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    • Puesta en marcha de sistemas eléctricos en instalaciones para misión crítica

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    Puesta en marcha de sistemas eléctricos en instalaciones críticas para misión

    La meta general de la puesta en marcha debe ser asegurarse que la instalación cumpla con la intención de diseño y los requisitos del dueño. Para instalaciones críticas, la meta en general se alcanza proporcionando al dueño la confiabilidad, redundancia y resilencia por los que él o ella pagó y que de hecho esté presente y operativo en la instalación terminada.

    Figura 1: Es imperativo que las pruebas transitorias para generadores se realicen a la capacidad de factor de energía de la placa del fabricante. Cortesía: ESD

    Debido a que hay muchos escenarios y variables de falla, es muy poco frecuente que sea posible o rentable probar razonablemente cada una, pero la autoridad de puesta en marcha tiene la obligación de proporcionar un nivel de prueba que permitirá que el dueño tenga la confianza de que cada sistema está funcionando y puede mantener un estado operativo planeado adecuado durante los eventos externos comunes.

    Como se espera, el dueño querrá usar el proceso de puesta en marcha para estar seguro de que la instalación, el desempeño y la operación del equipo nuevo son aceptables antes de de soportar la carga crítica, y él o ella querrá hacer esto en la forma más barata y rápida posible.

    Este artículo trata sobre las mejores prácticas para probar varios sistemas eléctricos, así como algunos de los desafíos encontrados. También presenta casos de estudio observados durante la fase de prueba de desempeño funcional del proceso de puesta en marcha, como se detalla en ASHRAE, Lineamiento 0. La implementación de las mejores prácticas y las lecciones aprendidas en los proyectos futuros mejorará la calidad del producto provisto por el dueño.

    Generador
    Incluir los generadores en el alcance de la puesta en marcha para una instalación crítica es imperativo debido a que son la única fuente de energía en espera cuando los servicios públicos no están disponibles (ver la Figura 1).

    Cuando se prueba un generador, la mejor práctica es asegurarse que la carga para cargar en pasos y la prueba de resistencia tiene una capacidad de factor de potencia que corresponde al factor de potencia de la placa del fabricante en el generador, ya que el generador estará afinado y calibrado para operar mejor a sus condiciones nominales. El fabricante tampoco podrá proporcionar documentación sobre cómo se espera que se desempeñe el generador si la carga usada para pruebas se desvía de las condiciones de la placa del fabricante. La afinación y calibración son especialmente importantes cuando se intenta una carga en pasos de 0% a 100%, y con frecuencia, el sistema no responderá adecuadamente dentro de la tolerancia aceptable si el factor de potencia de la carga no corresponde a la capacidad en la placa del fabricante.

    Debido a las nuevas reglamentaciones de EPA, los generadores ahora están limitados respecto a la cantidad de contaminación que pueden emitir bajo todas las condiciones de funcionamiento, incluyendo cuando responden a cargas en pasos. Esto ha sido un desafío para los fabricantes de generadores que en el pasado simplemente permitían que el sistema tomara más combustible, lo que daba como resultado nubes de humo negro que salían hacia el ambiente. En un esfuerzo por minimizar la contaminación, los fabricantes han tenido que afinar los generadores, dando como resultado una importancia incrementada de probar los generadores al factor de potencia nominal. Además, debido a que los generadores normalmente se hacen funcionar bajo carga para mantenimiento de rutina y pruebas, el dueño con frecuencia compra un banco de carga resistiva permanente (factor de potencia de unidad) dimensionado para la capacidad nominal del generador. Es importante explicar al dueño que el banco de carga permanente que se usará para pruebas de carga en el futuro puede no ser adecuado para usar durante la puesta en marcha si tiene una capacidad al factor de potencia de unidad.

    Caso de estudio de puesta en marcha del generador: Dos generadores de 13,8 kV 3 MW que tuvieron una capacidad de factor de potencia de 0,8 se probaron cada uno usando un banco de carga de factor de potencia de unidad de 3 MW. En cada caso, cuando se realiza el paso de carga de 0% a 100%, los generadores pudieron soportar la carga durante sólo uno de los siete intentos. La carga fue resistiva, pero la caída de voltaje inducida por la carga de paso causó que el controlador del banco de carga perdiera potencia, lo que apagó el banco de carga. Incluso cuando se mantuvo la carga, el voltaje y la frecuencia se desviaron más allá de los criterios publicados para el 100% de la carga en pasos debido a que los datos de desempeño del generador no se basaron en una carga de factor de potencia de unidad. No se observó operación problemática para los mismos generadores cuando se probaron en la fábrica usando un banco de carga de factor de potencia de 0.8.

    Interruptor de transferencia automático (ATS)
    El ATS es un componente importante de la instalación crítica debido a que se usa comúnmente en diseños de instalaciones críticas para transferir energía de una fuente primaria a una fuente secundaria después de la pérdida de la fuente primaria.

    Los ATSs de transición abierta están diseñados para permitir una interrupción para la carga usando una transferencia de tipo romper antes de hacer. Debido a esto, no se requiere la carga del ATS durante las transferencias de transición abierta durante las pruebas de desempeño funcional. La carga tampoco se requiere cuando se prueba la capacidad del ATS para realizar transferencias de transición cerrada. Durante las transferencias de transición cerrada, el ATS estará en paralelo con las fuentes primaria y secundaria antes de la transferencia. Es importante asegurarse que el ATS pueda conducir adecuadamente las transferencias de transición cerrada y de que manejará la transición de la misma forma, sin importar si está transportando carga o no. Un medidor de la calidad de la potencia se debe conectar en la salida del ATS para confirmar que la transferencia se completa dentro del tiempo especificado para aplicaciones de transición cerrada. Se debe hacer notar que la carga se requiere para todos los ATSs cuando se realiza escaneo infrarrojo. Se recomienda que todos los componentes del ATS se escaneen con infrarrojo bajo carga completa en todas las rutas de potencia primaria, secundaria y con desviación después de que la instalación final está completa. También se requiere la carga para aplicaciones de transición cerrada cuando la fuente secundaria del ATS es un generador. Esta prueba en general se realiza como prueba de sistema integrado para probar que el generador y el ATS funcionan adecuadamente juntos bajo carga completa. Las pruebas del sistema integrado se realizan después de completar las pruebas de desempeño funcional para el ATS, el generador y otros sistemas integrales.

    En la mayoría de los casos, para que un ATS se pruebe funcionalmente, ambas fuentes deben estar disponibles debido a que el ATS en general inhibirá cualquier transferencia si sólo hay una fuente. Este problema puede surgir en situaciones en las que los ATSs se agregan a instalaciones vivas existentes. Debido a su papel integral en el sistema de distribución de energía, con frecuencia no se pueden conectar al sistema eléctrico sin bajar las cargas a las que van a dar servicio. En un esfuerzo por minimizar la interrupción a la instalación viva, las pruebas del ATS muy probablemente ocurrirán antes de conectarlo a la instalación viva. Sin embargo, el ATS se puede conectar a la fuente secundaria si esta fuente secundaria es un generador. Cuando se restaura la fuente primaria que da servicio a la carga, en general hay un tiempo limitado para probar el ATS ya que se requerirá de inmediato que se proporcione energía a las cargas críticas.

    Caso de estudio de puesta en marcha de ATS: Se requirió un fabricante de ATS para hacer el arranque y probar el ATS en un proyecto antes de que se conecte al sistema eléctrico. Para hacer esto, el proveedor de ATS requirió que las fuentes primaria y secundaria estuvieran disponibles para el arranque. El contratista eléctrico agregó un puente entre las dos fuentes y conectó la fuente secundaria del ATS al generador. Cuando se arrancó el generador, el ATS vio las fuentes primaria y secundaria como disponibles. Una desventaja importante fue que no hubo forma de desconectar sólo la fuente primaria durante el arranque sino también simular la pérdida de la fuente secundaria, por lo que no fue posible verificar las operaciones de transferencia automática sin técnicas de simulación. También se facilitó para ATS el realizar las transferencias de transición cerradas debido a que las dos fuentes estaban perfectamente sincronizadas, ya que ambas venían del mismo punto de generación. Toda la funcionalidad se volvió a probar después de la conexión final durante la prueba de desempeño funcional para asegurarse que el sistema estaba operando adecuadamente en la configuración de diseño real.

    UPS

    Figura 2: El UPS es el componente crítico para soportar cargas críticas, ya que es el sistema primario responsable para mantener la continuidad de carga durante una pérdida de servicio público. Cortesía: ESD

    El UPS es probablemente el equipo más importante en la instalación crítica debido a su capacidad de mantener la energía para las cargas críticas, sin importar la operación de todos los otros sistemas de soporte (ver la Figura 2).

    El monitoreo de las entradas al rectificador del UPS, la desviación estática dentro del UPS y el bus de salida del UPS se considera la mejor práctica durante las pruebas de desempeño funcional. Después de cada carga transitoria, carga en pasos, o prueba de descarga de batería, las formas de onda registradas por los medidores de calidad de potencia establecidos en el sistema se deben revisar para confirmar que no se dispararon eventos y que las formas de onda de salida permanecieron dentro de la tolerancia y se recuperaron dentro del marco de tiempo especificado. Los sistemas UPS con frecuencia se ponen en servicio rápido después de las pruebas de desempeño funcional, por lo que es mejor verificar los resultados de medidores de calidad de energía- incluyendo capturas de forma de onda- durante pruebas en sitio en lugar de esperar un reporte del técnico del medidor. De esta forma, cualquier problema descubierto durante las pruebas de UPS se pueden rectificar rápido, ya que el fabricante con frecuencia tiene que consultar a la fábrica sobre la operación interna problemática del UPS.

    Las pruebas de resistencia con carga completa se deben realizar en sistemas UPS después de que el sistema se instaló en sitio, incluso si la prueba de carga completa se realizó en la fábrica. Muchos componentes necesitan estar desconectados para embarque y entonces se reensamblan en sitio. El equipo eléctrico también se puede afectar por problemas que se desarrollan durante el embarque y tal vez no se detecten sin realizar la prueba de resistencia en sitio. En general, una duración de 8 horas para una prueba a carga completa se considera adecuada para confirmar que el sistema será capaz de funcionar a una carga nominal completa sin problemas.

    En algunos casos, puede ser difícil monitorear la lógica usada por el UPS para manejar diversas operaciones debido a que las acciones se realizan por microprocesadores instalados en las tarjetas de circuitos. Esto enfatiza la importancia de configurar adecuadamente equipo de monitoreo antes de las pruebas del UPS. Si se detecta un problema durante las pruebas, será más fácil para el fabricante si se proporciona con datos significativos generados por el sistema de monitoreo interno del UPS y el equipo de monitoreo de energía externo usado durante las pruebas. Cuando ocurre una falla, puede ser muy difícil entender lo que está sucediendo dentro del equipo. Los datos de prueba capturados casi siempre mejoran el proceso de resolución de problemas.

    Caso de estudio de puesta en marcha de UPS: Mientras se configura la configuración del sistema para una prueba de descarga de batería, ambos interruptores de cadena de batería se abrieron cuando se aplicó carga a las baterías. El evento que causó esta respuesta se volvió a probar dos veces sin notar anormalidades. Durante pruebas posteriores, la falla no se pudo recrear.

    El fabricante reemplazó las partes dentro del UPS que podría haber fallado y causado el problema inicial. Después del reemplazo, el UPS se probó en gran variedad de cambios de paso de carga y se transfirió a desviación estática, desviación de mantenimiento y de regreso al inversor. Después se realizó una descarga adicional de batería de 2 min a 65% de carga mientras se realizó la calibración de la pantalla del UPS. El fabricante indicó que las reparaciones se realizaron en forma exitosa y que el sistema estuvo operando adecuadamente, pero no pudo explicar por qué falló dramáticamente una función crucial dentro del UPS.

    Conmutador en paralelo del generador

    Figura 3: El conmutador en paralelo del generador se debe probar con cargas de resistencia/reactivas para confirmar la capacidad del sistema para compartir adecuadamente kVAR. Cortesía: ESD

    El conmutador en paralelo del generador es un componente crucial para una instalación crítica en situaciones donde la carga soportada por el generador excede la capacidad de un generador (ver la Figura 3).

    Los sistemas del conmutador en paralelo del generador se deben probar al factor de potencia nominal del sistema de conmutador en paralelo del generador- normalmente 0.8. Esto es importante para mostrar que cada generador comparte en forma adecuada las cargas de kW y kVAR. Sólo porque los generadores en paralelo comparten de manera uniforme los kW mientras que da servicio a una carga resistiva, no siempre significa que van a compartir de manera uniforme los kVAR cuando se da servicio a una carga reactiva.

    Un desafío importante con las pruebas de sistemas de conmutador en paralelo del generador es que con frecuencia se califican para cargas muy pesadas debido al número de generadores que puede estar conectado a ellos. En algunos casos, puede no ser práctico y también puede ser caro cargar sistemas de conmutador en paralelo del generador a la capacidad nominal. Se recomienda que se proporcione carga suficiente para que exceda la capacidad de un generador. De manera ideal, los bancos de carga provistos se dimensionarán a la capacidad operativa esperada del conmutador en paralelo del generador, pero no necesariamente a su capacidad de diseño completa.

    Los sistemas de conmutador en paralelo del generador se basa mucho en la programación dentro del controlador de lógica programable (PLC) para operación. El conocimiento de cómo opera este programa con frecuencia se limita a un puñado de expertos. Los cambios a la programación del PLC se deben documentar en una bitácora de cambios de programación del PLC. La bitácora debe incluir la fecha del cambio, la razón para el cambio, una descripción de cambio, y el número de versión nueva del programa que incluye el cambio. Se deben guardar versiones más antiguas del programa en caso de que las actualizaciones creen problemas adicionales y ser requiera regresar a una versión anterior del programa.

    Caso de estudio de puesta en marcha del conmutador en paralelo de generador: Después de que se probó un sistema de conmutador en paralelo del generador, los cambios de programación se hicieron en respuesta a los problemas descubiertos durante las pruebas. Se realizaron nuevas pruebas, pero sólo se repitió una porción de las pruebas. Después, durante la capacitación del dueño, se descubrieron problemas de programación adicionales como resultado de los cambios hechos antes de las nuevas pruebas anteriores. La programación del PLC se cambió otra vez después de que se requirieron modificaciones adicionales. Para asegurarse que la programación del PLC y el sistema estaban trabajando adecuadamente, se realizó un procedimiento de nueva prueba que incluye cada transferencia posible iniciada por el usuario y transferencia automática en escenarios de transición abierta y cerrada. La nueva prueba se grabó en video y se documentó y la bitácora de eventos del PLC se extrajo para mostrar las transferencias que ocurrieron. Las nuevas pruebas se completaron con éxito sin que se requirieran cambios de programación adicionales.

    Conmutador eléctrico principal
    El conmutador eléctrico principal es un componente importante para una instalación crítica debido a que distribuye energía a todo el equipo de distribución eléctrica corriente abajo.

    Los ajustes de los interruptores de circuito se deben ingresar, coordinar, probar y verificar a lo largo de todo el equipo de distribución eléctrica principal. Si hay una falla en el sistema, es imperativo que se implemente la coordinación selectiva para que la falla se aísle lo más corriente abajo posible. Los interruptores de circuito principales se deben configurar adecuadamente para asegurarse que queden cerrados durante las condiciones e falla y esperar que el equipo corriente abajo elimine la falla. Esto se asegurará implementando las pruebas de interruptor de circuito adecuadas recomendadas por la Asociación Nacional de Pruebas Eléctricas, que incluyen captación instantánea, captación de tiempo corto, retraso de tiempo corto, captación de tiempo largo, retraso de tiempo largo, captación de falla de tierra, retraso de tiempo de falla de tierra, pruebas de resistencia de contactos y pruebas de resistencia de aislamiento.

    Mientra que el conmutador eléctrico es una parte integral del sistema de distribución eléctrica, la capacidad de transporte de corriente del sistema puede incrementar el peligro de inflamación de arco. Para evitar una lesión, el conmutador eléctrico principal se debe desconectar antes de que se abra o se trabaje en él. Debido a que el dueño con frecuencia no tendrá un medio para desconectar adelante de este equipo, en general requiere la participación del proveedor del servicio público, lo cual puede ser problemático y difícil de programar.

    Caso de estudio de puesta en marcha del conmutador eléctrico principal: Se requirió hacer modificaciones al conmutador eléctrico principal que da servicio al sitio del centro de datos. Para asegurar que todas las modificaciones se hicieron correctamente, se tenía que realizar escaneo infrarrojo. Debido a la capacidad de transporte de corriente del conmutador eléctrico principal, no era seguro estar a una distancia de 6 pies del equipo cuando estaba abierto y al abrirlo se podría hacer cuando el conmutador eléctrico principal no estaba energizado. Esto requirió un proceso largo de apagado de todas las cargas en el edificio, abriendo el conmutador eléctrico principal y reiniciando todos los sistemas para que el conmutador eléctrico principal se pueda escanear a una distancia segura bajo carga. El mismo procedimiento tenía que ocurrir para reemplazar las cubiertas en el conmutador eléctrico principal después de que se completó el escaneo infrarrojo.

    Interruptor de transferencia estática (STS).

    Figura 4: Los STSs pueden transferir sin problema la carga en forma automática o manual de una fuente a otra sólo en algunos mseg. Cortesía: ESD

    Un STS es un componente importante y útil para una instalación crítica debido a que proporciona la capacidad de carga de transferencia sin problema durante situaciones de falla y de mantenimiento (ver la Figura 4).

    Los STSs se comportan de manera similar a los ATSs, pero debido a que están diseñados para transferir en unos cuantos mseg, hay varios ajustes que se deben coordinar. Los STSs se alimentan comúnmente de los sistemas UPS. Estos sistemas UPS están presentes para evitar interrupciones en los STSs corriente abajo. Durante un evento de mantenimiento planeado o durante una falla de energía de servicio público, los UPSs están diseñados para realizar transferencias a la desviación o la batería dentro de cierto marco de tiempo. Debido a que los STSs están configurados para transferir en caso de pérdida de la fuente primaria para cierta duración, el marco de tiempo debe ser más largo que la interrupción permisible vista desde el UPS. Si no se coordina adecuadamente, una transferencia de rutina a la desviación al nivel del UPS puede causar que los STSs corriente abajo transfieran a su segunda fuente.

    En diversas ocasiones, se han observado lecturas fantasma de voltaje y corriente en las pantallas de los STSs sin carga conectada. El reinicio del sistema normalmente corrige este problema. Mientras que los fabricantes en general indican que no hay riesgos operativos, esta anomalía es confusa.

    Caso de estudio de puesta en marcha de STS: En un sitio que contiene ocho STSs, una unidad desplegó valores de corriente en una sola fase con interruptores de carga abierta y no se midió corriente usando equipo de monitoreo de energía portátil. Otra unidad de STS mostró 160 A en este escenario, mientras que se midió 0 A con equipo de monitoreo de energía portátil. El fabricante aseguró al equipo que el simple reinicio de la pantalla corregiría el problema y no arriesgaría la carga en forma alguna. El reinicio de la pantalla corrigió el problema y la unidad se monitoreó para asegurar que el problema no regresó.

    Sistema de monitoreo de energía eléctrica (EPMS).

    Figura 5: El EPMS permite que el operador vea el estado eléctrico de cada sistema en la instalación crítica desde una sola ubicación. Cortesía: ESD

    El EPMS permite que todos los sistemas eléctricos dentro de la instalación crítica se monitoree desde una sola ubicación, dando al operador la visibilidad del operador para asegurar que todos los sistemas no están generando cualquier alarma y están operando en forma adecuada y eficiente (ver la Figura 5).

    Cuando se confirma que el EPMS está monitoreando sistemas correctamente, se deben verificar estados múltiples para cada punto. Se deben modificar los puntos en el campo y verificar para asegurarse que los mismos valores o estados observados en el campo se reporten en forma adecuada al EPMS.

    Una dificultad entrada en esta área tiene que ver con las discrepancias con los puntos. Los ingenieros de diseño normalmente especifican puntos que va a monitorear el EPMS, pero con frecuencia aprueban entregas de equipo que no pueden proporcionar estos puntos. Para evitar este problema lo mejor es reunirse con el ingeniero de diseño y los fabricantes del equipo antes de la aceptación de los entregables para asegurarse que los puntos que son importantes para el ingeniero de diseño se pueda proporcionar mediante el equipo.

    Caso de estudio de puesta en marcha de EPMS: Muchos puntos monitoreados por el EPMS, incluyendo picos y caídas de voltaje, son muy difíciles de simular. Para simular caídas reales de voltaje en un proyecto, el sistema eléctrico se colocó en en generador y se agregaron cargas de paso grandes con un banco de carga. El generador luchó por mantener el voltaje cuando se requirió transportar la carga de paso grande, que dio como resultado alarmas de caída de voltaje y generación de formas de onda capturadas en el EPMS.

    Conclusión
    El equipo en el sistema de distribución eléctrica de instalaciones de misión crítica deben operar en forma confiable. Después de resolver los desafíos de puesta en marcha y de haber empleado las mejores prácticas, estos sistemas cumplirán con su intención de diseño y los requisitos del dueño, asegurando al dueño que la instalación tiene confiabilidad, redundancia y resilencia.


    Joshua J. Gepner es un asociado senior en Environment Systems Design Inc. Tiene más de 10 años de experiencia en ingeniería enfocándose en el diseño, consultoría y puesta en marcha. Se especializa en la puesta en marca de instalaciones de misión crítica y es versado en diseño eléctrico comercial, residencial e industrial, así como en las normas LEED y de códigos de energía para construcción.

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