes fases.
No se debe olvidar el dimensionado del conductor de neutro y el de protección (ver apartado B.1.5). Para el primero hay que considerar los armónicos, siempre presentes en la instalación por la naturaleza de las cargas, por lo que la sección del neutro debe ser como mínimo igual a la de las fases, aunque es más recomendable que el neutro tenga el doble de sección que las fases cuando se prevea un THDi elevado. Además, no hay que olvidar que el conductor de protección forma parte del sistema de puesta a tierra, por lo que también se debe considerar este factor en el diseño de la instalación (ver apartado B.1.9).
En el caso particular del cableado de conexión del grupo electrógeno con el punto de interconexión con la red, estos deben ser dimensionados como mínimo para el 125% de la intensidad nominal del generador y para una caída de tensión máxima del 1,5% (ITC-BT-40).
Protecciones
La elección de las protecciones adecuadas debe considerar, ante todo, el elemento del circuito al que ésta debe proteger y la funcionalidad de la protección (ver apartado B.1.7). El cálculo ha de partir de la potencia aparente de las unidades y del cableado a instalar, teniendo en cuenta las ITC-BT-22 a ITC-BT-24. En el caso particular de los circuitos de salida del grupo electrógeno, las protecciones deben estar de acuerdo a las establecidas en las correspondientes ITC que le sean aplicable.
Habiendo escogido los elementos a instalar, se dispone en su tabla de características de todos los datos necesarios para dimensionar las protecciones. Se debe prestar especial atención a la intensidad nominal, a sus curvas características I-t y a la potencia de cortocircuito, si corresponde, a fin de conocer su capacidad para abrir las protecciones. En el caso de la acometida de MT, el dato será facilitado por la empresa distribuidora.
El tipo de protección a utilizar depende tanto del elemento o circuito a proteger y como de la instalación eléctrica. Por lo tanto, la elección de una protección u otra para un determinado elemento debe tener en cuenta desde el régimen de neutro escogido hasta la continuidad de la actividad de la aplicación. En la tabla B.1 se enumeran las protecciones adecuadas a
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instalar para cada elemento, de acuerdo a la figura B.1.
Situación
Elemento Aguas arriba Aguas abajo
Transformador Celda protección Pararrayos MT
Interruptor automático enclavado
Grupo electrógeno - Interruptor automático enclavado
Embarrado BT Interruptor automático enclavado Interruptor automático Protección contra sobretensiones transitorias
Entrada Red Interruptor automático/Fusible Protección contra sobretensiones transitorias
Seccionador en carga Protección contra sobretensiones transitorias
By-pass estático Interruptor automático/Fusible Protección contra sobretensiones transitorias
Seccionador en carga Protección contra sobretensiones transitorias
SAI
By-pass manual Interruptor automático Protección contra sobretensiones transitorias
Protección contra sobretensiones transitorias
Embarrado cargas Seccionador en carga -
Críticas Diferencial (según RBT)
Magnetotérmico -
Cargas
No críticas Diferencial (según RBT)
Magnetotérmico -
Tabla B.1. Protecciones recomendadas para cada elemento
En este caso del cálculo de las protecciones, la secuencia recomendable parte de la acometida de la red eléctrica, y finaliza en los elementos que la demandan, las cargas. De esta manera se puede asegurar la selectividad de las protecciones de una manera más eficaz (ver apartado B.1.8).
Para conseguir esta selectividad y evitar también la simpatía entre la cascada de protecciones, se recomienda que los circuitos que alimentan a las cargas a partir de sus respectivos cuadros de distribución, se dividan para evitar que ante la actuación de una protección todas las cargas se queden sin alimentación.
En el caso de las cargas críticas, como se alimentan a partir del sistema SAI, se recomienda dimensionar cada división como máximo para un 10% de la intensidad de la que se alimentan, es decir, para un 10% de la corriente nominal que puede proporcionar el conjunto de equipos SAI. Esto es debido a que normalmente un equipo SAI tiene una corriente de cortocircuito baja
(aproximadamente 2×In) y que el tiempo máximo de fallo está situado alrededor de los 10ms.
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Cuadros eléctricos
El diseño del cuadro eléctrico se debe realizar meticulosamente, pues de él depende la seguridad de una instalación eléctrica. Deben proyectarse y realizarse de acuerdo a las normas propias.
En su construcción se debe tener en cuenta sobre todo la implantación del material en el interior del cuadro. Es necesario un estudio de la distribución para que no dificulte la instalación y funcionamiento de toda la aparamenta, el cableado y el mantenimiento de las distancias de aislamiento, el comportamiento térmico del conjunto y de cada elemento, así como la configuración mecánica adecuada para soportar los esfuerzos electromecánicos. También es recomendable que se agrupe la aparamenta y sus accesorios por funcionalidad.
Refrigeración y acondicionamiento salas
Aunque la funcionalidad de la aplicación no dependa exclusivamente del acondicionamiento interior de las salas del centro, no se debe olvidar este punto pues aportará el ambiente idóneo para que los elementos funcionen en condiciones óptimas de trabajo por lo que su rendimiento y su vida útil serán lo más grande posible. El rango de temperaturas ideal para las baterías es de 20º a 25ºC. Para los SAI es más amplio, entre 0º y 40ºC.
A la hora de instalar estos elementos auxiliares para el total acondicionamiento de la aplicación, se debe pensar sobre todo en la refrigeración y calefacción debido a su localización.
El suelo técnico que se instala a veces permite una fácil instalación y mantenimiento del cableado. Éste, también puede ser aprovechado por el sistema de acondicionamiento de las salas. Para una buena refrigeración de los equipos, el aire nuevo y fresco tiene que llegar por la parte inferior de éstos, traspasarlos y salir al exterior por la parte superior cuando ya se ha calentado. De esta manera, la refrigeración es más eficaz, pues se ayuda a los sistemas propios de los equipos.
¡ATENCIÓN! Ante cualquier duda en el diseño de cualquiera de los elementos y su compatibilidad con el resto de los instalados se recomienda consultar con el fabricante pertinente.
¡ATENCIÓN! Algunas aplicaciones ya tienen algunos elementos instalados. Ante esta situación se debe valorar económicamente la opción de aprovechar los elementos instalados y la de rediseñar toda la instalación. Si se escoge el primer caso, se recomienda comprobar los valores de cada elemento para asegurar el buen funcionamiento de las aplicaciones.
En la figura B.2 se muestra el esquema típico de un módulo SAI con los parámetros de diseño
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más importantes. Para el caso de una instalación típica, los parámetros de diseño más importantes se muestran en la figura B.3.
Fig. B.2 Parámetros a considerar en el cálculo de un SAI
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Fig. B.3 Parámetros a considerar en el diseño de una instalación
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B.1.3. Configuración (redundancia, reserva de espacio)
En el diseño de toda la instalación eléctrica se debe pensar en obtener la máxima fiabilidad y calidad de la energía, entendiendo por ésta la mejor calidad de onda posible y la continuidad del suministro, sobre todo a las cargas que determinan la funcionalidad de la aplicación.
Se recomienda que todos los elementos claves (transformador, grupo electrógeno y SAI) para el buen funcionamiento de la instalación sean instalados de manera redundante a fin de asegurar la continuidad de servicio de la aplicación en caso de avería o deterioro de uno de ellos. Esta medida permite a su vez realizar el mantenimiento de los elementos sin necesidad de interrumpir la actividad. En cualquier caso, la redundancia permite asumir una ampliación de la capacidad de la aplicación respecto al momento inicial, aunque siempre hay que reservar espacio para posibles crecimientos a posteriori.
El nivel de disponibilidad de la energía eléctrica para las cargas críticas debe establecerse de acuerdo a las necesidades deseadas y depende en gran medida de la configuración del conjunto SAI, sin olvidar que la red de suministro y el grupo electrógeno también intervienen en este factor.
Existen diferentes opciones a la hora de instalar el conjunto de módulos SAI asegurando la redundancia. La manera de evaluar la mejor opción para cada caso es analizar el MTBF y MTTR de cada una y compararlos.
Se consideran las siguientes puntualizaciones para cada elemento:
• Los transformadores no es necesario que tengan una placa de características idéntica, pero uno y otro han de proporcionar el mismo orden de potencia mínima y de tensión de cortocircuito para garantizar la alimentación de toda la instalación. Sí es necesario que las protecciones en cabecera de ambos deben de estar enclavadas para evitar el trabajo en paralelo que podría provocar un cortocircuito en el embarrado de baja tensión.
• En cuanto a las protecciones para el grupo electrógeno fijo y el móvil la situación es similar a la anterior.
• El conjunto SAI debe tener n+1 elementos, siendo n el número mínimo que se necesita para asegurar la continuidad de servicio de las cargas críticas. Cada módulo debe tener su by-pass estático y el conjunto, uno manual de mantenimiento.
Así, es necesario prestar especial atención a la selección del SAI y al diseño de toda la instalación eléctrica, como también a la calidad de la red de suministro y del servicio de mantenimiento de los equipos instalados.
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B.1.4. Régimen de neutro
Los esquemas de régimen de neutro se caracterizan por la forma de conectar el punto de la conexión en estrella del transformador a la tierra y de las masas de la instalación. Existen tres esquemas posibles de neutro. TT, TN e IT.
La elección no debe realizarse únicamente por criterios de seguridad, pues los tres son equivalentes en el aspecto de la protección de las personas (contacto directo e indirecto) si se respetan todas las reglas de instalación y de explotación. Lo que condiciona el régimen más adecuado para cada caso tiene que ser los imperativos reglamentarios, de continuidad de servicio, de explotación y de naturaleza de la red y los receptores. Es decir, la elección ha de partir del planteamiento inicial de la concepción de la instalación, para determinar las necesidades técnicas y económicas que garanticen una elevada calidad de servicio.
Sin embargo, al tratarse de una instalación en baja tensión, la decisión por una u otra configuración tiene que considerar en primera instancia la titularidad del centro de transformación. Si éste es propiedad de la instalación, cosa usual en industrias, el régimen recomendado es el TN-S. En cambio, si en algún caso particular el transformador pertenece a la empresa eléctrica, se recomienda mantener el régimen impuesto por ésta, habitualmente TT.
¡ATENCIÓN! No se debe utilizar bajo ningún concepto el esquema de neutro IT o neutro aislado. Aunque asegura la mejor continuidad de servicio, requiere una vigilancia periódica, pues se debe obligatoriamente actuar después del primer fallo y corregirlo para evitar los desperfectos de importancia que causaría en la instalación un segundo fallo.
Esquema TN-S
En el esquema TN-S, también denominado puesta a neutro, el punto de la conexión en estrella del transformador se conecta directamente a tierra y las masas de la instalación se conectan a este punto a través del conductor de protección. No deberán conectarse entre sí ambos conductores, excepto en un único punto de puesta a tierra de la instalación, ni combinarse neutro y protección en un solo conductor. De esta manera el conductor de neutro y el de protección son distintos, por lo que la instalación se compone de cinco cables.
Al escoger el régimen de neutro TN-S, se asumen las siguientes características:
o Ideal cuando la alimentación es a través de un centro de transformación propio y los equipos son básicamente electrónicos.
o Es necesario que existan tomas de tierra repartidas uniformemente a lo largo de la instalación.
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o En los esquemas TN cualquier intensidad de defecto franco fase-masa es una intensidad de cortocircuito. El bucle de defecto está constituido exclusivamente por elementos conductores metálicos.
o El dimensionado de la aparamenta para las desconexiones al primer defecto de aislamiento se debe realizar por cálculo, y la comprobación de la impedancia del circuito a la puesta en servicio. Hay que tener presente que cualquier modificación del circuito y de su entorno pueden variar la impedancia del mismo que pueden afectar a la correcta actuación de las protecciones.
o Es necesario que toda modificación sea realizada por un instalador autorizado, ya que cualquier defecto de aislamiento podría tener efectos destructivos importantes si no se ha vigilado la impedancia total de la instalación.
o Se pueden emplear conducciones flexibles.
o Permite disponer de un conductor de protección no contaminado, por la separación de éste del conductor de neutro.
o El esquema TN, según el tipo de local, puede presentar riesgo de incendios al ser las corrientes de defecto corrientes de cortocircuito. Pero en estos locales con riesgo de incendio es obligatorio la opción TN-S.
Este esquema de neutro determina también la técnica de protección de las personas y las técnicas de explotación. Como protección de personas es obligatoria la interconexión de las masas, el neutro y la puesta a tierra, pero en un único punto. Además, el corte debe ser al
primer defecto y omnipolar, que puede incluir el neutro (4×) o no (3×) , en función de la sección del neutro, de acuerdo a la ITC-BT-22. Y han de existir protecciones contra sobreintensidades, por lo que se utilizan interruptores automáticos o fusibles. La explotación debe cumplir con el corte ante el primer defecto de aislamiento, como puede ser un cortocircuito fase-neutro.
Esquema TT
En el esquema TT, también denominado neutro a tierra, el punto de la conexión en estrella del transformador se conecta directamente a tierra. Las masas de la instalación se conectan a una toma de tierra eléctricamente distinta o no de la toma de tierra del neutro. Las tomas de tierra pueden enmarañarse sin consecuencia para las protecciones. De esta manera la instalación consta de cuatro cables, los tres de las fases más el conductor de neutro.
Al escoger el régimen de neutro TT, se asumen las siguientes características:
o La técnica de protección de las personas es la puesta a tierra de las masas, asociado al empleo de dispositivos diferenciales residuales.
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o Las técnicas de explotación es el corte al primer defecto de aislamiento.
o Es la solución más simple, tanto para su estudio como para su ejecución, pues es el sistema que se utiliza en las alimentaciones con suministro de la red de BT.
o No necesita un mantenimiento permanente de la instalación, a excepción de algún control periódico de los dispositivos diferenciales.
o La protección está asegurada por interruptores diferenciales, que permiten la prevención o limitación del riesgo de incendio.
o Cada defecto de aislamiento comporta un corte. Este corte se limita al circuito defectuoso gracias al empleo de diferentes interruptores diferenciales en serie con diferenciales selectivos o en paralelo con subdivisiones de circuitos.
o Las cargas o partes de la instalación con corrientes de fuga importantes, deben ser objeto de medidas especiales para evitar las desconexiones intempestivas, como alimentar las cargas con transformadores de separación o usar los diferenciales adecuados a cada caso.
¡ATENCIÓN! Pueden existir diversos tipos de régimen de neutro en una instalación, siempre que haya aislamiento galvánico entre las diferentes partes.
Generalidades
La presencia de otro/s transformador/es en la instalación, aparte del existente en el centro de transformación, ya sea porque se busca el aislamiento galvánico o porque los módulos SAI presentan un transformador a la salida del ondulador, merece una especial atención en cuanto al tratamiento del neutro.
Se debe vigilar no cambiar el esquema de neutro si no hay aislamiento galvánico. Y asegurar que la instalación sólo tenga puesto a tierra el neutro en un único punto (sólo en TN), tal como se muestra en la figura B.4. Si se crean dos neutros en la instalación y se produce un cortocircuito, las corrientes de cortocircuito encontrarían dos caminos de retorno, por lo que las protecciones no actuarían y las cargas podrían quedar dañadas seriamente. Además, también saltarían los diferenciales de la instalación por la circulación de corriente por tierra y el conductor de protección quedaría contaminado.
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Fig. B.4 Conexiones PEN sistema TN-S
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Conmutación red eléctrica a grupo electrógeno
Análogamente a la situación anterior, se debe prestar atención al tratamiento del neutro del grupo electrógeno y su compatibilidad con el del centro de transformación. El grupo electrógeno de la instalación se clasifica como una instalación asistida, de acuerdo a la ITC-BT-40, pues existe una conexión eléctrica con la red eléctrica pública con las premisas de que las fuentes de energía no pueden trabajar en paralelo y únicamente pueden tener conexión en un punto.
Se entiende como red pública a las redes eléctricas que pertenecen o son explotadas por empresas cuyo fin principal es la distribución de energía eléctrica para su venta a terceros.
El problema radica en la compatibilidad del neutro cuando se realiza la transferencia de carga desde la alimentación principal de red al grupo electrógeno cuando hay corte en la primera. Se pueden considerar dos escenarios bajo esta circunstancia.
a) Transferencia con corte
El cambio de alimentación de la instalación de la red eléctrica pública al grupo electrógeno puede tener una interrupción sin perjudicar a la funcionalidad de la aplicación debido a la presencia de los SAI.
b) Transferencia sin corte
La transferencia también se puede realizar sin corte en la alimentación, es decir, sin que exista una interrupción en el suministro a las cargas desde una fuente de alterna como son la red eléctrica y el grupo electrógeno, de acuerdo a la ITC-BT-40.
Se deben tener en cuenta los siguientes puntos enumerados en la ITC:
o La transferencia de carga sin corte se debe efectuar en un único punto, es decir, sólo puede haber una única conmutación sin corte.
o Sólo se puede considerar esta opción para generadores que proporcionen una potencia mayor a 100 kVA.
o Se debe instalar un equipo de sincronización que no podrá mantener la interconexión del grupo electrógeno con la red más de cinco segundos.
o Durante esta interconexión, se desconectará el neutro del generador de tierra mediante un contacto auxiliar del conmutador.
o El sistema de conmutación se instalará junto al equipo de medida y accesible a la empresa distribuidora.
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o Se deben incluir los sistemas de protección adecuada para sobrecarga, cortocircuito, tensión y frecuencia fuera de límites, falta de sincronismo, potencia inversa y enclavamiento para no energizar la línea sin tensión.
o Estos elementos de protección deben ser precintables, para evitar la modificación de los parámetros de conmutación iniciales, y accesibles a la empresa distribuidora.
o El dispositivo de maniobra del conmutador será accesible al propietario del grupo.
B.1.5. Sección del neutro y de los cables
La mayoría de las cargas de las aplicaciones actuales son de carácter electrónico. Debido a esta situación, la presencia de armónicos en la red eléctrica de la instalación puede llegar a ser importante. Por esta causa, como ya se ha comentado en el apartado B.1.2, la sección del neutro se recomienda que sea como mínimo la misma que la de las fases. Si el contenido de armónicos se prevé muy elevado, la sección del neutro debe ser el doble de la de las fases.
En la ICT-BT-08 se añaden unas prescripciones especiales en las redes de distribución para la aplicación del esquema TN. Cabe destacar que las secciones mínimas para el conductor neutro ahí estipuladas son muy inferiores a las recomendadas.
La continuidad del conductor neutro tiene que quedar asegurada en todo momento en toda la instalación para mantener la referencia de potencial, salvo que esta interrupción sea realizada por alguno de los dispositivos siguientes:
o Interruptores o seccionadores omnipolares que actúen sobre el neutro al mismo tiempo que en las fases, corte omnipolar simultáneo, o que se establezca la conexión del neutro antes que las fases y desconecten éstas antes que el neutro.
o Uniones amovibles en el neutro próximas a los interruptores o seccionadores de los conductores de fase, debidamente señalizadas y que sólo puedan ser maniobradas mediante herramientas adecuadas, no debiendo, en este caso, ser seccionado el neutro sin que lo estén previamente las fases, ni conectadas éstas sin haberlo sido previamente el neutro.
El tipo de protección que se debe usar depende del régimen de neutro escogido y de la sección del neutro respecto a las fases tal como se puede ver en la tabla B.2 (ITC-BT-22).
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3 F + N Circuitos Sn ≥ Sf Sn < Sf
3 F F +N 2 F
Esquemas F F F N F F F N F F F F N F F
TN-S P P P - P P P P 3/5 P P P P - P P
TT P P P - P P P P 3/5 P P P P - P P
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Tabla B.2 Protecciones según sección de los cables
NOTAS: P: significa que debe preverse un dispositivo de protección sobre el conductor correspondiente
Sn: sección del conductor de neutro Sf: sección del conductor de fase 2: excepto cuando haya protección diferencial
3: en este caso el corte y la conexión del conductor de neutro debe ser tal que el conductor neutro no sea cortado antes de que los conductores de fase y que se conecte al mismo tiempo o antes que los conductores de fase.
5: salvo que el conductor de neutro esté protegido contra los cortocircuitos por el dispositivo de protección de los conductores de fase y la intensidad máxima que recorre el conductor neutro en servicio normal sea netamente inferior al valor de intensidad admisible en este conductor.
B.1.6. Baterías de los equipos SAI
La batería es el elemento que proporciona la energía de emergencia a las cargas críticas cuando en la fuente principal se producen cortes o defectos que pueden afectar a la funcionalidad. Pero también es un elemento frágil. Por esto, se la debe prestar la atención que le corresponde.
Los tipos de batería que se usan normalmente en los equipos SAI son las de plomo-ácido estancas (o de recombinación de gases), las de plomo-ácido abiertas y las de níquel-cadmio. Se recomienda que se escoja las de tipo plomo-ácido estancas, pues requieren poco mantenimiento, su vida útil es similar a los otros dos tipos y la sala donde se colocan no precisa más que el acondicionamiento adecuado.
Además, se recomienda que se instale en una sala aparte de los módulos, debidamente climatizada, entre 20º y 25ºC, para no perjudicar su tiempo de vida; en bancada, mejor que en armario, para facilitar las tareas de mantenimiento a realizar; y con la protección propia adecuada (ver apartado B.1.7.4).
La configuración apropiada, cuando existe más de un módulo SAI, debe satisfacer las especificaciones del usuario. Si se desea una mayor fiabilidad, cada módulo debe tener su propia batería, y si se quiere una mayor autonomía, se deben disponer una única en paralelo. De esta manera se obtiene la redundancia deseada, ya que si sólo hubiera un módulo de baterías para todo el grupo, cualquier incidente en una de las celdas afectaría al
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funcionamiento de todo el conjunto de SAI y, por tanto, a las cargas críticas por lo que la aplicación no cumpliría con su cometido.
B.1.7. Protecciones
Toda instalación eléctrica tiene que estar dotada de una serie de protecciones que la hagan segura, tanto desde el punto de vista de los conductores y los aparatos a ellos conectados, como de las personas que han de trabajar con ella. Cuando se selecciona el sistema de protecciones deben ser tenidos en cuenta tres parámetros: las características de la red, las especificaciones de la instalación y las características propias de los circuitos a proteger.
Existen muchos tipos de protecciones, que pueden hacer a una instalación eléctrica completamente segura ante cualquier contingencia, pero hay tres que deben usarse en todo tipo de instalación: sobretensiones (ITC-BT-23), cortocircuitos (ITC-BT-22) y de personas (ITC-BT-24). Estas protecciones eléctricas se describen con detalle a continuación.
B.1.7.1 Sobretensiones
Las instalaciones se alimentan a través de las diferentes líneas que forman la red eléctrica. Esta circunstancia lleva consigo que la(s) línea(s) que alimentan las instalaciones puede(n) verse afectada(s) por descargas atmosféricas. Se distinguen dos tipos de descargas atmosféricas:
o Descargas directas: El rayo alcanza directamente el conductor de la línea de media tensión a la cual está conectada la instalación. Éste se propaga a través de la línea hasta la instalación. Este caso no es muy frecuente en las líneas de media tensión.
o Descargas indirectas. El rayo alcanza un objeto (por ejemplo, un árbol) cerca de la línea de media tensión o de la aplicación. Por influencia inductiva, capacitiva o resistiva, la sobretensión se introduce al conductor de la línea de media tensión, a la red de baja tensión o a la red de tierras.
Las sobretensiones transitorias que se transmiten por las redes de distribución, se originan, fundamentalmente, como consecuencia de las descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos en las mismas. El nivel de sobretensión que puede aparecer en la red es función del: nivel isoceraúnico estimado, tipo de acometida aérea o subterránea, proximidad del transformador de MT/BT, etc.
Los dispositivos de protección contra sobretensiones de origen atmosférico deben seleccionarse de forma que su nivel de protección sea inferior a la tensión soportada a impulso de la categoría de los equipos y materiales que se prevé que se vayan a instalar, tal
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como se indica en la tabla B.3 de la ITC-BT-23.
TENSIÓN NOMINAL DE LA INSTALACIÓN TENSIÓN SOPORTADA A IMPULSOS 1,2/50 (kV)
SISTEMAS TRIFÁSICO
S
SISTEMAS MONOFÁSICO
S
CATEGORÍA IV
CATEGORÍA III
CATEGORÍA II
CATEGORÍA I
230/400 230 6 4 2,5 1,5 400/690
1000 -- -- 8 6 4 2,5
Tabla B.3 Categorías de las sobretensiones
Las categorías de sobretensiones permiten distinguir los diversos grados de tensión soportada a las sobretensiones en cada una de las partes de la instalación, equipos y receptores. Mediante una adecuada selección de la categoría, se puede lograr la coordinación del aislamiento necesario en el conjunto de la instalación, reduciendo el riesgo de fallo a un nivel aceptable y proporcionando una base para el control de la sobretensión.
Las categorías indican los valores de tensión soportada a la onda de choque de sobretensión que deben de tener los equipos, determinando, a su vez, el valor límite máximo de tensión residual que deben permitir los diferentes dispositivos de protección de cada zona para evitar el posible daño de dichos equipos. La reducción de las sobretensiones de entrada a valores inferiores a los indicados en cada categoría se consigue con una estrategia de protección en cascada que integra tres niveles de protección: basta, media y fina, logrando de esta forma un nivel de tensión residual no peligroso para los equipos y una capacidad de derivación de energía que prolonga la vida y efectividad de los dispositivos de protección.
Cuando se prevé un bajo riesgo de sobretensiones en una instalación, debido a que está alimentada por una red subterránea en su totalidad, se considera suficiente la resistencia a las sobretensiones de los equipos que se indica en la tabla B.3 y no se requiere ninguna protección suplementaria contra las sobretensiones transitorias.
Protección en media tensión
Puesto que la mayoría de las sobretensiones entran en los centros de transformación a través de acometida en media tensión, se recomienda la instalación de pararrayos de oxido de metal en el lado de media tensión de los transformadores MT/BT de la instalación. La elección de los pararrayos depende de:
o Nivel de tensión nominal
o Sistema de neutro en MT
o Nivel isoceráunico de la zona
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La incidencia que la sobretensión puede tener en la seguridad de las personas, instalaciones y equipos, así como su repercusión en la continuidad del servicio es función de la coordinación del aislamiento de los equipos; las características de los dispositivos de protección contra sobretensiones, su instalación y su ubicación; y la existencia de una adecuada red de tierras.
Estos dispositivos de protección contra sobretensiones de origen atmosférico deben seleccionarse de forma que su nivel de protección sea inferior a la tensión soportada a impulso de la categoría de los equipos y materiales que se prevé que se vayan a instalar.
La instalación del pararrayos se efectúa en estrella con una conexión a tierra, como se observa en la figura B.5. Se tiene que procurar una conexión directa con la tierra, con la menor longitud posible. Para garantizar una protección del transformador contra las sobretensiones, la distancia máxima entre pararrayos y transformador no debe superar una longitud determinada (aproximadamente 5 m).
Fig. B.5 Conexionado protección en MT
Aunque, la parte de media tensión esté protegida y el pararrayos actúe correctamente, la sobretensión restante en los bornes de MT del transformador se propaga a través de las capacidades de acoplamiento al lado de la BT y provoca una sobretensión en este lado. Por lo tanto, en el lado de BT se precisa también una protección contra estas sobretensiones.
Así, la protección de sobretensión en MT tiene la función de proteger el transformador y disminuir la energía de la sobretensión, es decir, los pararrayos colocados en MT tienen la función de protección gruesa.
Protección en BT
El esquema de protección depende principalmente del régimen de neutro utilizado en la red de BT. En este caso, se deben considerar los dos posibles esquemas de protección utilizados frecuentemente.
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Esquema TN
El esquema de TN-S es el que se recomienda emplear aguas debajo de los SAI, si se puede cambiar a este régimen. El esquema de conexión de las protecciones contra sobretensiones se muestra en la figura B.6 (según DIN VDE 0100). Como se observa, los descargadores se conectarán entre cada uno de los conductores de fase y el conductor de protección. No obstante se permiten otras formas de conexión, siempre que se demuestre su eficacia.
Fig. B.6 Conexionado protección sobretensiones en BT con esquema TN-S
Esquema TT
El esquema de TT puede estar presente en la mayoría de instalaciones españolas. El esquema de conexión de las protecciones contra sobretensiones se muestra en la figura B.7 (según DIN VDE 0100). Como se observa en la figura, los descargadores se conectarán entre cada uno de los conductores, incluyendo el neutro o compensador y la tierra de la instalación.
Fig. B.7 Conexionado protección sobretensiones en BT con esquema TT
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B.1.7.2 Cortocircuitos
Un cortocircuito es la unión de dos conductores o partes de un circuito eléctrico, con una diferencia de potencial o tensión entre sí, sin ninguna impedancia eléctrica entre ellos. Este efecto, según la ley de Ohm, al ser la impedancia cero, hace que la intensidad tienda a infinito, con lo cual peligra la integridad de conductores y máquinas debido al calor generado por dicha intensidad, debido al efecto Joule. En la práctica, la intensidad producida por un cortocircuito, siempre queda amortiguada por la resistencia de los propios conductores que, aunque muy pequeña, nunca es cero.
Los dispositivos empleados para la protección contra cortocircuitos son fusibles calibrados (también llamados cortacircuitos) y/o interruptores automáticos magnetotérmicos. La diferencia entre ambos radica en que el fusible limita instantáneamente la corriente de cortocircuito. En cambio, los interruptores automáticos eliminan el defecto cuando la onda pasa por cero. Así, los interruptores sólo se suelen usar con corriente alterna mientras que los fusibles pueden instalarse en circuitos de corriente continua.
Fusibles o cortacircuitos
Los fusibles tienen la función de abrir un circuito eléctrico en caso de que aparezcan corrientes anómalas causadas por un cortocircuito. Tienen la ventaja añadida de poder limitar las corrientes elevadas de las faltas. Y sus principales características son la fiabilidad y la sencillez en términos de protección, y su precio económico.
Los dos parámetros a considerar para eliminar un cortocircuito son el verdadero valor del pico de corriente alcanzado en el circuito protegido, que es cuando funde, y el valor eficaz de la corriente que puede alcanzarse en el circuito ante la ausencia de fusibles.
Los fusibles o cortacircuitos no son más que una sección de hilo más fino que los conductores normales, colocado en la entrada del circuito a proteger, para que al producirse un aumento de la corriente debido al cortocircuito, sea la parte que más se caliente, y por lo tanto, la primera en fundirse. Una vez interrumpida la corriente, el resto del circuito ya no sufre daño alguno.
Si If es la intensidad a la cual ha de fundir un fusible, en función de la intensidad que ha de atravesarlos para que fundan en un segundo se diferencian tres tipos de fusibles:
o Los de acompañamiento, aM, funden en un segundo para I = 8·If
o Los fusibles lentos, gT, funden en un segundo para I = 5·If
o Los fusibles rápidos, gF, funden en un segundo para I = 2,5·If
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Los fusibles de acompañamiento (aM) se fabrican especialmente para la protección de motores, debido a que aguanten sin fundirse las puntas de intensidad que estos absorben en el arranque. Su nombre proviene de que han de ir acompañados de otros elementos de protección, como son generalmente los relés térmicos.
Los fusibles lentos (gT) son los menos utilizados, empleándose para la protección de redes aéreas de distribución generalmente, debido a los cortocircuitos momentáneos que los árboles o el viento pueden hacer entre los conductores.
Los fusibles rápidos (gF) se emplean para la protección de redes de distribución con cables aislados y para los circuitos de alumbrado generalmente.
A la hora de escoger que tipo de fusible utilizar, deben considerarse diversos factores correctores que dependen del estrés térmico, la corriente nominal, la temperatura ambiente, el tipo de circuito (corriente alterna o continua),…
Los cartuchos fusibles de los tipos gF y gT bien elegidos, en cuanto a intensidad de fusión, se pueden emplear también como protección contra sobrecargas, principalmente en instalaciones de alumbrado y de distribución. Aunque es más recomendable usar los interruptores magnetotérmicos para las situaciones de sobrecarga y los fusibles para los cortocircuitos.
Nunca debe de emplearse el tipo aM para la situación del párrafo anterior, ya que éstos están diseñados especialmente para la protección contra cortocircuito de los motores eléctricos. Y tampoco deben emplearse con corriente continua, si bien los otros dos tipos sí.
No se debe olvidar que cada cartucho fusible tiene en realidad unas curvas de fusión, que pueden diferir algo de las definiciones anteriores, en función de los fabricantes.
Los fusibles tienen una función simple o doble dependiendo del esquema de neutro:
o TT: contra sobrecorrientes
o TNS: contra sobrecorrientes y contra contactos indirectos
Por sobrecorrientes se entiende toda intensidad que en un circuito supera el valor nominal asignado, es decir, incluye tanto las sobrecargas como los cortocircuitos.
Algunas propiedades de los fusibles, como la capacidad de apertura, pueden variar cuando se utilizan a una altura elevada. Solamente se pueden instalar fusibles en paralelo cuando ambos tienen el mismo calibre y capacidad de corte. En cambio, sí se pueden instalar en serie, aunque no es recomendable cuando no se puede despejar la falta en menos de 10ms.
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Interruptores automáticos magnetotérmicos
Estos dispositivos se emplean para la protección de los circuitos eléctricos, contra cortocircuitos y sobrecargas, en sustitución de los fusibles, ya que tienen la ventaja de que no hay que reponerlos; cuando desconectan debido a una sobrecarga o un cortocircuito, se rearman de nuevo y siguen funcionando.
Según el numero de polos, se clasifican éstos en: unipolares, bipolares, tripolares y tetrapolares. Estos últimos se utilizan normalmente para redes trifásicas con neutro.
Los interruptores automáticos magnetotérmicos, se emplean para instalaciones de Baja Tensión en general y suelen fabricarse para intensidades entre 5 y 125 amperios, de forma modular y calibración fija, sin posibilidad de regulación. Para intensidades mayores, en instalaciones industriales, de hasta 1.000 A o más, suelen estar provistos de una regulación externa, al menos para el elemento magnético, de protección contra cortocircuitos.
Existen varios tipos de estos interruptores automáticos magnetotérmicos, definidos por sus características de desconexión tiempo-intensidad, en cuanto a la desconexión contra cortocircuitos se refiere (desconexión magnética), para una mejor protección de los distintos tipos de circuitos a proteger. Los tipos que hay actualmente en el mercado son muchos, atendiendo a diversas y variadas normas (EN, UNE, CEI, etc.), por lo cual los vamos a clasificar en dos columnas, en una ponemos los mas antiguos, pero aun muy utilizados, y en la otra los mas actuales, normalizados como EN (norma europea), y siendo In su intensidad nominal y para que desconecten en un tiempo máximo de 0,1 segundos son los referidos en la siguiente tabla B.4.
Tipos Normalizados EN 60.898 y 60.947 Límites de desconexión
L entre 2,4 y 3,5 In U entre 3,5 y 8,0 In G entre 7,0 y 10 In B entre 3 y 5 In C entre 5 y 10 In D entre 10 y 20 In
MA fijo a 12 In Z entre 2,4 y 3,6 In
ICP-M entre 5 y 8 In
Tabla B.4 Tipos y características de los interruptores automáticos
o Los tipos L y B se emplean para la protección de redes grandes de cables y generadores.
o Los tipos U y C se emplean para la protección de receptores en general y líneas cortas.
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o El tipo G se emplea para la protección de los motores y transformadores en general.
o El tipo D se emplea para la protección de cables y receptores con puntas de carga muy elevadas.
o El tipo MA es un diseño especial para la protección de motores.
o El tipo Z es un diseño especial para la protección de circuitos electrónicos.
o El tipo ICP-M (Interruptor de Control de Potencia con reenganche Manual), es un diseño especial, para el control de potencia por las compañías distribuidoras. Aunque su función principal es de tarifación eléctrica, también se puede emplear como interruptor magnetotérmico de protección general.
Otra característica a tener en cuenta, cuando hemos de seleccionar un interruptor magnetotérmico, es su poder de corte en carga, que puede ser distinto dentro de un mismo tipo de curva de desconexión. Los valores de fabricación más normales de la intensidad máxima que pueden cortar, ante un cortocircuito, son: 1,5; 3; 4,5; 6; 10; 15; 20; y 25 KA.
B.1.7.3 Personas (contactos directos e indirectos)
La protección de personas depende básicamente del esquema de neutro que se defina para la instalación. Si el esquema es TT, se debe usar el diferencial. Si el esquema es TN, éste no hace falta, aunque si se usa disminuye el riesgo de incendio, pero aumentan las posibilidades de disparos intempestivos.
La protección de personas y de los bienes materiales adquiere una elevada prioridad debido a que la energía eléctrica es un elemento básico para toda actividad actual. Los dispositivos de protección contra corrientes de defecto, los interruptores diferenciales, tienen una gran importancia por su gran efectividad y amplio margen de protección que ofrece.
Por lo general, la seguridad ante accidentes en aplicaciones eléctricas queda garantizada por medio del aislamiento básico incluido en el diseño constructivo de todos los aparatos. Sin embargo, en este aislamiento pueden producirse daños que provocan defectos que requieren medidas de protección adicionales contra las fuertes corrientes, ya que éstas podrían circular cuando una persona entre en contacto con partes bajo tensión. De acuerdo a estos hechos, se debe procurar colocar en primer plano la protección contra contacto indirecto y luego, la protección adicional contra contacto indirecto.
Un defecto de aislamiento puede tener como efectos un contacto corporal, un cortocircuito o un defecto a tierra. Si es el primero, se considera un peligro de accidente. Si son uno de los otros dos, representan un peligro de incendio. Para evitar estas consecuencias se deben utilizar los interruptores por defecto a tierra o diferenciales.
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Las aplicaciones actuales presentan una red eléctrica con muchos receptores electrónicos. Este tipo de receptores son la causa de los fenómenos siguientes que hacen que aumente mucho la posibilidad de disparos intempestivos de las protecciones diferenciales, pues presentan fugas permanentes a 50 Hz que serán muy importantes en la cabecera de los circuitos principales; todos los condensadores unidos a masa de los filtros electrónicos de cada uno de estos receptores a través de los cuales se producen estas fugas son un camino a través del cual se van a cerrar posibles picos de corrientes transitorias provocadas por la conexión y desconexión de otros circuitos, rayos, etc; y estos receptores también suelen introducir tasas de armónicos muy elevadas en la instalación, que al ser corrientes de frecuencias bastante superiores a la fundamental, fugan con mayor facilidad hacia tierra a través de las capacidades de la red y de los propios receptores electrónicos.
Para evitar estos problemas deben tomarse las medidas siguientes al mismo tiempo:
o Según las fugas permanentes de los receptores a alimentar, si se utilizan diferenciales clase B o clase A estándar (ver aparatado siguiente), no acumular nunca más corriente de fuga que el 30 % de la sensibilidad del diferencial. Con lo cual hay que calcular muy bien cómo se subdividen los circuitos, saber siempre qué receptor habrá al final de cada circuito, con lo cual se podrá calcular cuántos circuitos se pueden conectar bajo cada diferencial.
o Utilizar preferentemente diferenciales de clase A capaces de detectar no sólo las fugas de corriente alterna sino también las fugas de corrientes continuas pulsantes, que son las que se tienen en un aparato electrónico cuando en su interior se produce un accidente o defecto de aislamiento. Además, es recomendable que sean también temporizados. Los de clase A son mucho más seguros que los diferenciales habitualmente utilizados, que son clase B, ya que éstos son incapaces de detectar fugas de corrientes pulsantes. Al tener una frecuencia de 50 Hz, si su intensidad eficaz y su tensión son lo bastante elevadas, las corrientes pulsantes son casi igual de peligrosas para las personas que la corriente alterna normal con lo cual es necesario detectarlas y cortarlas.
o Utilizar, en los casos que sea posible, diferenciales de alta sensibilidad (30 mA o menos), instantáneos, para la protección de los receptores terminales, es decir, si por debajo ya no hay más protecciones diferenciales. Pero hay que tener en cuenta que el número de equipos electrónicos es de la instalación es elevado, por lo que las corrientes de fuga serán importantes. Así que estos 30 mA pueden ser un margen pequeño.
Las redes de cable suelen ser bastante extensas en metros acumulados en las instalaciones. Este parámetro no sólo afecta a la propia instalación sino que, en algún caso en que haya una
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zona que no esté perfectamente aislada galvánicamente mediante transformadores separadores del resto de la instalación, se pueden ver afectados otros circuitos del resto de la instalación, por lo que los disparos intempestivos por simpatía serán mucho más habituales.
Estos son debidos a que las capacidades de la propia red de cables son elevadas y los transitorios de conexión, etc., se pueden transmitir a través de las mismas provocando la actuación del diferencial.
Para evitar estos problemas es necesario no acumular mucha longitud de cable (o muchos circuitos cuyas longitudes se suman entre sí), bajo cada diferencial, no sólo de la instalación sino del resto de instalación.
Contactos indirectos
En el contacto indirecto, la corriente de defecto debida a un aparato con el aislante en estado defectuoso circula por el conductor de protección, PE, a tierra. Una persona que toca el aparato dañado al mismo tiempo que se produce el defecto, se conecta en paralelo al circuito de defecto. Debido a la relación resistencia conductor de protección/persona, la mayor parte de la corriente circula por el conductor de protección.
Frente a los peligros de la corriente eléctrica, la seguridad de las personas, ha de estar fundamentada en que nunca puedan estar sometidas involuntariamente a una tensión peligrosa. Por tal motivo, para la protección contra electrocución deben de ponerse los medios necesarios para que esto nunca ocurra. La reglamentación actual clasifica las protecciones contra contactos indirectos, que pueden dar lugar a electrocución en dos clases:
o Clase A: Esta clase consiste en tomar medidas que eviten el riesgo en todo momento, de tocar partes en tensión, o susceptibles de estarlo, y las medidas a tomar son:
• Separación de circuitos
• Empleo de pequeñas tensiones de seguridad (50, 24 o 15 V)
• Aislamiento entre partes con tensión y masas metálicas
• Inaccesibilidad simultanea entre conductores y masas
• Recubrimiento de las masas con elementos aislantes
• Conexiones equipotenciales
o Clase B: Este sistema que es el más empleado, tanto en instalaciones domésticas como industriales, consiste en la puesta a tierra de las masas, asociada a un dispositivo de corte automático (relé o controlador de aislamiento), que desconecte la instalación defectuosa.
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Por ello se emplean principalmente dos tipos de protecciones diferentes, a saber:
o Puesta a tierra de las masas
o Relés de control de aislamiento, que a su vez pueden ser:
• Interruptores diferenciales, para redes con neutro a tierra
• Relés de aislamiento, para redes con neutro aislado
Las dos protecciones más empleadas, tanto doméstica como industrialmente, son el interruptor diferencial y la puesta a tierra de las masas, puesto que casi siempre se emplean redes de distribución con el neutro accesible y puesto a tierra, bien sea directamente o a través de una pequeña impedancia.
Contacto directo
El contacto directo, normalmente involuntario, se produce cuando la persona toca elementos que en condiciones normales conducen la energía eléctrica u otras partes conductoras sin puesta a tierra que en caso de defecto quedan bajo tensión. Aquí la persona hace el papel de conductor de protección, por lo que la magnitud de la corriente que puede atravesar su cuerpo puede ser lo suficientemente importante como para provocar su muerte. La solución más eficaz es instalar equipos con la IP, índice de protección, adecuados.
Los interruptores diferenciales se fabrican para muchos valores de sensibilidad (Is), según sea la longitud de las líneas a proteger y el tipo y condiciones de la instalación, incluso se fabrican con sensibilidad ajustable, para que sea adaptable a la instalación.
No obstante los empleados domésticamente y en instalaciones de poca potencia, que se suelen fabricar compactos y para intensidades nominales de entre 5 y 125 A, suelen tener dos tipos de sensibilidad fija sin posibilidad de ser modificada. Éstas son:
o Diferenciales de media sensibilidad: Is = 0,3 A = 300 mA
o Diferenciales de alta sensibilidad: Is = 0,03 A = 30 mA
Los primeros, que son los mas utilizados, y se deben de emplear en las instalaciones con puesta a tierra; mientras que los segundos, se podrían emplear incluso en instalaciones sin puesta a tierra, debido a la pequeña corriente de fuga que necesitan para su desconexión.
Los interruptores diferenciales de gran potencia, de 150 a más de 1.000 A, que se emplean para la protección de las instalaciones industriales de gran potencia y baja tensión, suelen tener sensibilidad ajustable en escalones, siendo los valores más normales: 0,03; 0,1; 0,3; 0,5, 0,8; 1 y 2 A.
Al tratarse de una instalación donde las cargas son principalmente electrónicas, no se debe
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olvidar que las corrientes de fuga serán elevadas por lo que los diferenciales usados comúnmente dispararían continuamente. Así, los que se deben instalar tienen que ser selectivos y con programación del retardo, es decir, inmunizados.
Para asegurar el funcionamiento de los interruptores diferenciales en la instalación se debe comprobar que no haya ninguna conexión eléctrica entre el conductor de neutro y el de protección, y/o entre el conductor neutro de dos o más interruptores diferenciales.
También es posible que se produzcan desconexiones no deseadas de los interruptores diferenciales ocasionadas por tormentas eléctricas o sobretensiones producidas por maniobras en la red. Estas desconexiones hay que tenerlas especialmente en cuenta en instalaciones de consumidores eléctricos donde no existen o son inapropiadas las protecciones contra sobretensiones, y/o en los aparatos instalados que no tienen compatibilidad electromagnética. En este caso, se deben utilizar los interruptores diferenciales sensibles a las corrientes pulsantes, resistentes en gran medida a las corrientes de choque.
Otro factor a considerar es cuando en la instalación eléctrica se conectan protecciones contra sobretensiones adicionales. Se las debe colocar delante de los interruptores diferenciales para evitar desconexiones no deseadas debidas a la actuación de estas protecciones.
B.1.7.4 Baterías
El mayor riesgo que se puede producir en esta parte de la instalación con corriente continua es que al conectar los cables procedentes de las baterías la polaridad de éstos esté invertida respecto a la del bus de continua de los SAI. Si no se dispone del dispositivo adecuado, se puede considerar el uso de diodos.
Además de asegurar la no inversión de los polos, también se debe instalar el tipo de protección adecuado para cortocircuitos y sobrecarga de corriente continua. Se puede hacer con un fusible en la zona de continua, aunque la corriente continua es más difícil de cortar.
Hay que tener en cuenta que el tiempo de prearco en un fusible es idéntico en corriente alterna y continua. Igualmente sucede con la curva característica y la corriente de corte limitada residual. En cambio, el tiempo de arco es mayor en corriente continua porque no hay un paso por cero. De esta manera se necesitan unos fusibles para continua de mayor tamaño que para alterna, aunque tengan el mismo calibre.
Otros dispositivos que se pueden utilizar son los interruptores automáticos. La elección del tipo de interruptor para la protección de una instalación en corriente continua, depende esencialmente de los criterios siguientes:
o La intensidad nominal que permite elegir el calibre
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o La tensión nominal que permite determinar el número de polos en serie que deben participar en el corte
o La intensidad de cortocircuito máxima en el punto de instalación, que permite definir el poder de corte
o El tipo de red (ver tabla B.5)
El valor de la intensidad de cortocircuito en bornes de una batería para un cortocircuito en
sus bornes, una batería presenta una intensidad dada por la ley de Ohm:
= , donde
es la tensión máxima de descarga (batería cargada al 100 %)
es la resistencia interna equivalente al conjunto de los elementos (valor en general dado por el constructor en función de la capacidad en Amperios-hora de la batería)
Tipo de red
Redes con puesta a tierra la fuente tiene una polaridad
puesta a tierra
La fuente tiene un punto medio puesto a tierra
Redes aisladas de tierra
Esquemas y diferentes casos de defecto
Defecto A
Icc máxima unicamente la polaridad positiva se ve afectada
Icc próxima a Icc máxima, sólo afecta a la polaridad positiva bajo la tensión mitad U/2
Sin consecuencias
Defecto B Icc máxima afecta a las 2 polaridades
Icc máxima las 2 polaridades se ven afectadas
Icc máxima implica a las 2 polaridades
Análisis de cada defecto
Defecto C Sin consecuencias Ídem defecto A, pero es la polaridad negativa la que interviene
Sin consecuencias
Caso más desfavorable
Defecto A Defectos A y C Defecto B
Reparto de los polos de corte
Todos los polos que deben participar efectivamente en el corte se sitúan en serie sobre la polaridad positiva
Prever sobre cada polaridad el número de polos necesarios para cortar Icc máx. bajo la tensión U/2
Repartir el número de polos necesarios para el corte sobre cada polaridad
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B.1.8. Selectividad horizontal y vertical
La selectividad consiste en la coordinación de las protecciones en la instalación eléctrica para que un defecto por sobrecarga o cortocircuito, producido en un punto cualquiera de un circuito, sea eliminado por el dispositivo situado inmediatamente encima del defecto y sólo por él.
La actuación selectiva entre los dispositivos de protección se debe comprobar mediante el análisis de su comportamiento sobre la base de las relaciones corriente-tiempo. Los tiempos de disparo y las corrientes de reacción para la desconexión de los aparatos conectados en serie deben tener entre sí, según el nivel de tensión y del tipo de aparato, el intervalo de seguridad correspondiente.
Aunque existen diferentes métodos de selectividad, se recomienda que se recurra a la selectividad total, pues el objetivo es proporcionar calidad y fiabilidad del suministro eléctrico en la instalación, por lo que se deben determinar las calibraciones óptimas de los sistemas de protección y desconexión de las cargas para asegurar que únicamente actúe la protección interesada en el defecto. Es decir, las curvas características de los diferentes dispositivos en cascada no se deben superponer. Si existe una pequeña superposición, pero únicamente en la zona más baja de la curva característica, la selectividad es parcial.
Hay que tener en cuenta que la corriente de cortocircuito puede variar de un punto a otro de la instalación. Aumenta con la potencia de la red de alimentación y también si las cargas son electrónicas y están en paralelo.
También es conveniente que de los cuadros de distribución de las cargas partan diferentes circuitos. De esta manera el coste de la aparamenta disminuye, pues las corrientes de cortocircuito son menores y las perturbaciones que pueda producir una carga afectan sólo a su circuito. Igualmente, también se acrecienta la calidad y la continuidad de la alimentación, ya que se evita el disparo por simpatía y se garantiza la selectividad entre las diferentes ramas.
Un análisis riguroso de la combinación las protecciones (interruptores automáticos, interruptores magnetotérmicos, fusibles...) proporciona una perfecta selectividad y ofrece una economía y seguridad. A continuación se enumeran algunos casos de selectividad que pueden aparecer en la instalación eléctrica:
Selectividad entre fusibles conectados en serie
Los fusibles conectados en serie se comportan selectivamente cuando sus curvas características, más concretamente sus bandas de dispersión, no se tocan y mantienen suficiente distancia una de la otra.
Para las corrientes de cortocircuito muy elevadas, el anterior párrafo no es suficiente
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por sí solo. En este caso, únicamente se puede garantizar la selectividad si el valor térmico de la corriente (I2·t) durante el tiempo de fusión y de extinción del arco del fusible conectado aguas abajo es menor que el valor térmico de la corriente (I2·ts) durante el tiempo de fusión de fusible conectado aguas arriba.
Selectividad de interruptores automáticos conectados en serie
Los interruptores automáticos conectados en serie pueden tener un comportamiento selectivo ante cualquier corriente de cortocircuito que pueda producirse en la instalación. Esta selectividad se puede conseguir por escalonamiento de las corrientes de reacción de los disparadores por sobreintensidad sin retardo, es decir, por selectividad de corrientes. O también por selectividad mediante disparadores por sobreintensidad con retardo breve, es decir, selectividad por tiempos.
En ambos casos, para mantener la tolerancia para las corrientes de reacción de los disparadores por cortocircuito, los valores del escalonamiento entre los diferentes interruptores deben diferenciarse, como mínimo, en un factor de 1,5.
Selectividad entre un fusible e interruptores automáticos subordinados
En este caso, se tiene selectividad en el rango de sobrecargas cuando la curva característica del disparador por sobrecargas con retardo dependiente de la sobreintensidad no toca la curva característica de fusión del fusible. En caso de cortocircuito, debe tenerse en cuenta que la corriente continua calienta el fusible durante el tiempo de arco del interruptor.
Selectividad entre un interruptor automático y fusibles subordinados
En el rango de sobrecargas, hasta la corriente de reacción del disparador sin retardo contra sobreintensidad del interruptor automático, se tiene selectividad cuando el borde superior de la banda de dispersión de la curva característica de fusión del fusible no toca la curva característica del disparador por sobreintensidad sin retardo del interruptor. Esto debe cumplirse incluso cuando el interruptor tiene carga previa.
Cuando la corriente de cortocircuito alcanza o sobrepasa la corriente de reacción del disparador por sobreintensidad sin retardo del interruptor automático, únicamente se obtiene selectividad si el fusible limita la corriente de cortocircuito de manera tal que ésta no alcance la corriente de reacción del disparador. Esto sólo se puede esperar de fusibles cuya corriente asignada sea considerablemente menor que la corriente asignada del interruptor.
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B.1.9. Puesta a tierra
De acuerdo a la ITC-BT-18, se entiende por puesta a tierra toda ligación metálica directa sin fusible ni protección alguna, de sección suficiente, entre determinados elementos o partes de una instalación y un electrodo, o grupo de electrodos, enterrados en el suelo, con objeto de conseguir que en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno no existan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de falta o la de descarga de origen atmosférico.
Las puestas a tierra deben ser realizadas también por razones funcionales, de forma que aseguren el funcionamiento correcto de los equipos y permitan un funcionamiento correcto y fiable de la instalación. Por lo tanto, la función que tiene la puesta a tierra es tanto funcional como de protección. Cuando ésta sea necesaria a la vez por ambas razones, prevalecerán las prescripciones de las medidas de protección.
El sistema de puesta a tierra consta de diferentes elementos: las tomas de tierra, las líneas principales, las derivaciones de las líneas principales y los conductores de protección; que deben ser calculados de acuerdo a las normativas y reglamentos correspondientes existentes para formar la malla adecuada a cada caso.
Los circuitos de puesta a tierra formarán una línea eléctricamente continua en la que no podrán incluirse en serie ni masas ni elementos metálicos, cualesquiera que sean éstos. La conexión de las masas y los elementos metálicos al circuito de puesta a tierra se debe efectuar siempre por derivaciones de éste.
Igualmente se prohíbe intercalar en circuitos de tierra seccionadores, fusibles o interruptores. Solamente se permite un dispositivo de corte en los puntos de puesta a tierra, de manera que permita medir la resistencia de la toma a tierra.
Se deben de realizar tomas de tierra independientes para las masas metálicas de los cargas, para la conexión de los neutros de los transformadores de potencia y para la conexión de los descargadores o pararrayos.
Con la puesta a tierra se pretende que las corrientes de defecto a tierra tengan un camino más fácil que el que tendría el cuerpo de una persona que tocara la carcasa metálica bajo tensión. Por tanto como la red de tierras ha de tener una resistencia mucho menor que la del cuerpo humano, la corriente de defecto circulará por la red de tierra, en vez de hacerlo por el cuerpo de la persona.
Salvo imposibilidad técnica, cuando el régimen de neutro de la instalación es TT, el neutro del generador del grupo electrógeno se conectará a una toma de tierra independiente de la de masas y de la del neutro de la red. Si elige la opción de transferencia sin corte cuando se
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produce el corte de la red eléctrica, se debe disponer un polo auxiliar en el conmutador de interconexión para conectar el neutro del generador a su toma de tierra, cuando esté conectado a la red.
Eso sí, el grupo electrógeno debe estar provisto de un sistema de puesta a tierra que, en todo momento, asegure que las tensiones que se puedan presentar en las masas metálicas de la instalación no superen los valores establecidos en la MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Además, este sistema de puesta a tierra de debe tener las condiciones técnicas adecuadas para que no se produzcan transferencias de defectos a la red ni a otras instalaciones privadas, tal como se expone en la ITC-BT-40, pero para el caso de conexión a la red pública.
Cuando la red tenga el neutro puesto a tierra, el esquema de puesta a tierra será el TT y se conectarán las masas de la instalación y receptores a una tierra independiente de la del neutro de la red. En caso de imposibilidad técnica de realizar una tierra independiente para el neutro del generador, y previa autorización específica del Órgano Competente de la Comunidad Autónoma, se podrá utilizar la misma tierra para el neutro y las masas.
Para alimentar la instalación desde la generación propia en los casos en que se prevea transferencia de carga sin corte, se dispondrá en el conmutador de interconexión, un polo auxiliar que cuando pase a alimentar la instalación desde la generación propia conecte a tierra el neutro de la generación, cuando no esté conectado a la red.
B.1.10. ITC-BT a considerar en el diseño de la instalación
El diseño de la instalación eléctrica debe tener en cuenta todos los Reglamentos y Normativas en vigor en el territorio donde se construyen la instalación. El Reglamento de Baja Tensión debe seguirse en su totalidad y, especialmente, las ITC enumeradas en la tabla B.6.
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Instrucción Título ITC-BT-01 Terminología
ITC-BT-02 Normas de referencia en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión
ITC-BT-03 Instaladores autorizados
ITC-BT-04 Documentación y puesta en servicio de las instalaciones
ITC-BT-05 Verificaciones e inspecciones
ITC-BT-08 Sistemas de conexión del neutro y de las masas en redes de distribución de energía eléctrica
ITC-BT-10 Previsión de cargas para suministros en Baja Tensión
ITC-BT-11 Redes de distribución de energía eléctrica. Acometidas
ITC-BT-18 Instalaciones de puesta a tierra
ITC-BT-19 Instalaciones interiores o receptoras Prescripciones generales
ITC-BT-20 Instalaciones interiores o receptoras Sistemas de instalación
ITC-BT-21 Instalaciones interiores o receptoras Tubos y canales protectoras
ITC-BT-22 Instalaciones interiores o receptoras Protección contra sobreintensidades
ITC-BT-23 Instalaciones interiores o receptoras Protección contra sobretensiones
ITC-BT-24 Instalaciones interiores o receptoras Protección contra los contactos directos e indirectos
ITC-BT-29 Prescripciones particulares para las instalaciones eléctricas de los locales con riesgo de incendio o explosión
ITC-BT-30 Instalaciones en locales de características especiales
ITC-BT-39 Instalaciones con fines especiales Cercas eléctricas para ganado
ITC-BT-40 Instalaciones generadoras de baja tensión
ITC-BT-41 Instalaciones eléctricas en caravanas y parques de caravanas
ITC-BT-43 Instalación de receptores Prescripciones generales
ITC-BT-48 Instalación de receptores Transformadores y autotransformadores. Reactancias y rectificadores. Condensadores
ITC-BT-51 Instalaciones de sistemas de automatización, gestión técnica de la energía y seguridad para viviendas y edificios
Tabla B.6 ITC-BT básicas a considerar
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B.2. Explotación: Factores a tener en cuenta para el buen funcionamiento de la aplicación
B.2.1. Estado de carga de los SAI
Los parámetros característicos de los SAI dependen en gran medida del porcentaje de la carga total que asumen, a destacar la tasa de armónicos a la entrada y el rendimiento global de los equipos. Normalmente su estado se debe encontrar alrededor del porcentaje de carga hecho en las consideraciones de dimensionado, teniendo en cuenta la configuración escogida, que normalmente será de n+1. Según los fabricantes, el punto de funcionamiento óptimo por equipo se alcanza entre el 75 y el 80% de carga.
Así que se debe pensar en estos parámetros variables tanto antes como después, así como vigilar su evolución. La variación de un uno por ciento en uno de ellos puede provocar un ahorro o un gasto importante al cabo de un año, sobre todo en la factura a pagar a la compañía eléctrica suministradora.
B.2.2. Armónicos: THDi y THDu
Se debe controlar el nivel de armónicos que circulan por la red, para evitar problemas en la instalación y de funcionamiento de los equipos. Una tasa de armónicos elevada produce un sobrecalentamiento de los dispositivos que puede provocar el disparo de las protecciones y la disminución de la vida útil de todos los elementos e instrumentos.
A fin de vigilar la situación eléctrica de las aplicaciones, se recomienda instalar analizadores de red. Estos aparatos permiten el estudio y análisis de los diferentes parámetros característicos a partir de proporcionar históricos y umbrales de alarma, entre otros datos.
B.2.3. Factor de potencia de los SAI y de las cargas
Todos los fabricantes/proveedores muestran en sus catálogos dos factores de potencia para sus equipos, uno para la entrada y otro para la salida.
El factor de potencia a la entrada corresponde al que tiene el SAI como carga, es decir, el que provoca las conmutaciones en el rectificador al pasar de corriente alterna a continua. Éste adquiere importancia cuando su valor provoca que el consumo de la instalación tenga un factor de potencia inferior al 0,9 inductivo, por lo que la factura se vería afectada por una penalización por energía reactiva y para solucionarlo sería necesario instalar un banco de condensadores.
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El factor de potencia a la salida aparece normalmente definido como 0,8 inductivo. Esto se debe a que en el diseño de los equipos SAI se instala un filtro a la salida para que ésta sea totalmente senosoidal, ya que el factor de potencia estándar de una carga está definido con este valor. Como ya se ha comentado anteriormente, esta característica hay que tenerla en cuenta en la etapa del cálculo inicial de la instalación. Asimismo, siempre que haya una ampliación se ha de considerar este valor.
B.2.4. Rendimiento de los equipos SAI
El rendimiento de los diferentes equipos tiene que ser tenido ya en cuenta desde la selección entre los diferentes fabricantes hasta el cálculo para su instalación. A su vez, este valor numérico tiene una gran repercusión sobre el consumo eléctrico de la instalación.
El rendimiento de los equipos es el cociente entre la potencia activa a la salida y la entrada, debido a que en cada elemento de la instalación tiene un consumo eléctrico propio, parte del cual disipa en forma de calor, es decir, se pierde. Así, desde la acometida de red hasta las cargas de la instalación se va produciendo una disminución de la potencia activa disponible.
Las pérdidas en los diferentes elementos entre la acometida, donde están instalados los contadores de la compañía eléctrica, y las cargas son sufragadas por el usuario. Por lo tanto interesa que éstas sean mínimas, ya que se pagan y además pueden provocar que las condiciones no sean las ideales para el óptimo funcionamiento de los equipos, obligando a instalar más sistemas auxiliares de acondicionamiento que aumentan la factura, por lo que el rendimiento global de la instalación disminuye algunos puntos más.
Los sistemas auxiliares de acondicionamiento que se tendrían que instalar serían aparatos básicamente de refrigeración. En estos también se debe evaluar el rendimiento propio y que no se vea disminuido por una instalación o disposición inadecuada. Por ejemplo, conviene prestar atención en que el aire frío
Así que cuanto mayor sea el rendimiento de los equipos SAI, menores serán las pérdidas existentes en la instalación y la factura no se incrementará, amortizando el coste de los equipos de una manera más rápida. Un rendimiento bajo puede hacer pensar en si es recomendable instalar unos SAI.
B.2.5. Compatibilidad electromagnética
Las instalaciones eléctricas, así como las cargas a las que alimentan, son fuentes de perturbaciones electromagnéticas, tanto de carácter continuo como transitorio, que cuanto menor sean o más controladas estén mejor.
La convivencia con estas perturbaciones se denomina compatibilidad electromagnética, que
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es la aptitud de un dispositivo, aparato o sistema para funcionar en su entorno electromagnético de forma satisfactoria y sin producir perturbaciones electromagnéticas intolerables para cualquier otro dispositivo situado en el mismo entorno.
Una perturbación electromagnética no es más que una señal eléctrica parásita no deseada que se suma a la señal útil. Esta señal no deseada se puede propagar por conducción, a través de los conductores, y por radiación, a través del aire.
Estas perturbaciones pueden ser tanto de baja frecuencia como de alta. Las de baja suelen ser originadas por las propias perturbaciones de la red eléctrica o por los armónicos. Y las de alta frecuencia, suelen tener su origen en transitorios y en descargas electrostáticas. Las consecuencias que conllevan estos fenómenos pueden ser pérdidas del suministro de las cargas y fallo en los equipos electrónicos.
Normalmente las perturbaciones llegan por las conducciones eléctricas de la instalación. Por ello se citan a continuación una serie de reglas básicas a considerar para el cableado para a fin de obtener una buena compatibilidad electromagnética y, por lo tanto, un funcionamiento correcto de todos los equipos instalados:
Garantizar la equipotencialidad de las masas en alta y baja frecuencia, tanto a nivel local como a nivel general, realizando un mallado sistemático y riguroso.
No llevar por un mismo cable o conductor trenzado señales de tipo sensible y señales de tipo perturbador.
Evitar colocar en paralelo cables de transmisión de señales de tipo diferente y limitar al máximo la longitud de los cables.
Separar lo más posible los cables que conducen señales de tipo diferentes, ya que es más efectivo y económico.
Reducir al máximo posible la superficie de los bucles de masa.
El conductor de ida debe estar siempre lo más cerca posible del conductor de vuelta.
Utilizar cables blindados permite llevar cables para la transmisión de señales de diferente tipo por una misma canalización.
Las pantallas son mejores si están conectadas a masa en los dos extremos.
Los conductores no utilizados de un cable deben estar sistemáticamente conectados a masa (chasis, canaleta, armario,..) en los dos extremos.
Montar de forma que se crucen en ángulo recto los conductores o cables que conduzcan señales de tipo diferente, especialmente en el caso de señales sensibles y señales perturbadoras.
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Por último, remarcar que la calidad de las conexiones es tan importante como el cable, la pantalla y la red de masa.
B.2.6. Aislamiento galvánico
El aislamiento galvánico, es decir, separar dos redes galvánicamente con un transformador solamente es recomendable cuando se desea cambiar de régimen de neutro o evitar que una fuente de perturbaciones transmita éstas por toda la instalación.
En el caso que sea necesario, la opción consiste en instalar un transformador en el by-pass estático. Así, y con la presencia del transformador a la salida del ondulador (hay que tener presente que no todos los SAI tiene transformador a la salida), se separan totalmente los circuitos aguas arriba y aguas debajo de los SAI.
B.2.7. Puestas a tierra
Las puestas a tierra se establecen con el objetivo principal de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento las masas metálicas, para así asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone un defecto. Esto es entendiendo por tierra todas las partes o estructuras conductoras no accesibles o enterradas y como masa cualquier parte conductora accesible al contacto, que en funcionamiento normal no tiene tensión, pero que puede tenerla si se produce un fallo.
Las funciones de las puestas a tierra en las instalaciones son:
Repartir por las diferentes tomas de tierra formando una malla las corrientes de los rayos (descarga electrostática disruptiva atmósfera-suelo).
Conducir por el suelo corrientes inducidas por el rayo entre dos puntos de una línea de distribución aérea.
Las masas también se conectan a tierra para garantizar la protección de personas y animales ante contactos indirectos, a raíz de conseguir la equipotencialidad de la tierra o suelos, respecto de las masas y estructuras metálicas.
¡ATENCIÓN! En una instalación es necesario y suficiente tener una buena y única toma de tierra. Buena, porque ocasionalmente las líneas de conexión a tierra de los pararrayos tienen que conducir corrientes del orden de 20 a 30 kA hasta un suelo de resistivida variable sin degradar demasiado la interface toma-suelo. Y única porque, en condiciones extremas, al ser la resistencia del suelo variable, se producirán diferencias de potencial extremadamente elevadas y destructivas entre las diferentes tomas de tierra. Además, la propia instalación en su funcionamiento normal, con corrientes de fuga, de fallos, etc., producirá perturbaciones inaceptables.
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Independientemente del régimen de neutro, se deben utilizar conductores de protección, de color amarillo-verde, de impedancia definida, para conectar las masas a la tierra. Con esto se consigue que:
En funcionamiento normal o si se produce una desviación a masa, las corrientes de derivación elevadas sean eliminadas, obteniendo así la seguridad de los bienes; y que no pueda aparecer una tensión peligrosa entre dos masas o entre la masa y el suelo o la estructura metálica, obteniendo la seguridad de las personas.
La seguridad de las instalaciones prevalezca sobre cualquier otro aspecto, es decir, que ninguna manipulación posterior de las conexiones de las masas debe implicar la desconexión de un cable de protección de una masa y un aumento de la impedancia de una conexión del conductor de protección.
También hay que tener en cuenta que las masas, por su proximidad con los circuitos eléctricos de la instalación, forman con estos circuitos capacidades parásitas que generan la circulación de corrientes no deseadas, a través de los equipos y las masas. En algunos casos, el resultado es que las instalaciones funcionen mal, debido al disparo de las protecciones diferenciales.
Es conveniente realizar una inspección inicial de los valores de la resistencia de tierra, para
asegurar un valor menor a 5Ω y poder así comprobar posteriormente si la resistencia ha empeorado o no. La medida que de la resistencia eléctrica existente entre los electrodos de toma de tierra y el terreno propiamente dicho se efectúa con unos aparatos especiales denominados Telurómetros o Medidores de toma de tierra. La medida debe de efectuarse después de desconectar la red de tierras, de los electrodos, ya que se trata de medir solamente la resistencia que estos hacen con respecto a tierra, y el valor máximo de la resistencia de la toma de tierra ha de estar en consonancia con la sensibilidad del dispositivo de corte empleado.
Es conveniente también la medida de las corrientes de fuga para tener controlado su valor y evitar disparos intempestivos de los interruptores diferenciales.
B.2.8. Línea eléctrica de suministro
La red eléctrica es la fuente principal de energía de toda aplicación. Conocer las características y los sucesos que en ella se producen puede ayudar a determinar las necesidades y las acciones a corregir para aumentar el rendimiento, al adoptar la mejor configuración de acuerdo a las circunstancias. Saber en todo momento si el origen de las perturbaciones proviene de la red externa o comienzan en la propia instalación permite decidir correctamente las medidas necesarias para su eliminación.
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Por ello se recomienda la instalación de analizadores de red a la entrada, porque permite obtener históricos de la calidad del suministro para analizar su evolución y optimizar los factores que intervienen en la instalación, tanto dispositivos eléctricos como humanos. Esta medida repercutiría en el gasto económico, al reducirlo.
B.2.9. Grupo electrógeno
El emplazamiento que debe ocupar el grupo electrógeno ha de ser un lugar fijo, pero a su vez separado del resto de la instalación, por el ruido, y en contacto con el exterior, para facilitar el diseño de la salida de humos. Este espacio puede ser interior o exterior, pero sólo debe ser accesible para el personal cualificado y, a ser posible, en un sitio que no pueda verse afectado por el fallo de la fuente normal.
Para el grupo móvil, se puede reservar un espacio en la instalación si es posible. Si su emplazamiento no puede ser interior, se ha de preparar una zona en el exterior para poder instalarlo mientras sea necesario. A considerar también que este grupo auxiliar portátil debe incorporar sus propias protecciones contra sobreintensidades y contactos directos e indirectos necesarios para la instalación que alimenta.
B.2.10. Seguridad incendiaria
Los cortocircuitos o las conexiones a tierra pueden provocar incendios cuando en el lugar donde se produce el arco eléctrico se presentan altas resistencias del circuito de defecto. Los dispositivos de desconexión de defectos por sobreintensidades conectados aguas arriba, fusibles e interruptores, no reaccionan debido a que las intensidades de las corrientes de defecto son inferiores a las corrientes asignadas de las protecciones.
Para corrientes apenas mayores que la corriente asignada de las protecciones por sobreintensidad, la desconexión se produce después de un tiempo largo. De esta manera, la protección contra incendios por conexiones a tierra se encuentra limitada.
Las causas que pueden producir defectos a tierra y arcos eléctricos son:
Daños en el aislante de los conductores o de los medios de servicio
Puntos carbonizados en el entorno de los bornes de aparatos o motores
Cortocircuitos entre espiras por sobrecargas de motores o envejecimiento de bobinas
Humedad o agua condensada en medios de servicio o partes de la instalación
Polvo u otras substancias conductoras que se depositan sobre medios de servicio eléctrico.
Una elevada disipación de calor en una superficie muy pequeña también puede generar
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incendios. De esto y de todo lo anterior se deduce la gran importancia que tienen las protecciones contra corrientes de defecto a tierra, no sólo para proteger a las personas, sino también a la instalación contra posibles incendios.
Cabe añadir también, que para reducir aún más en lo posible el riesgo de incendio y sus consecuencias es conveniente utilizar elementos que presenten la menor carga incendiaria posible, así como estén libres de halógenos. Ante esta situación, es recomendable el uso de canalizaciones prefabricadas.
Los sistemas de canalizaciones prefabricadas reducen, en comparación con las instalaciones de cables normales, la carga incendiaria en un elevado porcentaje y no contienen halógenos. Los cables eléctricos deberían ser resistentes al fuego, además de ser de baja emisión de humos y opacidad reducida. Y el cuadro de distribución debe estar constituido con materiales posible adecuados no inflamables.
B.2.11. Auditorías
La continuidad en la alimentación de las cargas crítica viene a ser el factor más importante a considerar en el diseño de la instalación eléctrica, como ya se ha dicho en el capítulo anterior. Para verificar que el funcionamiento es óptimo y evitar posibles actuaciones que puedan acarrear un desembolso económico elevado, se recomienda realizar auditorías tanto del estado de los elementos de la instalación y la instalación propiamente dicha, así como de la calidad de la energía presente en diferentes puntos de la aplicación.
B.3. Mantenimiento: Elementos a vigilar
Las aplicaciones actuales disponen de un gran número de elementos instalados, cosa que dificulta el control de todos a la vez. Por esta razón se recomienda tener en cuenta, ya desde el diseño, la instalación de los dispositivos adecuados para poder efectuar un telecontrol. Aunque el coste inicial aumente por esta causa, durante el tiempo de explotación repercutirá en un ahorro de costes de operación y de reparación
Se puede reducir el coste de operación instalando dispositivos que puedan enviar alarmas e históricos de los datos de la instalación, para así tener una imagen de su estado en todo momento y determinar las acciones a llevar a cabo, y teniendo igualmente en cuenta la accesibilidad a los diferentes elementos de la instalación, para actuar sobre ellos de la manera más sencilla posible.
La previsión de las actuaciones a realizar que permitiría este mantenimiento a distancia, es decir, realizar un mantenimiento preventivo ahorraría costes de reparación porque el personal conocería la acción a realizar o se evitaría el fallo, por lo que el tiempo sería mucho menor.
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B.3.1. Batería
Se trata del elemento más frágil de la instalación, a la vez que es uno de los más importantes por su función. Puede verse afectado por diferentes causas. Se debe comprobar el estado de cada una de las celdas que lo componen, pues un defecto puede propagarse por el resto y acabar afectando a su funcionamiento, y por tanto, a la instalación. El tiempo máximo recomendado entre una revisión y la siguiente es de un año. Ante cualquier duda conviene consultar al fabricante correspondiente.
B.3.2. Equipos SAI
De acuerdo con los fabricantes o distribuidores porque ellos conocen mejor sus equipos, aunque deben cumplir los requerimientos del usuario. Se recomienda, no obstante, contratar un mantenimiento que incluya una visita anual para limpieza interior de los equipos; sustitución de los elementos consumibles, sobre todo ventiladores y condensadores; comprobación del estado de las baterías; y verificación de los parámetros eléctricos más importantes. Al finalizar esta revisión anual, se debe exigir un informe con los resultados de ésta. La opción del servicio 24 horas los 365 días del año, también es recomendable considerarla, siempre y cuando el servicio esté garantizado y los resultados sean los deseados.
B.3.3. Cargas
Se debe comprobar el estado y funcionamiento de las diferentes cargas para verificar que no han sufrido ningún desperfecto o evitar que si lo tienen pueda afectar al funcionamiento del resto de la instalación. Para determinar el tiempo máximo entre revisiones es conviene consultar al fabricante/proveedor correspondiente.
B.3.4. Puestas a tierra
La conexión a la toma de tierra de los elementos conductores del edificio que constituyen la instalación y de las masas de las cargas, contribuyen a evitar la presencia de toda la tensión peligrosa entre las partes simultáneamente accesibles. Hay que tener presente que toda corriente que circula por la tierra o ha entrado en ella, saldrá para volver a su fuente.
Por esta importancia que ofrece, desde el punto de vista de la seguridad, se recomienda no sólo comprobar las tomas de tierra en el momento de dar de alta la instalación, sino que se realice esta verificación periódicamente para observar su estado de conservación, pues su resistencia varía en el tiempo dependiendo de la humedad del terreno, el hielo, la oxidación y el envejecimiento del terreno.
Esta revisión es recomendable realizarla en la época en la que el terreno esté mas seco, midiendo la resistencia de tierra a fin de poder reparar con carácter urgente los defectos que
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se encuentren. En los lugares en que el terreno no sea favorable a la buena conservación de los electrodos, éstos y los conductores de enlace entre ellos hasta el punto de puesta a tierra, se pondrán al descubierto para su examen, al menos una vez cada cinco años, de acuerdo a la ITC-BT-18.
B.3.5. Protecciones
Una condición previa importante para reducir el trabajo de mantenimiento es la selección correcta de los aparatos de maniobra, es decir, las protecciones, cuyas vidas útiles mecánica y eléctrica deben corresponder a los requerimientos de servicio de la instalación.
La vida útil eléctrica es, por lo general, menor que la mecánica. Básicamente, esto es válido para contactores como para interruptores. Por lo tanto, siempre que sea rentable, es posible reemplazar los contactos y las cámaras de extinción, valorando asimismo las facilidades ofrecidas para realizar este reemplazo con rapidez.
En el caso de los interruptores automáticos, también es recomendable controlar el estado de los contactos y las cámaras de extinción y verificar si pueden continuar en servicio. En las respectivas instrucciones de servicio se encuentran las recomendaciones correspondientes. Si aplican la técnica del vacío, tienen una vida útil eléctrica prolongada y, por lo tanto, requieren de poco mantenimiento.
Las siguientes medidas facilitan en cierto modo las tareas de reemplazo, control y mantenimiento:
Fijación rápida
El montaje de los bloques de contactos auxiliares se realiza por encaste (sin herramientas)
Ejecuciones enchufables
Placas de identificación de los aparatos, que permiten asignar los mismos a sus vías de corriente, en especial, en cuadros eléctricos de gran envergadura.
Pulsadores de prueba en los relés de sobrecargas térmicos o electrónicos
Ejecuciones extraíbles con posiciones de servicio, prueba, seccionamiento y mantenimiento
Funciones de prueba en los disparadores por sobreintensidad electrónicos de interruptores automáticos, implementadas como autocontrol interno o con el uso de un equipo de pruebas, incluso con el aparato montado
Control del estado de funcionamiento de los fusibles, mediante un interruptor automático especial o por medios electrónicos
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Si no se han tenido en cuenta los anteriores puntos en el diseño, se recomienda igualmente verificar visualmente el estado de las protecciones y comprobar que los ajustes sigan en los valores deseados a fin de que puedan actuar adecuadamente ante cualquier defecto.
En cuanto a los pararrayos, para evitar los daños por sobretensiones, conviene cambiar después de un cierto número de descargas atmosféricas para garantizar su funcionamiento y verificar su estado porque se deterioran con cada descarga. Ante cualquier duda es conveniente consultar al fabricante. El tiempo estimado entre revisiones debe ser entre un mínimo de un año y un máximo de cinco.
B.3.6. Grupo electrógeno
Se considera adecuado arrancar al menos una vez al mes para comprobar estado en que se encuentra y saber si satisfará las necesidades de la instalación ante fallo de red. Ante cualquier duda conviene consultar al fabricante/proveedor correspondiente el tiempo máximo entre inspecciones de mantenimiento.
B.3.7. Centro de transformación
Se considera adecuado comprobar básicamente los aparatos de medida y el estado de las protecciones y de las celdas de protección. El tiempo estimado entre revisiones debe ser entre un mínimo de un año y un máximo de cinco. Ante cualquier duda conviene consultar al fabricante/proveedor correspondiente.
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C. Simulación de la desclasificación de la potencia activa de los SAI por la variación del factor de potencia de la carga
C.1. Introducción
Una situación a destacar durante el análisis de los sistemas de alimentación ininterrumpida, SAI, ha sido la caracterización de la potencia de salida de estos equipos con un factor de potencia de 0,8 inductivo. De esta manera, la potencia aparente con la que los fabricantes caracterizan los SAI, se debe multiplicar por 0,8 para obtener la potencia activa. Por ejemplo, un equipo de 400 kVA caracterizado así solamente puede proporcionar 320 kW de potencia activa.
Este hecho se debe a que históricamente se suponía que el factor de todas las cargas era 0,8 inductivo. No obstante, actualmente las cargas electrónicas se alimentan con fuentes conmutadas, por lo que el factor de potencia se sitúa cercano a la unidad. Si éste fuera exactamente uno, no habría problemas mayores. Pero nunca se puede asegurar con precisión este valor, por lo que el factor de potencia puede ser ligeramente inductivo o capactivo.
Estas variaciones desclasifican a los SAI, es decir, limitan la potencia activa que pueden proporcionar los SAI. Esta limitación, si no se tiene en cuenta a la hora de seleccionar estos equipos, puede provocarles una sobrecarga, por lo que se protegen y las cargas se alimentan a través del by-pass estático, es decir, directamente de la red eléctrica.
La razón de esta desclasificación viene determinada por diseño, ya que la corriente máxima que puede atravesar los IGBT del ondulador está limitada y tiene un valor máximo para que no se dañen, y además, el valor de la capacidad del filtro de salida es constante, tal como se puede observar en la figura C.1.
Este valor de la capacidad es elevado para permitir que la onda que llega a la carga sea prácticamente sinusoidal. Si el SAI trabaja en las condiciones supuestas durante el diseño, este valor no representa ningún problema. Pero como ya se ha comentado, estos equipos nunca funcionan al 100% de su potencia y tampoco las cargas que alimentan tienen un factor de potencia de 0,8 inductivo.
En la figura C.2 se puede observar como varía la corriente y, por tanto, la potencia activa, en función del factor de potencia de la carga. Si el factor de potencia es inductivo, la pérdida de potencia activa no es tan importante como es en el caso de carga capacitiva.
"
76 "
Fig. C.1 Corriente máxima por los IGBT del ondulador
Fig. C.2 Desclasificación potencia activa de los SAI
C.2. Simulación
Comprobado anteriormente como afectan las variaciones del factor de potencia de las cargas a la potencia activa que entrega el SAI, se ha simulado en MATLAB como varía la potencia entregada por el equipo al variar el valor de su capacidad. Los datos de inicio se han conseguido de un equipo real.
A continuación se expone el código fuente de la simulación en MATLAB para un equipo de 300 kVA de potencia aparente y una capacidad constante de 2,4 mF.
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%Estimación de parámetros
S=300000; %Potencia aparente
U=400; %Tensión
Lam=0.8; %Factor de potencia nominal
C=0.0024; %Condensador del filtro salida en estrella
Ic=U*314*C/sqrt(3); %Intensidad por el filtro de salida
Iq=S*sqrt(1-Lam^2)/(U*sqrt(3)); %Intensidad reactiva por la carga 0.8
Ip=S*Lam/(U*sqrt(3)); %Intensidad activa por la carga 0.8
Imax=sqrt(Ip^2+(Iq-Ic)^2); %Intensidad máxima admisible por los IGBT
%C de 0.5 mF a 3 mF
Ppu_mat=zeros(6,600); %Matriz de Potencia
C=0.0005; %Condensador del filtro salida en estrella
cntc=1; %Counter bucle C
while cntc<= 6 %Bucle Condensador
Ic=U*314*C/sqrt(3); %Intensidad por el filtro de salida
cnt=1; %counter para bucle
P=1:600; %Array de Potencia
Ppu=1:600; %Array de Potencia
LLam=1:600; %Array lambda
while cnt<=400 %Bucle de lam=0.6 a 1 con pasos de 0.001
LLam(cnt)=0.6+cnt/1000; %Valor lambda
tanphi=sqrt(1-LLam(cnt)^2)/LLam(cnt);
pdiv2=-Ic*tanphi/(tanphi^2+1); %p/2
q=(Ic^2-Imax^2)/(tanphi^2+1); %q
Ipp=-pdiv2+sqrt(pdiv2^2-q); %Valor I activa
P(cnt)=sqrt(3)*U*Ipp; %Cálculo potencia
Ppu(cnt)=P(cnt)/S; %Potencia en pu
"
78 "
cnt=cnt+1; %inc counter
end;
while cnt<=600 %Bucle de lam=0.6 a 1 con pasos de 0.001
LLam(cnt)=0.6+cnt/1000; %Valor lambda
cosphi=(1-(cnt-400)/1000);
tanphi=sqrt(1-cosphi^2)/cosphi;
pdiv2=Ic*tanphi/(tanphi^2+1); %p/2
q=(Ic^2-Imax^2)/(tanphi^2+1); %q
Ipp=-pdiv2+sqrt(pdiv2^2-q); %Valor I activa
P(cnt)=sqrt(3)*U*Ipp; %Calculo potencia
Ppu(cnt)=P(cnt)/S; %Potencia en pu
cnt=cnt+1; %inc counter
end;
C=C+0.0005; %inc C
cntc=cntc+1; %inc cntc
Ppu_mat(cntc,:)=Ppu;
end;
plot(LLam,Ppu_mat(2,:),LLam,Ppu_mat(3,:),LLam,Ppu_mat(4,:),LLam,Ppu_mat(5,:),LLam,Ppu_mat(6,:),LLam,Ppu_mat(7,:)); %grafico
axis([0.6 1.2 0 1]);
xlabel('Factor de potencia');
ylabel('Potencia de salida SAI en pu');
title('Potencia de un SAI en funcion del factor de potencia');
grid on;
El resultado de la simulación es la figura C.3. La variación de la capacidad del filtro de la salida oscila entre los 0,5 mF (línea azul de la figura C.3) y los 3 mF (línea ocre de la figura C.3). Para los valores bajos de capacidad, la potencia activa con factor de potencia inductivo es menor que para un valor alto de capacidad. Para los valores altos de capacidad, la situación
79
es a la inversa. Para capacidades bajas la potencia activa no se desclasifica tanto como para valores elevados de éstas.
0.6 0.7 0.8 0.9 1 0.9 0.80
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Factor de potencia
Pot
enci
a ac
tiva
de s
alid
a S
AI e
n pu
Potencia activa de un SAI en funcion del factor de potencia
En definitiva, el factor de potencia óptimo para obtener la máxima potencia activa de los SAI se desplaza hacia la izquierda, es decir, hacia la zona inductiva.
C.3. Soluciones
Ante la problemática expuesta en los apartados anteriores, algunos fabricantes están planteando ya soluciones. Una de ellas se muestra en la figura C.4.. Consiste en limitar la potencia máxima para no sobrecargar los IGBT para un rango de factor de potencia con los valores más usuales.
"
80 "
Corrección de la potencia en función del factor de potencia
0,00,10,20,30,40,50,60,70,80,91,0
0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6Factor de potencia
Pot
enci
a ac
tiva
de
salid
a S
AI e
n p
u
Fig. C.4 Corrección de la potencia en función del factor de potencia
Otra es utilizar el control vectorial y modificar la capacidad de la salida para adaptarse al factor de potencia de las cargas y de esta manera no desclasificar el equipo. En la figura C.5 se muestra la comparación entre éste método, línea verde, y el situación estándar, que corresponde con la obtenida en la simulación.
Fig. C.5 Corrección de la potencia en función del factor de potencia modificando la capacidad
81
D. Presupuesto
El objetivo de este documento es plantear un presupuesto lo más aproximado posible de los costes del desarrollo de la aplicación práctica de este proyecto para el análisis y selección de Sistemas de Alimentación Ininterrumpida, SAI. Se valorará el precio que incluirá el total de costes, impuestos y beneficios.
Se procederá al cálculo del coste total desglosado en costes de desarrollo del proyecto y compra de material, ya que se trata de un estudio de oficina técnica.
En primera instancia se tienen en cuenta los costes amortizables, suponiendo un periodo de amortización de tres años.
Descripción Precio Coste amortizable
por año
Ordenador personal 1.124 374,67 /año
Licencias programas informáticos 1.054 351,33 /año
Impresora 420 140 /año
TOTAL 2.598 866 /año
Tabla D.1 Costes amortizables y amortización anual
Para conocer el total de gastos durante un año, hay que sumar los costes fijos anuales.
Descripción Precio
Alquiler de local 4.200 /año
Agua, teléfono, línea ADSL 1.380 /año
Tasas y costes financieros 1.420 /año
TOTAL 7.000 /año
Tabla D.2 Costes fijos anuales
Así, el total de amortizables y fijos resulta de 7.866 /año. Teniendo en cuenta que la jornada laboral será de 1.800 h/año por término medio, y considerando que el tiempo invertido en el trabajo es de 104h (tabla D.3), se puede obtener el total que esto representa (Ec.D.1).
=××= (Ec.D.1)
#
82
Se adopta un margen del 20% de error en la valoración económica, por lo que el total pasa a ser de 545,38 .
La otra partida del presupuesto de este proyecta la constituye el importe que implicaría el desarrollo, es decir, la estimación de las horas dedicadas por los recursos humanos a su ejecución. Se ha considerado el coste por hora para un ingeniero júnior de 30 /h y que los fabricantes de SAI, o sus representantes más cercanos, son los que se desplazan en caso de necesidad. El número de fabricantes, es decir, el número de equipos a analizar se ha supuesto que es 10.
Descripción Tiempo (horas)
Coste por hora (/h)
Coste total
Estudio de las necesidades del usuario 40 30 1.200
Determinación de las características necesarias 40 30 1.200
Estudio de mercado:
Envío y recepción características fabricantes 40 30 1.200
Entrevistas con los fabricantes 80 30 2.400
Análisis técnico económico 80 30 1.800
Elaboración de ranking 24 30 720
Recomendaciones 80 30 2.400
Ensayos 160 30 4.800
TOTAL PERSONAL 544 30 16.320
Así, se puede calcular el valor económico total del desarrollo del proyecto (Ec. D.2), que aplicándole el 16% del IVA, resulta un total de 19.563,84 .
!""!#!$%&'()&&*+ =+= (Ec. D.2)
83
E. Protocolo de ensayos Para comprobar los valores facilitados por los fabricantes en sus catálogos y características expuestas en el listado solicitado se realizaron una serie de ensayos con los equipos de la mitad de los fabricantes, 6 en este caso, seleccionados después de una primera criba.
Para homogeneizar los resultados y hacer más fácil la comparación se ha definido un protocolo de ensayos, ya que no existe ninguno normalizado y cada fabricante ha creado el suyo. La base de este protocolo es la norma EN 62040-3. Este protocolo definido se expone a continuación.
Los datos aquí obtenidos han servido para acabar de tomar una decisión sobre el SAI más adecuado, al permitir aclarar todos los aspectos.
1. DATOS PRELIMINARES
Modelo equipo de medida Tipo Unidades Precisión Watímetro W Voltímetro A.C. U Voltímetro D.C. U Amperímetro A.C. A Amperímetro D.C. A Frecuencímetro Hz Analizador de red - Sonómetro dB
Datos SAI
Modelo
Número de serie Potencia aparente
nominal kVA
Tensión de entrada V
Frecuencia de entrada Hz
Tensión de salida V
Frecuencia de salida Hz
Tipo rectificador entrada
Comentarios:
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84 !
2. DATOS CONSTRUCTIVOS DEL SAI
CONFIGURACIÓN ETAPA DE ENTRADA:
Características del filtro de entrada (potencia)
o Valores de los componentes del filtro:
Filtro de compatibilidad electromagnética
o Valores de los componentes del filtro:
Otros componentes a considerar:
CONFIGURACIÓN DEL BUS DE CONTINUA:
Características de la capacidad en el bus de continua:
o Valores de la capacidad
o Vida útil de las capacidades (periodo a lo cual se cambien los capacidades)
Características de la inductancia en el bus de continua (si existe):
Otros componentes a considerar:
CONFIGURACIÓN ETAPA DE SALIDA:
Características del filtro de entrada (potencia)
o Valores de la capacidad
o Vida útil de las capacidades (periodo a lo cual se cambien los capacidades)
o Valores de la inductancia
Filtro de compatibilidad electromagnética (si existe)
o Valores de los componentes del filtro:
Otros componentes a considerar:
INSPECCIÓN VISUAL:
Modularidad de los componentes constructivos
Acabado, cables sueltos, etc.
Otros aspectos subjetivos:
SE VALORA LA ENTREGA DEL ESQUEMA DE POTENCIA.
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3. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CL 25% Y CL 50%
CARGA LINEAL
• 25% CARGA
Carga lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
• 50% CARGA
Carga lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
$
86 !
3. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CL 75% Y CL 100%
CARGA LINEAL
• 75% CARGA
Carga lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
• 100% CARGA
Carga lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
87
100% CARGA LINEAL RESISTIVA (FP=1)
Carga lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia 1 Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
4. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO DINÁMICO CL
CARGA LINEAL
CURVA ESCALÓN DE CARGA (corresponde segundo número de la clasificación 62040-3)
• De 100% a 0% carga lineal De 0% a 100% carga lineal
Curva de tensión de entrada en función del tiempo
Curva de tensión de salida en función del tiempo
$
88 !
5. ENSAYO DE RENDIMIENTO DEL ONDULADOR
• 100% CL
ONDULADOR Parámetros Entrada (DC) Salida (AC)
FASE 1 2 3 N
Tensión (V)
Intensidad (A)
Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA
RENDIMIENTO
6. ENSAYO DE PÉRDIDAS EN VACÍO
Parámetros Entrada Equipo
FASE 1 2 3
Tensión (V)
Intensidad (A)
Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA
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7. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CNL 25% Y CNL 50%
CARGA NO LINEAL
• 25% CARGA
Carga no lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
• 50% CARGA
Carga no lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
$
90 !
7. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CNL 75% Y CNL 100%
CARGA NO LINEAL
• 75% CARGA
Carga no lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
• 100% CARGA
Carga no lineal Parámetros Entrada Salida
FASE 1 2 3 1 2 3 N Tensión f-f (V) Tensión f-n (V) Intensidad (A)
Factor de potencia Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA Potencia aparente (kVA)
TOTAL APARENTE THDi (%) THDu (%)
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
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8. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO DINÁMICO CNL
CARGA NO LINEAL
CURVA ESCALÓN DE CARGA (corresponde tercer número de la clasificación 62040-3)
• De 100% a 0% carga no lineal De 0% a 100% carga no lineal
Curva de tensión de entrada en función del tiempo
Curva de tensión de salida en función del tiempo
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9. ENSAYO DE CARGA DESEQUILIBRADA CL
• CARGA LINEAL
1××××50% + 2××××100% Parámetros
Entrada Salida FASE 1 2 3 1 2 3 N
Tensión f-f (V) Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%) Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente (%) Factor de potencia
Potencia (W) THDi (%)
THDu (%)
2××××50% + 1××××100% Parámetros
Entrada Salida FASE 1 2 3 1 2 3 N
Tensión f-f (V) Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%) Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente %) Factor de potencia
Potencia (W) THDi (%) THDu (%)
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10. ENSAYO DE CARGA DESEQUILIBRADA CNL
• CARGA NO LINEAL
1××××50% + 2××××100% Parámetros
Entrada Salida FASE 1 2 3 1 2 3 N
Tensión f-f (V) Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%) Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente (%) Factor de potencia
Potencia (W) THDi (%) THDu (%)
2××××50% + 1××××100% Parámetros
Entrada Salida FASE 1 2 3 1 2 3 N
Tensión f-f (V) Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%) Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente (%) Factor de potencia
Potencia (W) THDi (%) THDu (%)
$
94 !
11. ENSAYO DE SOBRECARGA Y TRANSFERENCIA
Tensión salida (V)
In salida (A)
I salida (A) %In Factor
potencia Tiempo (s) Verificación
Antes de realizar el ensayo mantener durante 5 min. al 100% de carga.
CURVAS DESACOPLAMIENTO POR SOBRECARGA DEL 150%
Curva de tensión de salida en función del tiempo
95
12. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE TRANSFERENCIA DE CARGAS A 100% (corresponde primer número de la clasificación 62040-3)
CURVAS MODO NORMAL A MODO BY-PASS
Curva de tensión de salida en función del tiempo
Curva de tensión de salida en función del tiempo de MODO BY-PASS a MODO NORMAL
CURVAS MODO NORMAL A BATERÍAS
Curva de tensión de salida en función del tiempo
CURVAS MODO BATERÍAS A BY-PASS
Curva de tensión de salida en función del tiempo
$
96 !
13. ENSAYO DE CORTOCIRCUITO 100% CL
CURVAS DE CORTOCIRCUITO A LA ENTRADA
Curva de tensión de entrada en función del tiempo
Curva de tensión de salida en función del tiempo
CURVAS DE CORTOCIRCUITO A LA SALIDA
Curva de tensión de entrada en función del tiempo
Curva de tensión de salida en función del tiempo
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14. ENSAYO DE PÉRDIDA Y RETORNO DE LA RED CL 50%
CURVAS A LA PÉRDIDA DE RED
Curva de tensión de salida en función del tiempo
Curva de tensión de entrada en función del tiempo
CURVAS AL RETORNO DE RED
Curva de tensión de salida en función del tiempo
Curva de tensión de entrada en función del tiempo
$
98 !
15. ENSAYO DE FALLO EN SISTEMA REDUNDANTE 100% CNL
• FALLO EN EL SAI 1
SALIDA
SAI 1 SAI 2 SAI 1 SAI 2
Tensión (V) X
Intensidad (A) X
Reparto carga X
Potencia (W)
FALL
O
X
• FALLO EN EL SAI 2
SALIDA
SAI 1 SAI 2 SAI 1 SAI 2
Tensión (V) X
Intensidad (A) X
Reparto carga X
Potencia (W)
FALL
O
X
• Curva de tensión de salida en función del tiempo ante fallo en uno de los equipos
• Curva de tensión de salida en función del tiempo ante desconexión del bus de comunicación
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16. ENSAYO DE RIZADO DE BATERÍAS
Parámetros Antes de la descarga A 10 min. Al desconectar Tiempo en min. 0 10 Tensión de flotación Corriente continua de la batería Tensión rizado valor pico-pico
• Curva de tensión del bus de continua en función del tiempo sin baterías
17. ENSAYO DE VARIACIÓN DE TENSIÓN A LA ENTRADA
• Datos de partida
Tipo carga Lineal NO lineal % carga 100%
Tensión nominal entrada (V) Tensión nominal salida (V) Intensidad nominal entrada (A) Intensidad nominal salida (A) Potencia nominal entrada (kVA) Potencia nominal salida (kVA)
• Variaciones de tensión
Tipo carga LINEAL % carga 100% Tensión entrada (V): +15% Tensión salida (V)
Intensidad entrada (A) Intensidad salida (A) Potencia entrada (kVA) Potencia salida (kVA)
Tipo carga LINEAL % carga 100% Tensión entrada (V): -10% Tensión salida (V)
Intensidad entrada (A) Intensidad salida (A) Potencia entrada (kVA) Potencia salida (kVA)
Tipo carga NO LINEAL % carga 100% Tensión entrada (V): +15% Tensión salida (V)
Intensidad entrada (A) Intensidad salida (A) Potencia entrada (kVA) Potencia nominal salida (kVA)
Tipo carga NO LINEAL % carga 100% Tensión entrada (V): -10% Tensión salida (V)
Intensidad entrada (A) Intensidad salida (A) Potencia entrada (kVA) Potencia salida (kVA)
$
100 !
18. ENSAYO DE CORRIENTES DE FUGA A LA ENTRADA
Tipo carga % carga Intensidad entrada (A) Corriente de fuga (A)
LINEAL 100% LINEAL 50%
NO LINEAL 100% NO LINEAL 50%
19. ENSAYOS REALIZADOS
Ensayos Realizado NO realizado
A realizar
1. Datos preliminares 2. Datos constructivos del SAI 3. Ensayo de comportamiento estático CL a. CL25% b. CL50% c. CL75% d. CL 100% e. CL 100% resistiva 4. Ensayo de comportamiento dinámico, escalón 100% CL 5. Ensayo de rendimiento del ondulador 6. Ensayo de pérdidas en vacío 7. Ensayo de comportamiento estático CNL a. CNL25% b. CNL50% c. CNL75% d. CNL 100% 8. Ensayo de comportamiento dinámico, escalón 100% CNL 9. Ensayo de carga desequilibrada CL 10. Ensayo de carga desequilibrada CNL 11. Ensayo de sobrecarga y transferencia 12. Ensayo de comportamiento dinámico de transferencia de carga
13. Ensayo de cortocircuito a. Curvas de cortocircuito a la entrada b. Curvas de cortocircuito a la salida 14. Ensayo de perdida y retorno de la red 15. Ensayo de fallo en sistema redundante 16. Ensayo de rizado de baterías 17. Ensayo de variación de tensión a la entrada 18. Ensayo de corriente de fuga a la entrada