B. Criterios de diseño, explotación y mantenimiento

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.
B.1.2.
Introducción ......................................................................................................... 25
Dimensionado ...................................................................................................... 29
B.1.3.
Configuración (redundancia, reserva de espacio) ............................................... 38
B.1.4.
Régimen de neutro .............................................................................................. 39
B.1.5.
B.1.6.
Sección del neutro y de los cables ...................................................................... 44
Baterías de los equipos SAI................................................................................. 45
B.1.7.
Protecciones ........................................................................................................ 46
B.1.8.
B.1.9.
Selectividad horizontal y vertical .......................................................................... 59
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.
B.2.3.
Armónicos: THDi y THDu...................................................................................... 64
Factor de potencia de los SAI y de las cargas..................................................... 64
B.2.4.
Rendimiento de los equipos SAI.......................................................................... 65
B.2.5.
B.2.6.
Compatibilidad electromagnética......................................................................... 65
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
C.
B.3.1.
Batería..................................................................................................................71
B.3.2.
Equipos SAI..........................................................................................................71
B.3.3.
B.3.4.
Cargas..................................................................................................................71
Puestas a tierra ....................................................................................................71
B.3.5.
Protecciones.........................................................................................................72
B.3.6.
Grupo electrógeno ...............................................................................................73
B.3.7.
Centro de transformación....................................................................................73
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
Clasificación según norma EN 62040-3
VFI/VI/VFD
(ver anexo)
Doble Conversión
VFI-SS-111
Tipo Rectificador
Puente Tiristores
Transformador de aislamiento
Si
On-Line Doble Conversión
Si
By-pass estático y manual
Si
Tipo de filtro de entrada
Op.
Tipo baterías
GEL
Si
Si
Si
pasivo
AGM-VRLA
Normativa
IEC 529/EN50091-1 y EN50091-2
EN 62040-3
Si
Si
Si
5
UL1778
Si
IEC 364
Si
IEC 255-4 Nivel 10
Si
IEC 8001-3
Si
VDE 875 N
Si
Marcado CE
Si
ISO 9001(calidad)
Si
ISO 14001 (medio ambiente)
Si
No
Si
Cumple con IEC
1000-4-5(Es la
norma requerida
para marcado CE )
Si
Si
Si
Si
No
Calidad
Certificado ISO 9001
Si
Certificado ISO 9002
Si
Protocolo de pruebas
Si
Si
Si
Si
Fiabilidad
MTBF SAI total
horas
MTBF rectificador
horas
MTBF batería
horas
MTBF inversor
horas
MTBF by-pass estático
horas
MTBF by-pass manual
horas
MTBF SAI+by-pass
horas
>70000
Vida media ventilador
horas
>25000
Cables de alta fiabilidad y conectores con bloqueo
si/no
si
MTTR
minutos
30
Garantía
meses
>12
Ambientales
>50000
si
150000
105000
100000
1000000
1200000
si
si
si
30
24
6
!
Rango temperatura ambiente de funcionamiento
ºC
0 a 40
Humedad relativa máxima sin condensación
%
80 a 95
Disipación con carga nominal
kW
<20
Aportación aire
3
m /h
3000 a 7000
Ruido acústico
dB
<72
0 a 40
Hasta 95
6 - 8,6
si
60
Corrección potencia por altura 1500m
62
5%
Corrección potencia por altura 2000m
10%
Corrección potencia por altura 2500m
15%
IP
Descarga Electrostática
-
20
kV
205
25
15
Accesibilidad
Dimensiones del módulo
alto/ancho/largo
Puede adosarse a pared
1400/740/1340
si
200 mm
Puede adosarse lateralmente
Acceso al interior para mantenimiento
si
frontal/lateral/superi
or
frontal/superior
frontal/superior
Espacio necesario para mantenimiento
1m
Etapa de Entrada
Tipo Rectificador
nº de pulsos
Tensión nominal
V
400
Margen de Tensión
%
-10 a +15
Intensidad con carga nominal
A
Intensidad con carga nominal y carga de baterías
A
Intensidad de pico a la conexión (inrush)
A
Desequilibrio máximo entre fases
%
Frecuencia
Hz
50
Margen de Frecuencia
%
±5
Factor de potencia
50% carga
> 0.95
6
400
± 20 %
156
-
246
174
-
271
< In
100
50/60
±5
>0,9
7
75% carga
>0,9
100% carga
>0,9
50% carga
THD Intensidad
75% carga
5,4
<8
4,60%
100% carga
Espectro de armónicos de intensidad
Curva
característica
Filtro de entrada
pasivo o activo
Protección sobretensiones
normas
Intensidad de fuga a tierra máxima
mA
Sistema de neutro recomendado
TT/TN/IT
Transformador de aislamiento en la entrada del
rectificador
si/no
4%
pasivo
ANSI C62.41
IEC 1000-4-5
< 100
TT/TN/IT
opcional
Etapa de Salida
Potencia activa nominal con carga resistiva
kW
Potencia aparente nominal
kVA
80 - 128
100 - 160
Factor de potencia
Tensión de Bus DC
0,8
V
432
Tecnología IGBT y
PWM
Control puente inversor
Tensión nominal
V
400
Precisión tensión
%
±1
Comportamiento dinámico de la tensión según
norma EN 62040-3
C1/C2/C3 (ver
anexo)
Intensidad nominal con CL especificando FP
A
(CL definida en
anexo)
Intensidad nominal con CNL especificando FP y
factor de forma
A
(CNL definida en
anexo)
Sobrecarga permisible por segmentos
% por segmentos
de tiempo
Limitación corriente en caso de cortocircuito
Curva
característica
Desequilibrio de corriente máximo entre fases
%
-
480
Tecnología IGBT y
PWM
400
±1
C1
145 - 232
145 - 232
125 % 10´
% 1´
4In
100
150
8
!
Desequilibrio angular máximo entre U e I
ϕ
Frecuencia nominal
Hz
50
Margen de Frecuencia
%
± 0.5
CL 100%
<2
CNL 100%
<5
1°
THD Tensión
Respuesta dinámica a un escalón de 0 a 100% de
carga
CL 100%
<±3
ms
< 10
Intensidad de Cortocircuito F-N
magnitud y tiempo
3*In 20ms
Intensidad de Cortocircuito F-F
magnitud y tiempo
2*In 20ms
Capacidad de sobrecarga nominal
min
1.3*In >20s
Regulación de frecuencia (error de frecuencia)
%
± 0.1
Margen sincronización regulable
%
± 0.5 a ± 4
Rango factor potencia de la carga admisible
0.9c a 0.8i
50% carga
<2
<5
±5
75% carga
si/no
10
4 In
2,8 In
1,5In x 1'
± 0.05
±5
0,8i
92
> 94%
100% carga
Transformador en la salida del inversor
± 0.5
CNL 100%
Tiempo de recuperación
Rendimiento global mínimo
50
93
93
si
si
By-pass estático
Intensidad nominal
A
Intensidad de sobrecarga para 10ms
A
3000 a 5000
Tensión nominal
V
400
Margen de Tensión
%
-10 a +15
Frecuencia
Hz
50
Margen de Frecuencia
%
±5
Sobrecarga permisible
% y tiempo
Tiempo de transferencia
ms
145 - 232
si
400
-15 a +15
50
±5
10In x 100ms
0
9
Tiempo de interrupción
ms
Protección antirretorno (feed-back)
si/no
Se requiere y/o incluye transformador de aislamiento
0
si
si
Funcionamiento
cortocircuito/defect
o
interno/sobrecarga/
transferencia
manual
Posibilidad de accionamiento manual
si/no
si
si
si
si
Baterías
Fabricante
EXIDE - FIAMM
gel con regulación de
temperatura
Tipo electrolito y electrodos
Tensión nominal celda
V
Capacidad nominal celda
Ah
Celdas de la batería por módulo
número
Autonomía por módulo al 100% carga activa
nominal
min
Disposición de las celdas
bancada/armario
Bancada/armario baterías por módulo
si/no
Autonomía recuperada con recarga de 1hora
min
Tensión continua mínima de fin de descarga
V
335
Tensión continua flotación a 20ºC
V
423 a 463
Intensidad nominal
A
Vida útil
años
5 a 10
Test automático
si/no
si
Temperatura ambiente aconsejable
ºC
Compensación temperatura en tensión de flotación
si/no
Protección de baterías requerida
AGM-VRLA
12
82 - 110
36
-
40
12,5´ - >10´
bancada
si
si
344 - 382
488 - 542
206 - 296,6
Hasta 12
si
20 - 25
si
si
incluida
10
!
Sistema de Gestión
Display
LCD Español
Comunicación serie
si/no
Si
Display Intensidad y Tensión
si/no
Si
Estado Batería
si/no
Si
Alarmas de estado
si/no
Si
Display gestión de baterías ampl
si/no
Si
Estadística (histórico de datos)
si/no
Si
Software de gestión
si/no
Si
Contactos libres de potencial
si/no
Si
TCP/IP
si/no
Telemantenimiento
si/no
SNMP
si/no
Si
Fallo SAI
si/no
Si
SAI funcionando con la red
si/no
Si
SAI en descarga
si/no
Si
SAI en by-pass
si/no
Tensión mínima de baterías
si/no
Si
Fallo controlador
si/no
Si
Interruptores de salida abierto
si/no
Si
Sobrecarga
si/no
Si
Falta de energía de entrada
si/no
Si
LCD Español
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Tipos de Alarma
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
SAIs en paralelo
By-pass estático individual por módulo o general
By-pass manual individual por modulo o general
c/módulo
c/módulo
11
Desequilibrio de cargas máximo (reparto carga)
%
<2
Disparo selectivo
si/no
si
Nº módulos máximos puestos en paralelo
6
Módulos paralelables de diferentes potencias
si/no
Pueden estar juntos los equipos o es necesaria una
mínima separación entre ellos
si/no
Mantenimiento modular sin interrupción
si/no
Disposición de las baterías cuando los módulos
están en paralelo
individuales por
módulo/ en paralelo
Unión mecánica no necesaria
si/no
si
Conexión en caliente
si/no
si
Desconexión módulo en caliente
si/no
si
Sustitución módulo en caliente
si/no
si
Multi-master
si/no
si
Gestión descentralizada
si/no
si
Módulos pegados lateralmente por ambos lados
si/no
Módulos pegados a la pared o espalda con espalda
si/no
si
si
6
si
si
si
si
si
si
si
si
si
si
si
si
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
Clasificación
según norma
EN62040-3
Tipo de filtro de
entrada
1
2
3
VI
---
VFI
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.
13
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.
Característica
Ruido acústico
VALOR
2
1
>72 dB
3
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.
Características
2
Superficie en m ocupada por
100-150 kVA
Puede adosarse a la pared
Puede adosarse lateralmente
1
VALOR
2
3
0,0119 a 0,0096
0,0095 a 0,0073
0,0072 a 0,0050
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.
14
!
Características
THD intensidad 50%
THD intensidad 100%
1
>8%
VALOR
2
6 a 8%
3
<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).
Características
Sobrecarga permisible por segmentos
THD tensión con CNL 100%
Rendimiento global mínimo al 75%
Transformador a la salida del ondulador
VALOR
2
150% 1min
4 a 5%
92 a 94%
---
1
150% <1min
>5%
<92%
NO
3
150% >1min
<4%
94%
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).
Característica
Protección antirretorno
VALOR
1
2
3
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.
15
VALOR
Caraterísticas
1
2
3
<72%
72 a 75%
>75%
Tensión continua mínima fin de descarga
Tensión continua de flotación
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.
16
!
Norte-Oeste
Norte
Centro
Norte-Este
Levante
Baleares
Sur
Canarias
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.
Zona peninsular
VALOR
+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).
Características
Plazo de entrega
(semanas)
VALOR
1
2
3
>6
6
<6
Tabla A.10 Característica del plazo de entrega a considerar
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.
18
!
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
Accesibilidad
Transformador de salida ondulador
THDi 50%
THDi100%
Sobrecarga máxima por segmentos
THD Tensión (CNL 100%)
Rendimiento global mínimo al 50%
Protección anti-retorno
Potencia batería
Valoración subjetiva
Servicio técnico
Plazo de entrega
1
2
2
2
2
1
1
1
1
0
2
1
1
2
2
1
0
0
0
0
1
1
1
1
2
0
1
1
0
0
1
0
0
0
0
1
1
1
0
2
0
1
1
0
0
2
1
0
1
1
1
1
2
1
2
1
2
1
1
0
2
2
1
2
1
1
1
2
2
2
1
2
2
2
2
2
1
0
1
1
1
1
2
1
2
1
2
2
2
2
2
1
1
1
1
1
1
2
1
2
1
2
1
2
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
2
1
2
2
2
2
1
1
1
1
1
0
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
1
1
1
1
2
0
1
1
0
0
2
1
0
1
1
1
1
1
1
2
1
2
2
2
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
1
0
0
0
2
1
1
1
1
1
1
2
1
2
1
2
2
1
1
1
0
0
0
0
0
1
1
0
1
0
1
0
0
0
1
1
0
0
1
0
1
1
0
2
0
2
1
1
1
2
1
0
0
0
0
1
2
0
2
1
2
1
1
0
2
2
0
0
1
0
1
2
0
2
1
2
1
2
1
Porcentaje
Ruido acústico (dB)
1
Suma
Superficie ocupada por kW potencia
Clasificación según EN62040-3
Tipo filtro entrada
Superficie ocupada por kW potencia
Ruido acústico (dB)
Accesibilidad
Transformador de salida ondulador
THDi 50%
THDi100%
Sobrecarga máxima por segmentos
THD Tensión (CNL 100%)
Rendimiento global mínimo al 50%
Protección anti-retorno
Potencia batería
Valoración subjetiva
Sevicio técnico
Plazo de entrega
TOTAL
Tipo filtro entrada
MATRIZ
DE
DECISIÓN
Clasificación según EN62040-3
el cuadrado del número de características que se han considerado, que coincide con la suma
de la columna de las sumas por filas.
22
8,59%
8,98%
23
13
5,08%
5
1,95%
9
3,52%
10
3,91%
10
3,91%
6,25%
16
22
8,59%
11
4,30%
30 11,72%
10
3,91%
26 10,16%
19
7,42%
6,64%
17
13
5,08%
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.
A
VALORACIÓN
SERVICIO
TÉCNICOCOMERCIAL
0,5
B
0,5
FABRICANTE
VALORACIÓN
SERVICIO
TÉCNICO
VALORACIÓN
MANTENIMIENTO VALORACIÓN
EQUIPOS EN
PREVENTIVO
TOTAL
INSTALACIÓN
0,5
0,25
0,25
1,50
0,5
0,5
0,50
2,00
C
0,75
0,75
0,25
0,25
2,00
D
0,75
0,75
1
0,50
3,00
E
0,5
0,75
1
0,50
2,75
F
1
0,5
0,25
0,25
2,00
G
0,5
0,5
0,25
0,50
1,75
H
0,5
0,75
0,5
0,50
2,25
I
0,75
0,5
0,25
0,25
1,75
J
0,5
0,5
0,25
0,50
1,75
K
0,75
0,75
1
0,50
3,00
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
3,00
2,75
2,50
2,25
2,00
2,00
2,00
2,00
1,75
1,75
1,75
1,50
1,50
1,00
0,50
0,00
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.
representada en la tabla A.18.
Ruido acústico
CNL 100%
50% carga
si/no
si/no
THD Tensión
Rendimiento global mínimo
Transformador en la salida del ondulador
Protección antirretorno (feed-back)
2,103
2,135
2,023
COEFICIENTE DE VALORACIÓN
COEFICIENTE DE VALORACIÓ (sin subjetiva)
1,954
3
37,25
1
38,5
2
3
1
2
2
3
SUMA DE VALORACION
438
326
Si
si NO
93,00%
<5
200% 60'' 125%
10'
3
3
2
2,00
1
1
3
2
3
2
<5%CNL
<5%CNL
SI NO
SI
0,0075
1,25
435,84
307
??
si
>93%
<3
150%
125%
10min
2
2
3
2
2
2
Estandar
filtro activo
intrínsico a la
Conversión Delta
71,5
1
VI
2
423 a 463
Ver pdf
1min
<8
<8
si
si
0,0086/0,0072/0,0054
0,00706
3
3
3
opcionales pasivos y
activos
<66
3
VFI
B
120 KVAS/KW
1,50
V
Tensión continua flotación a 20ºC
335
0
si
> 94%
<5
0
<8
si
<72
Op.
A
100-150
Sistema de Gestión
Tipos de Alarma
SAIs en paralelo
Valoración subjetiva
Servicio técnico
Plazo de entrega
V
Tensión continua mínima de fin de descarga
Baterias
By-pass estático
% por segmentos de
tiempo
100% carga
50% carga
m2/kW
Sobrecarga permisible por segmentos
Etapa de Salida
THD Intensidad
Etapa de Entrada
Puede adosarse lateralmente
Puede adosarse a pared
Superficie ocupada por kVA potencia
Accesibilidad
dB
0
Tipo de filtro de entrada
Normativa
Calidad
Fiabilidad
Ambientales
VFI/VI/VFD
Unidades
o
Especificaciones
valores posibles
a indicar
Clasificación según norma EN 62040-3
Requisitos Generales
Potencia (kVA)
Fabricante
C
445
330
opcional
SI
91,25/91,86
SI
125%Pn per 20'
150%Pn per 60''
OP 7%
OP 7%
SI
SI
0,0088/0,0073/0,0095
0,00853
60
Opcional
VFI
100-160
2,054
2,202
39,75
2
2,75
2,00
2
2
3
1
2
2
2
2
2
3
3
3
3
D
VFI
2,289
2,512
44
2
3
3,00
2,227
2,375
43
2
3
2,00
405 a 436Vcc
488 - 542
SI
SI
92% (En modo OnLine)
< 2%
(Para un PF=0.8)
125% - 10 min ;
150% - 1 min
9,40%
13,00%
SI
SI
0,0128/0,0095
0,01115
< 63
12 Pulsos
(THDi < 9%)
Disponible con o sin
aislamiento galvánico
de entrada;
DCU Distorsion
control unit (THDi <
7%)
12 Pulsos + DCU
(THDi < 5%)
24
Pulsos (THDi <
2.5%)
6
Pulsos (SAI Standard)
+ Filtro de 5º
Armónico (THDi< 10
%);
FILTRO ACTIVO
100 KVA = 449
150 KVA = 449
1
3
3
2
2
2
3
3
2
3
3
3
3
1.65V/celda
(programable) 186
elementos
si
si
92
<5
125 % 10´
150 % 1´
4,00%
5,4
si
200 mm
0,0099/0,0062
0,00805
60 - 62
pasivo
(opcionales)
VFI-SS-111
F
100-150 kVA
344 - 382
2
2
3
E
100-150(160)
100 KVA = 326
150 KVA = 326
NO/OPCIONAL
SI
2
2
<5
2
3
3
2
3
3
3
3
100 KVA ES 93 %
120 KVA ES 93 %
160 KVA ES 93,5 %
Plena carga y 0.8 fdp
125 % 10 min
Plena carga y 0.8 fdp
150 % 1 min
5,00%
5,00%
SI
SI
0,0088/0,0073/0,0076
0,0079
< 65
5 % THDI
(otros opcionales bajo
petición)
VFI
100-150
2,168
2,372
41,75
3
3
2,75
2
3
3
2
3
2
1
1
1
3
3
3
3
G
445
331
si
si
93,5
3
110%-60ms 125%10m 150%-1m
<4.5
<9
si
si
0,0091/0,0068
0,00795
63
Pasivo
(valor
opcional)
VFI
100-150
2,227
2,356
41,75
2
2
1,75
2
3
3
2
3
2
3
1
2
3
3
3
3
H
423 a 463
335
Opcional
SI
91,8
<2
ver info. Adjunta
150% 1min
3,5
3
SI
NO
0,0119
65
Activo THM
(para potencias
mayores de 200
kVA, existe la
posibilidad de 12
pulsos más filtro
pasivo)
VFI
100-150
2,073
2,240
40
1
2,75
2,25
3
2
3
1
3
2
3
3
1
2
3
2
3
I
2,27 x nº de celdas
1,7 V x nº de celdas
SI
NO
95
3
125% durante 10
minutos
140% duante 1
minuto
7
10
SI
NO
0,0053/0,0056
0,0054
69/72
La THDI a la entrada
es 7% estándar. Se
puede bajar con
filtros opcionales
hasta 5%.
VFI
100-150
2,130
2,260
38
2
2,25
1,75
2
3
1
3
3
1
2
1
3
2
2
3
3
J
445
331
si
si
93,5
3
110%-60ms
125%-10m
150%-1m
<4.5
<9
si
si
0,0091/0,0068
0,00795
63
Pasivo
filtro para THDi
<8%
(otro valor
opcional)
VFI
100-150
2,344
2,474
43,75
3
3
1,75
2
3
3
2
3
2
3
1
2
3
3
3
3
K
392 a 451 V
306 V
SI,opcional
SI
94'5, 94'4
<4,<4
100% (permanente a 35ºC),
110% (30 minutos a 30ºC),
125% (10 minutos a 30ºC),
150% (1 minuto a 30ºC)
3'30 (100 Kva), 2'40 (160 Kva)
5 (100 Kva), 4 (160 Kva)
si
si
0,0050
66 (100Kva)-67(160 Kva)
RC
VFI
100-150*
2,410
2,633
46
2
3
3,00
2
2
3
3
3
2
3
3
3
3
3
2
3
100,00%
5,08%
6,64%
7,42%
10,16%
3,91%
3,91%
11,72%
4,30%
8,59%
6,25%
3,91%
5,08%
3,52%
1,95%
8,98%
8,59%
21
Tabla A.17 Valoración características SAI
La puntuación final obtenida por cada fabricante con este método de valoración es la
22
!
COEFICIENTE DE VALORACIÓN 100-150 kVA
con subjetiva sin subjetiva
K
D
J
E
F
G
I
H
C
A
B
2,633
2,512
2,474
2,375
2,372
2,356
2,260
2,240
2,202
2,135
2,103
2,410
2,289
2,344
2,227
2,168
2,227
2,130
2,073
2,054
2,023
1,954
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
2,80
2,70
2,633
2,60
2,512
2,50
2,474
2,375 2,372 2,356
2,40
2,260 2,240
2,30
2,20
2,202
2,135
2,10
2,103
2,00
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
2,500
2,410
2,344
2,289
2,250
2,227
2,227
2,168
2,130
2,073
2,054
2,023
2,000
1,954
1,750
1,500
K
J
D
E
G
F
I
H
C
Fig. A.4 Clasificación valoración sin subjetiva
A
B
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.
COEFICIENTE DE VALORACIÓN 100-150 kVA
Valoración precio
Coeficiente precio
20,0%
1-Valoración
precio*(Posición-1)/10
9
3
8
4
5
1
10
11
2
7
6
0,84
0,96
0,86
0,94
0,92
1
0,82
0,8
0,98
0,88
0,9
con subjetiva sin subjetiva
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
2,135
2,103
2,202
2,512
2,375
2,372
2,356
2,240
2,260
2,474
2,633
2,023
1,954
2,054
2,289
2,227
2,168
2,227
2,073
2,130
2,344
2,410
VALORACIÓN FINAL
coeficiente de
valoración con *
coeficiente precio
1,793
2,018
1,894
2,361
2,185
2,372
1,932
1,792
2,215
2,177
2,370
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
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
2,50
2,372
2,370
2,361
2,215
2,25
2,185
2,177
2,018
2,00
1,932
1,894
1,793
1,792
A
H
1,75
1,50
F
K
D
I
E
J
B
G
Fig. A.5 Clasificación final ordenada
C
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
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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 bypass de mantenimiento se produzca una realimentación.
El grupo electrógeno ha de tener su correspondiente interruptor automático de acuerdo a sus
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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
Aguas arriba
Aguas abajo
Elemento
Celda protección
Pararrayos MT
Interruptor automático
enclavado
-
Interruptor automático
enclavado
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
By-pass manual
Interruptor automático
Protección contra sobretensiones
transitorias
Protección contra
sobretensiones transitorias
Seccionador en carga
-
Transformador
Grupo electrógeno
Embarrado BT
SAI
Embarrado cargas
Críticas
Cargas
No críticas
Diferencial (según RBT)
Magnetotérmico
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
38
!
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.
41
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.
42
!
Fig. B.4 Conexiones PEN sistema TN-S
43
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 ITCBT-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.
44
!
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).
45
3F+N
Circuitos
Esquemas
F
Sn ≥ Sf
F
F
TN-S
P
P
P
-
P
P
P
TT
P
P
P
-
P
P
P
N
F
Sn < Sf
F
F
3F
F +N
2F
N
P
F
F
F
F
N
F
F
P
P
P
P
-
P
P
P
P
P
P
P
-
P
P
3/5
3/5
2
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
46
!
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
47
como se indica en la tabla B.3 de la ITC-BT-23.
TENSIÓN NOMINAL
DE LA INSTALACIÓN
SISTEMAS
SISTEMAS
TRIFÁSICO MONOFÁSICO
S
S
230/400
230
400/690
-1000
--
TENSIÓN SOPORTADA A IMPULSOS 1,2/50 (kV)
CATEGORÍA
IV
CATEGORÍA
III
CATEGORÍA
II
CATEGORÍA
I
6
4
2,5
1,5
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
48
!
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.
49
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
50
!
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
51
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.
52
!
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
L
U
G
B
C
D
MA
Z
ICP-M
entre 3 y 5 In
entre 5 y 10 In
entre 10 y 20 In
fijo a 12 In
entre 2,4 y 3,6 In
Límites de
desconexión
entre 2,4 y 3,5 In
entre 3,5 y 8,0 In
entre 7,0 y 10 In
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.
53
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.
54
!
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
55
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:
o
•
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
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.
56
!
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
57
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
58
!
La tensión nominal que permite determinar el número de polos en serie que deben
o
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)
Redes con puesta a tierra
Tipo de red
la fuente tiene una polaridad
La fuente tiene un punto medio
puesto a tierra
puesta a tierra
Redes aisladas de tierra
Esquemas y
diferentes
casos de
defecto
Análisis de
Icc máxima
unicamente la
Defecto A
polaridad positiva se
ve afectada
cada
defecto
Defecto B
Icc máxima afecta a
las 2 polaridades
Defecto C Sin consecuencias
Caso más
desfavorable
Reparto de
Icc próxima a Icc máxima, sólo afecta
a la polaridad positiva bajo la tensión Sin consecuencias
mitad U/2
Icc máxima
las 2 polaridades se ven afectadas
Icc máxima
implica a las 2 polaridades
Ídem defecto A, pero es la polaridad
negativa la que interviene
Sin consecuencias
Defecto A
Defectos A y C
Todos los polos que deben participar Prever
sobre
cada
polaridad
Defecto B
el Repartir el
número
de
polos
los polos de efectivamente en el corte se sitúan número de polos necesarios para necesarios para el corte sobre
corte
en serie sobre la polaridad positiva
cortar Icc máx. bajo la tensión U/2
cada polaridad
59
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
60
!
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.
61
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
62
!
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.
63
Instrucción
Título
ITC-BT-01
ITC-BT-03
Terminología
Normas de referencia en el Reglamento Electrotécnico para Baja
Tensión
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.
rectificadores. Condensadores
ITC-BT-51
Instalaciones de sistemas de automatización, gestión técnica de la
energía y seguridad para viviendas y edificios
ITC-BT-02
Tabla B.6 ITC-BT básicas a considerar
Reactancias
y
64
!
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.
65
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
66
!
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.
67
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.
68
!
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.
69
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
70
!
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.
71
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
72
!
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
73
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.
75
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.
77
%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
LLam(cnt)=0.6+cnt/1000;
%Bucle de lam=0.6 a 1 con pasos de 0.001
%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.
1
Potencia activa de un SAI en funcion del factor de potencia
Potencia activa de salida SAI en pu
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Factor de potencia
0.9
0.8
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
"
Potencia activa de salida SAI en pu
Corrección de la potencia en función del factor de potencia
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
Factor de potencia
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
Coste amortizable
Precio
por año
Ordenador personal
1.124
374,67 /año
Licencias programas informáticos
1.054
351,33 /año
420
140 /año
2.598
866 /año
Impresora
TOTAL
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.
Tiempo
Coste por hora
(horas)
( /h)
Estudio de las necesidades del usuario
40
30
1.200
Determinación de las características necesarias
40
30
1.200
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
Descripción
Coste total
Estudio de mercado:
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
Watímetro
Voltímetro A.C.
Voltímetro D.C.
Amperímetro A.C.
Amperímetro D.C.
Frecuencímetro
Analizador de red
Sonómetro
Datos SAI
Modelo
Número de serie
Potencia aparente
nominal
Tensión de entrada
kVA
Frecuencia de entrada
Hz
Tensión de salida
V
Frecuencia de salida
Hz
Tipo rectificador entrada
Comentarios:
V
Unidades
W
U
U
A
A
Hz
dB
Precisión
$
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.
85
3. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CL 25% Y CL 50%
CARGA LINEAL
•
25% CARGA
Carga lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
N
3
N
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
•
50% CARGA
Carga lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
2
$
86
!
3. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CL 75% Y CL 100%
CARGA LINEAL
•
75% CARGA
Carga lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
N
3
N
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
•
100% CARGA
Carga lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
2
87
100% CARGA LINEAL RESISTIVA (FP=1)
Carga lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
1
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
N
$
88
!
5. ENSAYO DE RENDIMIENTO DEL ONDULADOR
•
100% CL
ONDULADOR
Parámetros
Entrada (DC)
FASE
Salida (AC)
2
3
1
Tensión (V)
Intensidad (A)
Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA
RENDIMIENTO
6. ENSAYO DE PÉRDIDAS EN VACÍO
Parámetros
FASE
Tensión (V)
Intensidad (A)
Potencia activa (kW)
TOTAL ACTIVA
Entrada Equipo
1
2
3
N
89
7. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CNL 25% Y CNL 50%
CARGA NO LINEAL
•
25% CARGA
Carga no lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
N
3
N
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
•
50% CARGA
Carga no lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
2
$
90
!
7. ENSAYO DE COMPORTAMIENTO ESTÁTICO CNL 75% Y CNL 100%
CARGA NO LINEAL
•
75% CARGA
Carga no lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
N
3
N
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
•
100% CARGA
Carga no lineal
Parámetros
FASE
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 (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
Adjuntar registro espectral de los armónicos de intensidad de la entrada.
2
91
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
$
92
!
9. ENSAYO DE CARGA DESEQUILIBRADA CL
•
CARGA LINEAL
1×
×50% + 2×
×100%
Parámetros
FASE
Tensión f-f (V)
Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%)
Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente (%)
Factor de potencia
Potencia (W)
THDi (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
N
3
N
THDu (%)
2×
×50% + 1×
×100%
Parámetros
FASE
Tensión f-f (V)
Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%)
Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente %)
Factor de potencia
Potencia (W)
THDi (%)
THDu (%)
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
93
10. ENSAYO DE CARGA DESEQUILIBRADA CNL
•
CARGA NO LINEAL
1×
×50% + 2×
×100%
Parámetros
FASE
Tensión f-f (V)
Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%)
Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente (%)
Factor de potencia
Potencia (W)
THDi (%)
THDu (%)
1
Entrada
2
Salida
3
2
3
N
2×
×50% + 1×
×100%
Parámetros
FASE
Tensión f-f (V)
Tensión f-n (V)
Desequilibrio de tensión (%)
Intensidad (A)
Desequilibrio de corriente (%)
Factor de potencia
Potencia (W)
THDi (%)
THDu (%)
1
1
Entrada
2
Salida
3
1
2
3
N
$
94
!
11. ENSAYO DE SOBRECARGA Y TRANSFERENCIA
Tensión salida
(V)
In salida
(A)
I salida
(A)
%In
Factor
potencia
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
Tiempo
(s)
Verificación
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
97
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
Intensidad (A)
•
SAI 2
X
FALLO
Tensión (V)
SAI 1
X
Reparto carga
X
Potencia (W)
X
FALLO EN EL SAI 2
SALIDA
Tensión (V)
Intensidad (A)
SAI 2
SAI 1
FALLO
SAI 1
SAI 2
X
X
Reparto carga
X
Potencia (W)
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
99
16. ENSAYO DE RIZADO DE BATERÍAS
Parámetros
Tiempo en min.
Tensión de flotación
Corriente continua de la batería
Tensión rizado valor pico-pico
•
Antes de la descarga
0
A 10 min.
10
Al desconectar
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
Tensión nominal entrada (V)
Intensidad nominal entrada (A)
Potencia nominal entrada (kVA)
•
Lineal
NO
lineal
% carga
100%
Tensión nominal salida (V)
Intensidad nominal salida (A)
Potencia nominal salida (kVA)
Variaciones de tensión
Tipo carga
Tensión entrada (V): +15%
Intensidad entrada (A)
Potencia entrada (kVA)
LINEAL
% carga
Tensión salida (V)
Intensidad salida (A)
Potencia salida (kVA)
100%
Tipo carga
Tensión entrada (V): -10%
Intensidad entrada (A)
Potencia entrada (kVA)
LINEAL
% carga
Tensión salida (V)
Intensidad salida (A)
Potencia salida (kVA)
100%
Tipo carga
Tensión entrada (V): +15%
Intensidad entrada (A)
Potencia entrada (kVA)
NO LINEAL
% carga
Tensión salida (V)
Intensidad salida (A)
Potencia nominal salida (kVA)
100%
Tipo carga
Tensión entrada (V): -10%
Intensidad entrada (A)
Potencia entrada (kVA)
NO LINEAL
% carga
Tensión salida (V)
Intensidad salida (A)
Potencia salida (kVA)
100%
$
100
!
18. ENSAYO DE CORRIENTES DE FUGA A LA ENTRADA
Tipo carga
% carga
LINEAL
LINEAL
NO LINEAL
NO LINEAL
100%
50%
100%
50%
Intensidad entrada
(A)
Corriente de fuga (A)
19. ENSAYOS REALIZADOS
Ensayos
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
Realizado
NO
realizado
A
realizar