conferencia 1 - Blog de ESPOL

Profesor: Dr. Orlys Ernesto Torres Breffe
PROFESOR CUBANO
Conferencia 2
Regímenes Normales en los Sistemas Eléctricos de Distribución
Sumario:

Introducción

Corrientes de Inrush

Procesos de Carga Fría

Conclusiones
Objetivo
Familiarizar a los cursantes con los regímenes normales que pueden ocurrir en los Sistemas
Eléctricos de Distribución en los cuales los parámetros eléctricos estarán variando por encima
de los niveles máximos o nominales permisibles.
Preguntas de control
1. ¿Están los Sistemas Eléctricos de Distribución siempre operando en condiciones
estacionarias?
2. ¿Puede ser normal que en el sistema eléctrico la magnitud de la corriente supere los
niveles máximos o nominales?
3. ¿Usted considera que un régimen estacionario de un sistema eléctrico es donde los
parámetros eléctricos no están variando?
Bibliografía:
1. Barreto García Rafael. Cálculo del Cortocircuito _ La Habana: Editorial Científico - Técnica,
1985_ 281p.
2. Beeman Donald, ...[et al]. Industrial Power Systems Handbook_La Habana: Instituto Del
Libro, 1969_971p.
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3. Boza Balerino J. Procesos Transitorios.
4. Guerra Castro Augusto M. Equipos Eléctricos de Plantas y Subestaciones_ La Habana:
Editorial Pueblo y Educación, 1984 _192p.
5. IEEE Recommendation Practice. Brown Book .Power Systems Analyze, 1996.
6. Stevenson William. Análisis de los sistemas eléctricos de potencia_ La Habana: Edición
Revolucionaria, 1986 _ 391p.
1. Venikov V. Procesos Transitorios Electromecánicos en los Sistemas Eléctricos de
Potencia_ Moscow: Mir, 1988 _ 502p.
1.1 Introducción:
Se conoce como Proceso Transitorio a toda variación que posean los parámetros eléctricos de
un Sistema Eléctrico que los alejen de sus valores normales establecidos, aunque luego pueda
o no regresar a este valor o a uno cercano al mismo.
Por lo general durante el funcionamiento normal de los Sistemas Eléctricos de Potencia, los
parámetros eléctricos; tales como: tensiones, corrientes, potencias, frecuencias, etc., varían
constantemente, pero las desviaciones que estos presentan con respecto a un valor
establecido son lo suficientemente pequeñas y se consideran como magnitudes constantes.
La realidad es que existen regímenes normales conocidos como transitorios donde los
parámetros pueden alejarse mucho de los niveles establecidos o nominales. Los valores de
corrientes pueden aumentar bruscamente y las tensiones pueden disminuir ligeramente, lo cual
pueden confundir a las protecciones eléctricas y hacer que operen de forma incorrecta
desconectando los circuitos sin que existan averías.
Los regímenes normales transitorios fundamentales que pueden provocar las desconexiones
de las protecciones, por los niveles que alcanzan las corrientes durante su ocurrencia son los
conocidos como: las Corrientes de Inrush que experimentan los transformadores de potencia y
las Corrientes de Carga Fría (Could Load Pickup).
1.1 Corrientes de Inrush
Un transformador en régimen normal estabilizado puede consumir una corriente que depende de
su cargabilidad en un momento dado. Estas corrientes alcanzan valores desde 0 hasta los
valores de corriente nominal.
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Pero existen regímenes transitorios en el transformador que provocan que las corrientes, por un
tiempo relativamente pequeño, alcancen magnitudes muy elevadas. En la figura 1 se muestra la
forma de onda de estas corrientes durante un Inrush. Las corrientes alcanzan valores
extremadamente elevadas en los primeros ciclos y rápidamente comienzan a disminuir hasta
alcanzar los valores de corrientes de vacío o de trabajo según como estén operando el
transformador de potencia.
6000
0 grados
30 grados
60 grados
90 grados
120 grados
150 grados
180 grados
210 grados
240 grados
5000
4000
3000
2000
1000
0
-1000
-2000
-3000
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
x 10
5
Figura 1. Formas de ondas de las corrientes durante el inrush en la fase A, para diferentes valores
del ángulo de la tensión en el momento de la energización.
Se puede observar, en la anterior figura 1, que la corriente de Inrush no siempre tiene el mismo
valor inicial tan elevado. Unos de los factores que provocan la variación de la magnitud en la
corriente inicial del Inrush es el ángulo de la tensión en el momento de la energización. Se
observa que para ángulos de 0 grados, las corrientes alcanzan valores positivos elevados,
mientras que para ángulos de 120 grados, no ocurre ningún incremento en la corriente. Para
valores de ángulo de 240 grados o mayores de 180, las corrientes o los picos de Inrush son
negativos.
Esta relación entre la magnitud inicial del inrush y el ángulo de la tensión en el momento de la
energización es un aspecto interesante dado que no podemos asegurar que la tensión tendrá un
ángulo dado y por tanto, esto hace del inrush un fenómeno totalmente aleatorio. Es decir, puede
ocurrir como no puede ocurrir.
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Otro factor que provoca que las corrientes de Inrush varíen su elevada magnitud inicial es el nivel
de la tensión en el momento de la energización. En la figura 2 se observa la dependencia entre la
magnitud de la corriente de Inrush y los niveles de tensión en el momento de la energización.
8000
80%Un
85%Un
90%Un
95%Un
100%Un
150%Un
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
-1000
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
x 10
5
Figura 2. Formas de ondas de la corriente de inrush de la fase A para diferentes valores de
tensión en el momento de energización de un transformador.
En la figura 2 anteriormente mostrada se muestra que para tensiones menores en el momento
de la energización las corrientes de Inrush serán menores y lo inverso con tensiones mayores. La
tensión en el momento de la energización es totalmente variable. Es menor para condiciones de
trabajo a máxima carga de la línea, y es mayor para condiciones de mínima demanda. Así que
esto también hará variar la magnitud inicial de la corriente de Inrush. Una causa más de que
puedan o no aparecer las corrientes Inrush.
Si se reconoce que la corriente de Inrush es menor a menor tensión, los transformadores que
estén más alejados en las redes, donde la tensión es mucho menor, tendrán un Inrush de menor
magnitud. Este fenómeno es útil para los constructores y diseñadores o planificadores de las
redes eléctricas de distribución, de tal forma que si se emplean los transformadores de mayor
potencia al principio de las redes, estos harán corrientes mayores que si están conectados al
final de las líneas.
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Como se ha visto el Inrush puede tener una magnitud inicial diferente cada vez que ocurra, lo
cual hace que muchas personas que no conocen su existencia, comiencen a buscar otras
casusas para explicar las continuas incorrectas operaciones de las protecciones. Es decir,
muchos técnicos y operarios no creen en esas grandes corrientes en el transformador y las
ignoran a la hora de diseñar las protecciones.
La realidad es que el transformador puede hacer un Inrush no solo cuando se energiza que es la
causa más común o la más evidente en la práctica, sino que pueden existir varias causas, las
cuales se definirán a continuación:

Energización del transformador

Conexión de otro transformador en paralelo (Inrush por simpatía)

Recuperación de la tensión luego de un cortocircuito en el primario (Inrush por recuperación)

Cuando se conecta un generador fuera de paso o fuera de sincronismo en un bloque de
generador – transformador.
Figura 3. Conexiones de transformadores en paralelos en una misma barra o línea es una causa
posible de Inrush.
El Inrush por simpatía es un fenómeno interesante para conexiones de transformadores de
potencia en paralelo o muy cercanos en una misma barra o línea. En la figura 3 se muestra una
conexión donde se puede generar el Inrush por simpatía. Se llama Inrush por simpatía justo
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porque lo hace un transformador que ya está en un funcionamiento cuando otro en paralelo con
este u otro muy cercano a este, se energiza.
En la figura 4 se muestra el proceso de Inrush que provoca uno de los transformadores cuando
se energiza y el otro está desconectado. Luego de un tiempo, al cabo de los 10 segundos de
haberse energizado el primero, se energiza el segundo, pero se observará como el primero que
ya se energizó hace un tiempo, hace otro inrush, más pequeño que se llama Inrush por Simpatía
con el que acaba de energizarse.
2000
1000
0
-1000
-2000
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
1000
500
0
-500
-1000
0
Figura 4. Formas de ondas de las corrientes que muestran el Inrush por Simpatía.
El Inrush por recuperación es muy típico y peligroso. Cuando en una línea existen varios
transformadores y en esta línea ocurre un cortocircuito, la tensión se baja a valores muy bajos y
cuando la protección desconecta el cortocircuito, la tensión vuelve a subir. Los transformadores
que están conectados a ese ramal pueden sentir esto como una reenergización y pueden repetir
el Inrush.
En las redes de distribución este fenómeno del Inrush alcanza una elevada importancia debido a
que existen varios transformadores conectados a ellas y por tanto, la suma de estas corrientes
pueden provocar aún más elevadas corrientes a niveles de subestación. Cuando se conecta un
alimentador en una subestación, todos los transformadores conectados en esa línea pueden
generar un Inrush y por tanto, provocar un incremento elevado de las corrientes a niveles del
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alimentador. Pero algo hay de positivo, estas grandes corrientes de Inrush se producen solo en
un tiempo muy corto, y luego disminuyen rápidamente a valores normales.
Como quiera, hay que tener mucho cuidado en el ajuste de las protecciones instantáneas de los
alimentadores de la subestación de tal forma que no puedan ser superadas por estos picos de
corrientes, y por tanto, producir desconexiones incorrectas del alimentador, con increíbles
pérdidas en energía dejada de consumir.
Algunos problemas son comúnmente provocados por las corrientes de Inrush en las protecciones
en las redes de distribución y se describirán a continuación:
1. Fundición de los fusibles de los transformadores de distribución.
2. Disparo de los interruptores de los alimentadores de las subestaciones.
Cuando un fusible está mal seleccionado, este puede fundirse al ocurrir un Inrush en el
transformador y eso sería una operación incorrecta del fusible. Es una operación incorrecta dado
que el Inrush no es una avería en el transformador sino más bien un régimen normal totalmente
permisible para el transformador.
El problema se agudiza cuando el operador o el trabajador no comprender la causa de la
fundición del fusible y puede entonces sobredimensionar el fusible buscando que no se dispare,
dejando al transformador sin protección para futuras averías. Otra consecuencia es que mientras
el operador está cambiando el fusible esto es un tiempo que se deja de servir la energía y por
tanto afecta la Calidad del Servicio de la Energía Eléctrica.
Estas corrientes de Inrush
pueden incluso provocar el disparo de las protecciones de los
alimentadores de la subestación. Si los ingenieros no consideran en los ajustes de las
protecciones instantáneas de los alimentadores de la subestación estas grandes corrientes de
Inrush, entonces puede que se disparen los interruptores justo en el momento de energizar el
alimentador (es la operación incorrecta más común). Las protecciones indicarán disparo por
avería y entonces se provocará la duda, de que el disparo ¿fue una avería real o transitoria?.
Estas dudas tienden a provocar demora en la puesta del servicio eléctrico y por tanto, energía
dejada de servir. Muchos usuarios se verían afectados por esta operación incorrecta.
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1.2 Picos de Cargas Frías
Cuando se energiza una línea eléctrica a nivel de la subestación o un ramal secundario que
alimenta a mucho consumidores, que tenía mucho tiempo de estar desconectado, una gran
corriente puede producirse. Estas grandes corrientes que aparecen al momento de energizar un
alimentador que tenía mucho tiempo de estar desconectado es conocida como “Pico de Carga
Fría”.
Cuando se desconecta un alimentador por mucho tiempo, las neveras y refrigeradores pueden
perder el nivel de temperatura óptimo. Cuando se energiza nuevamente el alimentador, entonces
todas las neveras y refrigeradores arrancarían y como son moto-compresores que en el arranque
suelen incrementar la corriente entre 3 y 6 veces el valor nominal del motor, entonces provocan a
nivel de línea de una corriente que puede ser bastante elevada con respecto al nivel máximo
esperado. Justo porque los causantes fundamentales son las neveras y refrigeradores y porque
se produce al estar las líneas en estado desconectada, se le conoce a este fenómeno “Pico de
Carga Fría”.
En la figura 5 se muestra un gráfico con los valores eficaces de la corriente en una fase de un
alimentador, antes y después de una desconexión prolongada. Se observa que antes de la
desconexión prologada de unos 25 minutos, la corriente que está circulando por el alimentador
solo alcanzaba un 30% de la corriente de ajuste de las protecciones temporizada del
alimentador, pero, una vez que se volvió a energizar, la corriente alcanzó el 90 % del ajuste. Es
decir, creció 3 veces más que el valor que tenía antes de la desconexión.
Figura 5. Gráfico de la corriente de Pico de Carga Fría.
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Este ejemplo anterior representa un ajuste correcto de las protecciones del alimentador, porque
aunque creció la corriente 3 veces más del valor que tenía el alimentador antes de la avería,
nunca alcanzó los niveles de ajustes de las protecciones.
No son los refrigeradores y congeladores los únicos responsables del crecimiento excesivo de las
corrientes durante una carga fría, otras cargas pueden hacer este fenómeno:
1. Iluminación
2. Motores
3. Calentadores por medio de resistencia
4. Capacitores
5. Cargas magnéticas (transformadores y reguladores de voltajes)
Al energizar cargas de iluminación, luego de un tiempo grande de haberse desconectado,
pueden consumir unas corrientes mucho mayores que las corrientes normales de trabajo. En
este caso se pueden encontrar lámparas de cualquier tipo, las de filamento o de las gas.
Las lámparas eléctricas de gas aunque tienen muchas veces menos consumo y producen mucho
menos calor por la misma cantidad de luz emitida, necesitan corriente para funcionar.
Normalmente el proceso de ignición se realiza mediante la aplicación de alto voltaje a un vapor
de gas y esto produce una elevada circulación de corriente. Este proceso pueden ser tan rápido
como menos de un segundo (lámparas de mercurio) a varios segundos (lámparas de presión de
sodio). Un prueba con una lámpara fluorescente de 1240 W arrojó, que aunque en el estado
normal consume 4 A, durante el inicio de su energización consumió 11.2 A, es decir, 3 veces su
valor normal.
Las lámparas de filamentos o lámparas incandescentes, igualmente producen mucho más
corriente durante la energización que luego en su trabajo normal. La resistencia del filamento que
está a temperatura normal antes de energizarse es mucho menor que luego de calentarse. Esta
disminución de la resistencia del filamento producirá incrementos de la corriente hasta que el
filamento alcance la temperatura de trabajo.
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Durante la noche, cuando las lámparas de la ciudad, los hogares y las industrias, están
encendidas, y se produce una desconexión de larga duración, entonces todas estas lámparas
participarán en el proceso de corriente de carga fría.
Las cargas motoras son bien conocidas por la duración de su proceso de energización y el
incremento de la corriente durante el mismo. Los motores típicamente producen unas corrientes
mayores de 5 veces la nominal durante el arranque. Este proceso de arranque puede durar más
o menos tiempo en dependencia de la carga del motor. Algunos motores están controlados con
contactores magnéticos, los cuales cuando se cae el voltaje des-energizan el motor. Esto
permitirá que al regresar el voltaje o al normalizarse, este motor no se arrancará
automáticamente sino que deberá ser accionado manualmente. Otros motores tienen un
arranque automático al existir energía, estos pueden provocar o estar presentes en la carga fría.
Si el voltaje durante el arranque de los motores es reducido, el proceso de arranque con grandes
corrientes, durará mucho más, hasta que el motor alcance su velocidad nominal. Si el voltaje es
normal, el arranque durará en dependencia de la cantidad de carga a mover.
A los calentadores por medio de resistencia les sucede igual que a la lámparas de filamentos. La
resistencia a temperatura ambiente es mucho menor que a la temperatura de trabajo del
calentador. Este provoca que al energizar un calentador este muestre una corriente mayor por
unos 20 a 30 ciclos o mientras dure el proceso de incremento de la temperatura hasta las
condiciones de trabajo del calentador.
Los capacitores son empleados en las redes eléctricas como método de regulación del voltaje en
las redes. Estos pueden estar en cualquier punto, desde el principio hasta el final de la red.
Normalmente no poseen ningún método de control de la conexión, es decir, están siempre
conectados a la red. Es decir, estos capacitores estarán entre las cargas al momento de
energizar las líneas. Cuando se energiza un capacitor en una red, se producen transitorios de
alta frecuencia con picos entre 10 y 20 veces la corriente normal de trabajo. La suerte es que
estos transitorios solo se presentan unos pocos ciclos luego de energizarse el capacitor y
desaparecen quedando una corriente de 60Hz de relativa baja magnitud.
Los transformadores y reguladores de voltajes conectados a la red pueden igualmente producir
grande consumos de corrientes al momento de energizarse la red. Estos hacen un inrush tal y
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como se explicó en el epígrafe anterior, pero en el caso de los reguladores se puede destacar un
fenómeno un tanto diferente.
Cuando un regulador es desenergizado lentamente, entonces éste buscando regular el voltaje,
incrementa el taps de la salida. Al regresar la energía, entonces este regulador por algunos
instantes le aplicará a las cargas conectadas a su secundario un nivel alto de voltaje que
producirá una elevación de la corriente en las mismas.
Como se habrá podido constatar, al regresar la energía eléctrica muchas cargas presentan
corrientes mucho mayores que las empleadas en su operación normal. Muchos de estos
transitorios son de frecuencia fundamental otros son a elevadas frecuencia, algunos pueden
durar pocos ciclos y otros un poco más de tiempo. El fenómeno es mucho mayor y más largo
con los motores.
No solamente influye el tipo de carga en la duración y el pico de la corriente de carga fría sino
también otros factores que se enumerarán:
1. El tiempo que dura la desconexión
2. El clima durante la desenergización.
3. La cantidad de carga conectada al circuito.
4. El día de la desconexión según las costumbres de cada país.
5. Forma de la energización.
6. El factor de potencia de la carga a energizar.
7. Generación distribuida.
Una característica que tiene la corriente de carga fría es que la magnitud de la corriente luego de
la desconexión, es decir, cuando se vuelve a energizar el alimentador, es mayor mientras más
larga haya sido la desconexión. Si la desconexión dura menos tiempo, entonces la magnitud de
la corriente Pico de Carga Fría serán menor.
En la figura 6 se observa como la magnitud de la corriente luego de la desconexión depende del
tiempo que dure la misma. Se observa que para desconexiones que duran 20 minutos, el Pico de
Carga Fría apenas crece al doble del valor que tenía el alimentador antes de la desconexión.
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Para desconexiones mayores a 30 minutos, las corrientes pueden alcanzar más de 3 veces el
valor antes de la desconexión.
Figura 6. Gráfico de dependencia de la magnitud del Pico de Carga Fría con respecto al
tiempo de la desconexión del alimentador.
Cuando la red es desenergizada muchos equipos que tiene controlados sus arranques por
temperatura, pueden no arrancar si regresa la energía, esto dependen del tiempo que dura la
desconexión. Si la desconexión fue rápida, puede que la temperatura no haya descendido mucho
y por tanto, el equipo no arrancará al regreso de la energía. Si la desconexión dura un tiempo
mayor, entonces muchas cargas motoras (compresores, congeladores) pueden arrancar al
mismo tiempo. Como existirá un consumo excesivo, entonces el voltaje disminuirá y esto alargará
la duración del proceso de carga fría. Esto explica porque el pico y la duración de la carga fría
(figura 6) dependen del tiempo o la duración de la desconexión.
El clima durante la des-energización es un factor importante en la forma de la característica del
proceso de carga fría. Si la temperatura es baja (invierno) durante la desconexión, puede que
muchas de las cargas motoras controladas por temperatura no arranquen por un tiempo mucho
más largo, que si el clima es verano con temperaturas elevadas. Si la temperatura es elevada,
entonces el proceso de carga fría será con valores de picos mayores porque más cargas estarán
involucradas y además será más largo.
La cantidad de cargas desconectadas es otro factor importante en la característica del proceso
de carga fría. Si el circuito o la parte del circuito desconectado, involucra menos cargas, entonces
el pico y la duración de la carga fría serán menores. Esto depende del tipo de carga que esté
conectada, pero este tema del impacto del tipo de carga ya se mencionó anteriormente.
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No todos los días tienen el mismo gráfico de consumo, por tanto, la carga fría no tendrá la misma
forma todos los días ni a todas las horas. Si la desconexión ocurre de 9:30 a 12:00 de los días de
trabajo la cantidad de cargas conectadas serán menor, aunque esto depende de la costumbres
de cada país. Muchas veces y en la mayoría de los países, si la desconexión ocurre a las 6:00
pm hasta las 8:00 pm, entonces el pico de carga fría será muy grande y de muy larga duración.
Como los operarios de las redes de distribución conocen que este fenómeno puede provocar
operaciones incorrectas
en las protecciones, entonces instalan sistemas de energización
seccionalizada de los circuitos. Si en lugar de energizar completamente un circuito se va
energizando por secciones, entonces la cantidad de cargas energizadas serán menores y el
proceso de carga fría tendrá menor magnitud.
Si la carga que será energizada tiene un bajo factor de potencia tales como: lámparas, motores,
transformadores, redes de distribución en vacío, entonces este flujo de potencia reactiva
provocará una disminución del voltaje durante la energización y por tanto la carga tipo motoras
provocarán un incremento de las corrientes de más larga duración.
La generación distribuida está cada vez más empleada en todos los países. Esto es el empleo de
fuentes de generación de cualquier tipo más cerca a los consumidores y distribuida por toda la
red. Este tipo de sistemas tienen picos de cargas frías diferentes al resto de los circuitos con
fuentes concentradas en uno de los extremos.
Si la generación distribuida es desconectada producto a la desconexión del circuito primario,
entonces el número de cargas será mayor porque se sumarán las cargas que estaban
alimentadas por la generación distribuida y el proceso de carga fría será aún mayor. Si por el
caso contrario, la generación no se desconecta al ocurrir una desenergización del circuito
primario, entonces el proceso de carga fría será menor, dado que muchas cargas quedarán
alimentadas y no percibirán desconexión alguna.
En la figura 7 se muestran curvas del comportamiento de la corriente cuando se energiza un
alimentador. En esta curva se mezclan la Carga Fría y el Inrush. Se observa como en el
momento inicial, las corrientes son mucho mayores y luego, con en el paso del tiempo, las
corrientes van disminuyendo.
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Figura 7. Magnitudes de las corrientes de carga fría adicionada las
corrientes de Inrush en el momento de una conexión de un
alimentador.
Algunos valores se han tabulado en las literaturas y se pueden emplear como valores genéricos
probables, pero no son necesariamente condiciones que se tiene que cumplir por obligación en
todos los casos particulares. Estos valores se pueden emplear como valores tentativos hasta
conocer el comportamiento de la Carga Fría en sus alimentadores concretos.
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Una vez que se energiza el alimentador, las corrientes de Inrush pueden provocar corrientes
muy elevadas de 25 veces la corriente nominal. Luego y muy rápidamente, al cabo de los 0.1
segundos, las corrientes alcanza valores aún muy elevados de 12 veces la nominal. Continúa
disminuyendo por debajo de 3 veces la nominal cuando pasan los 10 segundos.
– 25 x In
0.01 s
– 12x In
0.1 s
– 6 x In
1s
– 3 x In
10 s
– 2 x In
15 min
La realidad es que cada alimentador según las cargas que alimenta, tendrá un gráfico de Carga
Fría diferente a otro. Es importante hacer mediciones continuamente hasta encontrar un gráfico
máximo de carga fría que permita hacer un ajuste adecuado de las protecciones de los
alimentadores de la subestación, tomando en cuenta el tipo de carga, el día de las mediciones, el
clima entre otros factores.
Las consecuencias de la carga fría sobre las protecciones de los alimentadores de los circuitos
son mayores. Estos alimentadores o las protecciones instaladas en los mismos percibirán una
mayor corriente y por tanto, podrán confundirse con corrientes de averías y desconectar todo el
circuito. Si las protecciones tienen la capacidad de reconectar automáticamente, entonces puede
existan varias reconexiones antes de que el circuito quede energizado o simplemente sea
desenergizado completamente. Es importante tomar en cuenta y no ignorar el proceso de carga
fría para buscar alguna solución a este fenómeno y mejorar la calidad del servicio eléctrico a la
población luego de una desconexión.
Las protecciones actuales poseen características que permiten solucionar total o parcialmente
los problemas de las cargas frías. Son relés basados en microprocesadores con numerosas
funciones de protección algunas ya adaptadas a las condiciones extremas de la carga fría.
En la mayoría de las literaturas la Carga Fría es un proceso que incluye al Inrush, pero
conocemos que la Inrush no solo ocurre en el momento de energizar un circuito o un
transformador, de ahí que en esta conferencia sean separado con toda intencionalidad para
poder comprenderlos en toda su dimensión.
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1.3 Conclusiones
En las redes de distribución pueden ocurrir regímenes normales que se caractericen por corriente
elevadas. Estas corrientes elevadas normales del sistema pueden confundir a las protecciones y
por tanto, provocar disparos incorrectos.
Los regímenes normales más problemáticos son los conocidos como Inrush y Pico de Carga
Fría. El Inrush puede o no aparecer siempre y la magnitud de la corriente no tiene que ser la
misma siempre. Las corrientes de Inrush pueden alcanzar fácilmente valores por encima de 5
veces la nominal de las redes y por tanto, provocar el disparo de las protecciones instantáneas.
La magnitud de las corrientes de Carga Fría depende del tiempo de desconexión de un
alimentador antes de volverlo a conectar.
Las protecciones deben ajustarse correctamente tomando en cuenta estas corrientes elevadas
normales, para evitar que por equivocación desconecten el circuito y provoquen pérdidas por
energías dejadas de consumir y disminución en la calidad del servicio eléctrico.
Estudio Independiente

Corrientes de arranque de compresores de equipos de refrigeración

Dependencia de las corrientes de Inrush con la magnetización remanente en el
transformador una vez desenergizado.
Preguntas de control
1. ¿Pueden observarse en un régimen normal corrientes muy alejadas de la nominal?
2. ¿En qué consiste el término Inrush en los transformadores?
3. Mencione algunas causas que provocan Inrush en un transformador.
4. ¿El inrush siempre ocurre?
5. ¿Qué se conoce como Pico de Carga Fría?
6. ¿Qué tipo de cargas y por qué están producen Picos de Carga Fría?
7. ¿De qué depende la magnitud de la corriente en el Pico de Carga Fría?
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Motivación de las próximas clases
En las próximas clases se harán preguntas sobre el tema de los regímenes normales que
pueden ocurrir en las Redes de Distribución, haciendo énfasis en la Carga Fría y el Inrush, sus
consecuencias para las protecciones de estas redes.
Luego la próxima conferencia estará dirigida a los regímenes de averías considerando el cálculo
de los cortocircuitos multifásicos y monofásicos a tierra, así como las descargas atmosféricas.
Llegando a resumir las formas para el cálculo de las corrientes de cortocircuitos.
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