• Mitigación de riesgos de arco eléctrico con tableros de MT

Sparks and fire

Figura 1: El diagrama muestra un arco en línea en un sistema de 3 fases. Cortesía: CDM SmithEl término "arco" cuyo significado literal es, una parte de un círculo, se le atribuye a Humphrey Davis, un científico inglés. En 1802, Davis demostró que la corriente eléctrica puede viajar entre dos varillas de carbono separadas en el aire por una distancia corta, en forma de una banda de aire ionizado que simula un arco hacia arriba. De hecho, el conocimiento sobre la energía eléctrica comenzó con el estudio del arco eléctrico. Al poco tiempo, surgió un número de inventos, como lámparas de arco, hornos de arco, bujías, soldadores de arcos, entre otros. Hoy en día, el arco eléctrico es nuevamente un tema de gran interés y estudio debido a los riesgos que representa en los sistemas de distribución eléctrica por su intenso calor, el cual puede destruir máquinas o provocar lesiones mortales al personal sin protección que por desgracia esté próximo a éste.

El personal de operaciones corre un peligro grave en todos los equipos eléctricos debido a los posibles arcos eléctricos entre los componentes energizados y las cajas metálicas con conexión a tierra. Arcos eléctricos peligrosos pueden ocurrir en equipo eléctrico debido a una o más de los siguientes eventos:

  • Caída accidental de herramientas metálicas en partes energizadas
  • Alineación incorrecta de contactos en interruptores extraíbles
  • Las conexiones sueltas pueden provocar sobrecalentamieto y arcos eléctricos menores, lo cual causaría una falla de arco
  • Roedores y parásitos en gabinetes para switchgears
  • Cables dañados y aislamiento del bus

El arco actúa como conductor flexible, el cual se compone por aire ionizado a una temperatura muy alta, a 35000 F, tres veces más caliente que la superficie del Sol. Éste puede hacer agujeros por quemaduras en las barras de cobre del bus. Puede vaporizar el cobre, que cuando se condensa en otros componentes puede provocar fallos secundarios. Puede causar el incremento de presión y/o una explosión en equipo cerrado. Puede provocar quemaduras graves y prender fuego a la ropa.

Tanto la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA por sus siglas en inglés) como la Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (NFPA) adoptaron medidas específicas con respecto al riesgo de arco eléctrico. La OSHA requiere que todo el equipo tenga una etiqueta que indique el límite de arco eléctrico, la energía incidente en el arco, la distancia segura de trabajo, y el tipo de vestimenta y cualquier otro equipo de protección que deberá usar el personal. El artículo 110.16, que se integró a la NFPA 70, establece que el equipo debe estar etiquetado para advertir al personal sobre los riesgos potenciales del arco eléctrico Código Eléctrico Nacional en 2002. La NFPA 70E en 2004: Las Normas para la Seguridad Eléctrica los Lugares de Trabajo requieren la ejecución completa de los análisis de riesgo de descarga y arco eléctrico para determinar el nivel del equipo de protección personal que se requiere en cada ubicación.

Energía incidente, distancia de trabajo y riesgo de peligro

Energía incidente es el indicador de gravedad de los riesgos para los trabajadores Esta número se define con base en la densidad de energía en calorías/cm2 o joules/cm2 a la que se expone la cara o cuerpo del empelado en una situación de arco eléctrico, a una distancia de trabajo. Distancia de trabajo es la distancia normal entre una fuente potencial de arco en el equipo y la cara o cuerpo de la persona que realiza la actividad en la máquina. El valor de la energía incidente determina el tipo de vestimenta de protección obligatoria que deberá usar el empleado. Las IEEE Std. definen las distancias de trabajo típicas La 1584 incluye:

  • Switchgear de 15kV: 182,88 cm (36 in)
  • Switchgear de 5kV: 182,88 cm (36 in)
  • Switchgear BT 182,88 cm (24 in)
  • Tableros y Centros de Control de Motores en Baja Tensión 182,88 cm (18 in)
  • Cables: 182,88 cm (18 in)

El riesgo de arco eléctrico se cuantifica mediante un número, que se conoce como categoría de riesgo (HRC). De acuerdo con la NPFA 70E, se presenta una lista en la Tabla 1 de la relación entre la categoría de riesgo (HRC), la energía incidente disponible y el tipo de equipo de protección.

Fuente: NFPA 70E

Ecuaciones del arco eléctrico, solución

En 1982, Ralph H. Lee publicó un trabajo en "Operaciones IEEE en Aplicaciones Industriales" sobre el cálculo de la energía incidente en arcos de aire abiertos, tales como subestaciones exteriores. Dicho trabajo generó un interés renovado en el fenómeno del arco energético. En 2002, la Sociedad IEEE de Aplicaciones Industriales publicó la Norma IEEE 1584: Guía IEEE para cálculos de riesgos del arco eléctrico, y presentó las enmiendas 1584 y 1584b en 2004 y 2011. Las ecuaciones bajo esta norma se obtienen de manera empírica, mediante análisis estadísticos y algoritmos de ajuste de curvas de una vasta recolección de datos experimentales (ver "Cálculo de fallas de arco"). Se puede realizar las ecuaciones para sistemas de 208 V a 15kV, 50 a 60Hz, corriente disponible de corto circuito de 700 A a 106 000 A, y distancias de arcos eléctricos de 0.5 pul. a 6.0 pul.

Existen dos parámetros importantes para cualquier equipo eléctrico, que determinan la energía incidente, y por lo tanto, el tipo de vestimenta de protección que deberá usarse. Estos parámetros son la corriente de falla de arco eléctrico"Ia" y la duración de éste "t". La corriente de falla de arco Ia es menor a la corriente de falla franca (Ibf) debido a la caída de la tensión sobre el arco o por la resistencia de éste. Para una longitud de arco , la caída de la tensión del arco es casi constante para un amplio rango de corriente. Por ende, el arco muestra una resistencia negativa en aumento. El término "franca" representa una falla causada por resistencia cero, cuando los cables trifásicos están pelados, conectados y empernado

La figura 1 explica la relación entre la corriente de falla de arco y su caída de tensión. La imagen muestra el motivo por el cual la corriente de falla de arco Ia es considerablemente menor que la corriente de falla franca Ibf en equipos de baja tensión, aunque ésta última representa un 90% en equipos de media y alta tensión. Esto es porque la caída de tensión de arco, de casi 200 V para un arco de 2-in., representa una parte importante de la tensión del circuito en equipo de 480 V; sin embargo ésta representa menos del 10% de dicha tensión e equipo de 4.16 kV y 13.8kV.

La caída de tensión de arco depende de diversos factores, entre ellos, la holgura en diferentes tipos de equipos. En la Sección 5 del IEEE 1584 se proporciona la relación entre la Ia y la Ibf, así como la relación entre la energía incidente E y la Ia y la t. Estas ecuaciones se establecen en los programas de evaluación de arco eléctrico de la mayoría de programas de análisis de sistemas de distribución. Estos programas requieren que se realice en primer lugar un análisis de corto circuito para determinar la Ibf en el equipo en cuestión.

Duración del arco

La duración de la falla de arco impacta de manera directa en la energía incidente disponible. Las fallas de arco, como cualquier otro fallo, deben detectarse y eliminarse con el primer dispositivo de protección de circuitos aguas arriba Por lo tanto, el tiempo total de arcos eléctricos es el tiempo de eliminación total del dispositivo, que, en los interruptores de circuito, éste es igual a la suma del tiempo del relevador o sensor y al tiempo operativo del interruptor. El tiempo del relevador o sensor depende de su ajuste y de la corriente de falla. En la Tabla 2 se muestran en una lista, los tiempos operativos habituales del interruptor

Fuente: Norma IEEE 1584-2002, Tabla 1

Mitigación de riesgos en equipo MT

Existe un gran número de razones por las cuales es de gran importancia mitigar riesgos de arco eléctrico en equipos MT. Primero. El switchgear MT se ubica en el puesto jerárquico más alto, en casi todos los sistemas de distribución radial. Por consiguiente, los dispositivos de protección MT deben tener una configuración que permita su funcionamiento con un retraso de tiempo más amplio para que los dispositivos BT aguas abajo operen primero en caso de algún fallo. Segundo, los interruptores MT tardan más tiempo en eliminar un fallo que los BT. Además la corriente de falla de arco es prácticamente igual a la de falla franca. Un mayor tiempo de falla eléctrica, aunado a una corriente más elevada de falla de arco, genera una energía incidente superior y una categoría de riesgo/peligro (HRC). Por la posición jerárquica superior del switchgear MT, no es buena opción desenergizarlo para realizar el mantenimiento, ya que apagaría una parte importante de la instalación. Por tal motivo, se debe buscar seriamente distintos métodos para la reducción de la HRC

Entre las alternativas de diseño que pueden reducir los riesgos de arco eléctrico en sistemas MT, se encuentran:

  • Uso de transformadores de impedancia más pequeños y más altos
  • Protección diferencial de barras y del transformador.
  • Fusibles limitadores de corriente
  • Switch de matenimiento
  • Relevadores de protección de arcos eléctricos
  • Switchgear de resistencia contra arcos
  • Métodos Crowbar
  • Paneles del operador remoto

El ingeniero deberá evaluar todas las opciones y elegir las más apropiadas para un sistema específico.

Figura 2: Este diagrama muestra la protección diferencial de barras de un switchgear MT. Cortesía: CDM Smith

Transformadores de impedancia más pequeños y más altos: La mayoría de los sistemas de distribución son radiales. Los transformadores MT, de capacidad grande se usan para alimentar a la planta; mientras que los de dos o más capacidades pequeñas, y de alta impedancia pueden ocuparse para suministrar a áreas individuales de la planta. La idea es reducir la corriente de falla franca disponible y la de falla de arco. La reducción de la corriente de falla de arco no aumenta necesariamente el tiempo de eliminación de la falla. Los relevadores se pueden configurar para minimizar el tiempo de eliminación de la falla. Por ejemplo, un transformador de 3000 kVA, 13.8 kV/4.16 kV con una reactancia habitual de 6% sería una fuente de 6940 A de corriente de cortocircuito en el switchgear de 4.16 kV; mientras que un transformador de 1500 kVA con reactancia de 8% puede suministrar sólo 2603 A de corriente de cortocircuito. La energía incidente durante una falla de arco reducirá al 62% Sin embargo, el costo de capital y los requerimientos de espacio para dos transformadores de 1500 kVA serían superiores a los de un transformador de 3000 kVA. Además, la impedancia de un transformador más alto causaría, durante el arranque del motor, una caída mayor de la tensión estacionaria y de la transitoria. Es así que se deberá evaluar y ponderar estos inconvenientes contra las ventajas que aporta la reducción de energía incidente de arcos eléctricos.

Protección diferencial de barras y transformadores: La protección diferencial es un medio para eliminar el fallo dentro de la zona de protección sin causar un retraso intencional ni interferir con la coordinación del dispositivo de protección contra sobre corrientes. La ubicación de los transformadores de corriente define la zona da protección (ver Figura 2). En la Figura 3A se muestra otro ejemplo común en el que la protección diferencial reduce considerablemente el riesgo de arco eléctrico. Los fusibles se encargan de ofrecer protección primaria a los transformadores. El fusible se elige para proporcionar una protección adecuada al transformador y para permitir la corriente inrush de magnetización. La eliminación de un fallo en la fuente de alimentación del interruptor central secundario se realizará exclusivamente por el fusible principal. A menudo, la HRC para la falla en la fuente de alimentación del interruptor es excesiva. Si el fusible se remplaza con un interruptor y se ofrece protección diferencial, la falla en la fuente de alimentación se eliminará, y por ende la disminución de la HRC será considerable (ver Figura 3B)

Figura 3: El diagrama A muestra un sistema en el que la falla en la fuente de alimentación genera un exceso de energía incidente. El diagrama B muestra cómo la protección diferencial para este sistema reduce la energía incidente.
Cortesía: CDM Smith

Figura 3: El diagrama A muestra un sistema en el que la falla en la fuente de alimentación genera un exceso de energía incidente. El diagrama A muestra un sistema en el que la falla en la fuente de alimentación genera un exceso de energía incidente. CDM Smith

Fusibles limitadores de corriente  Los fusibles limitadores de corriente tienen la capacidad de eliminar fallos dentro de un rango de medio ciclo (menos de 0.0083 seg), y de restringir la corriente de paso. La acción de limitación de corriente que realizan los fusibles sucede al derretir los filamentos metálicos y el relleno de arena dentro de estos, lo cual genera múltiples arcos en su interior. Es posible reducir en una buena cantidad de la energía incidente disponible debido a la rápida eliminación de la falla. No obstante, esto sucederá sólo cuando la corriente de falla se ubique dentro del rango de limitación de corriente de las características del fusible. Es decir, en un fusible limitador de corriente de 15kV 300 A, la acción limitadora se activa para corrientes de falla superiores a 6000 A. Las ventajas de este tipo de fusibles pueden visualizarse sólo si la corriente de cortocircuito disponibles es mayor a 6000 A. Se debe reconocer también que la coordinación de fusibles limitadores de corriente con dispositivos de protección aguas abajo, es compleja.

Tipo de mantenimiento en relevadores de protección de estado sólido:  Hoy en día el interruptor de mantenimiento está disponible para la mayoría de los interruptores MT como medio para ajustar temporalmente la configuración del dispositivo de protección de estado sólido durante el mantenimiento programado y poder eliminar sin ningún retraso las fallas de arcos mientras continúa el mantenimiento de dichas configuraciones para coordinarlas con dispositivos de protección aguas abajo. La Figura 4 muestra la aplicación y el beneficio del interruptor de mantenimiento en switchgears de 4.16kV La figura 4 A muestra el diagrama unifilar del switchgear. La figura 4B muestra las curvas tiempo-corriente de los relevadores principales y de alimentación El cálculo de la corriente de falla de arco es de 8.44 kA para una falla en barras. El interruptor principal elimina la falla en 1.303 seg. (incluyendo el tiempo del interruptor), la energía incidente es 12 cal/cm2, y el nivel de HRC es 3.

Figura 4: La figura A muestra un diagrama unifilar de un sistema de distribución MT. El diagrama B muestra los beneficios de usar un interruptor de mantenimiento. Cortesía: CDM Smith

Cuando el interruptor de mantenimiento está activado, la configuración instantánea del relevador principal disminuye de 80 (16000 A) a 30 (6000A),por debajo de la corriente de falla de arco esperada. La falla de arco de elimina en 0.015 seg., la energía incidente disminuye a 1.2 cal/cm2 y el nivel HRC cambia de 3 a 1.

Figura 4: La figura A muestra un diagrama unifilar de un sistema de distribución MT. El diagrama B muestra los beneficios de usar un interruptor de mantenimiento. Cortesía: CDM Smith

Al usar el interruptor de mantenimiento, los supervisores de la planta deben implementar un método prueba-error para garantizar que el interruptor de mantenimiento. De lo contrario, el interruptor principal lanzará disparos innecesarios.

Relevadores de protección de arcos eléctricos  La luz que emite el arco puede utilizarse para la detección de una falla de arco, en lugar de usar un sensor de corriente. Éste es el principio del funcionamiento de los relevadores de protección de arco eléctrico, que hoy en día venden algunas empresas en Estados Unidos. El resultado es el mismo que el del interruptor de mantenimiento, exceptuado que no se requiere la participación humana. Mediante un receptor fotoeléctrico o un cable de fibra óptica se pueden detectar arcos eléctricos dentro de la caja del switchgear. Se ofrece el input a un relevador de protección electrónica de una o más funciones, que puede detonar el disparo instantáneo del interruptor Este método es independiente de la magnitud de la corriente de falla de arco, y puede detectar el arco eléctrico en una etapa temprana de su desarrollo. Una empresa afirma que la detección se realiza en 1.0 mseg. Estos relevadores aún no gozan de gran aceptación, sin embargo, a diferencia del sensor de corriente, ofrecen una mejor opción para la detección de arco eléctrico y el disparo inmediato.

Figura 5: Este diagrama muestra una aplicación típica del interruptor de puesta a tierra de alta velocidad. Cortesía: CDM Smith

Switchgear de resistencia contra arcos  En casos extremos, un arco eléctrico intenso, dentro de un equipo, puede generar una acumulación inmensa de presión y resultar en una explosión. La explosión liberará la acumulación de presión pero no apagará ni eliminará el arco; esto provocará daño térmico en los bus de barras y cajas hasta que el interruptor lo elimine. Éste es el escenario más probable de destrucción total de varios switchgear de BT y MT, a causa de un arco eléctrico interno. El switchgear resistente al arco, que se encuentra disponible y posee una estructura sólida, tiene la capacidad para liberar la presión acumulada. Éste se compone por ventanillas y aberturas en la parte trasera de la caja, alejado de los operadores, para liberar el aire de rápida expansión.

Existen diversas situaciones en las que se justifica el gasto adicional del switchgear resistente al arco. En muchas industrias, el costo extra es mucho menor que el que representa una reparación, tiempo de inactividad, compensaciones y litigios.

Métodos Crowbar:  Se conoce con el nombre de "crowbar" a un método completamente distinto de solucionar las fallas de arco eléctrico. Este método es bien conocido en Europa y la Comisión Electrotécnica Internacional, Norma 62271-200, lo considera un método viable para el switchgear MT. Por desgracia, no existe ninguna norma estadounidense que sirva de lineamiento para la aplicación de este método. El método crowbar consiste básicamente en la detección de alta velocidad de un arco eléctrico, en la creación intencional de una falla franca trifásica, y en la eliminación de la falla franca; todo esto ejecutado por el interrupor. Un interruptor puesta a tierra genera la falla franca. La tensión del circuito se reduce a cero, y el arco colapsa. En Estados Unidos este método se comercializa en la forma de un interruptor puesta a tierra de alta velocidad (ver Figura 5) La detección de un arco eléctrico la realiza un sensor óptico. Un relevador electrónico energiza un accionador, que se encarga de cerrar el interruptor puesta a tierra trifásico, y cuyo resultado es la generación de una falla franca trifásica. El relevador de protección del sistema detecta la falla franca, y se dispara el interruptor. Otra empresa comercializa un producto que, en lugar de generar una falla franca, produce un segundo arco dentro de una caja confinada tipo tambor, de alta resistencia mecánica. El segundo arco en relación con la falla de arco tiene el mismo propósito que el cortocircuito franco.

Figura 6: La imagen muestra un panel normal de operador remoto para un switchgear de 4160 V. Cortesía: CDM Smith

Paneles del operador remoto  Se puede garantizar la seguridad del personal contra riesgos de arcos eléctricos al ofrecer paneles de operación remota, desde donde se podrá realizar la operación manual del switchgear. Los paneles remotos deben colocarse a una distancia segura del switchgear, o bien, en otra sala. Si hay espacio disponible para paneles remotos, el equipo no resulta caro. Todos los interruptores en el switchgear deben funcionar de manera eléctrica. Además, debe ofrecerse un mecanismo extraíble operado por un motor. La instalación de todos los interruptores de control, automáticos/manuales, luces indicadoras, amperímetros y voltímetors, y una terminal de interface de operador puede realizarse en un panel de operador remoto (ver Figura 6).

Para calcular las fallas de arco eléctrico

Se ocupan las siguientes ecuaciones para el cálculo de la corriente de falla de arco eléctrico:

Para la tensión del sistema por debajo de 1kV:

lg(Ia) = K + 0.662 lg(Ibf) + 0.0966 V + 0.000526 G + 0.5588 V (lg Ibf) – 0.00304 G (lg Ibf)

Dónde:

lg = log10 (logaritmo a la base 10)

Ia = corriente de arco eléctrico, kA

K = -0.153 o arcos abiertos; -0.097 para arcos en caja

Ibf = corriente de cortocircuito franco trifásica (rms simétrico), kA

V = tensión del sistema, kV

G = gap de conductor, mm

Para la tensión del sistema superior a o igual a 1kV:

lg (Ia) = 0.00402 + 0.983 lg (Ibf)

El cálculo de la energía incidente E se realiza a través de la siguiente ecuación:

E = 4.184 Cf En (t/0.2) ( 610x/Dx)

Dónde:

E = energía incidente, J/cm2

Cf = factor de cálculo

= 1.0 para tensiones superiores a 1 kV

= 1.5 para tensiones de o menos de 1 kV

En = energía incidente normalizada

t = duración de arco eléctrico, seg.

x = exponente de distancia

D = distancia de trabajo, mm

A través de la siguiente ecuación se obtiene la energía incidente normalizada:

lg En = k1 + k2 + 1.081 lg(Ia) + 0.0011 G

En estas ecuaciones, los valores de G y el exponente x dependen del voltaje y el tipo de equipo Por ejemplo, para un switchgear de 480-V, G = 32 mm y x = 1.473. La Tabla D.7.2 de la norma IEEE muestra otros voltajes y equipos El valor de G y x es 1584.

Fuente: IEEE Std. Guía para cálculos de riesgos del arco eléctrico de la IEEE 1584-2002


Gestionado por ContentStream®CSE_Logo_Color_ID