MONTAJE DE GRUPOS ELECTROGENOS DE GRAN POTENCIA COMO FUENTE AUXILIAR

 

      En las instalaciones industriales donde la continuidad de suministro de energía eléctrica es esencial para su proceso productivo, se ha de instalar una fuente alternativa de energía para asegurar la continuidad de suministro durante los trabajos de mantenimiento, reparaciones, cortes del suministro de red, o cualquier otro evento imprevisto que puede privar de energía eléctrica al proceso productivo. Por ello, los grupos electrógenos son elementos esenciales para garantizar la generación de electricidad. En el mismo sentido, la seguridad de que su disponibilidad es del 100 % en todo momento, descansa sobre el estado en el que se encuentra el grupo electrógeno, y éste sobre un mantenimiento de calidad, porque es evidente que en una instalación en que la continuidad del servicio sea un aspecto fundamental no pueden permitirse cortes súbitos provocados por interrupciones de la alimentación principal. 

      La instalación de grupos electrógenos debe cumplir con las normas vigentes, en especial las del R.E.B.T. (Reglamento Electrico para Baja Tensión), igual que si se tratase de una red de generación eléctrica, segun la ITC-BT 40 (Instalaciones Generadoras de Baja Tensión). 

 

Características que debe ofrecer un grupo electrógeno

CALIDAD Y CATEGORÍA DEL EQUIPO

      La mayor inquietud de los responsables de una industria, negocio, o fábrica, es que después de haber invertido una suma considerable en la compra de un grupo electrógeno de última generación, llegado el momento de entrar en funcionamiento por un corte de suministro eléctrico en la red, o por cualquier imprevisto, la conmutación red/grupo falle, o el motor del equipo no arranque.

      No hay gasto más doloroso que el que se produce por intentar ahorrar dinero donde no se debe. Cuando tras la compra de un grupo electrógeno te ofrezcan un contrato de mantenimiento piénsatelo dos veces antes de rechazarlo si piensas “esto me lo puedo ahorrar si lo hago yo con mi personal de mantenimiento”, el personal de mantenimiento interno, rara vez dispone de todos los conocimientos necesarios y de la instrumentación específica para realizar un mantenimiento correcto en los grupos electrógenos, por lo que se crea una elevada dependencia de personal no cualificado.

      La mejor opción a la hora de adquirir un grupo electrógeno es seleccionar un fabricante de reconocido prestigio, más la capacidad de la empresa que nos ha de mantener el grupo electrógeno para podernos atender en el servicio posventa. El grupo electrógeno con el motor más fiable del mundo puede quedar inservible si no es revisado periódicamente mediante un calendario de mantenimiento integral realizado por personal cualificado. Y de igual manera, un grupo electrógeno normal y económico, que esté adecuadamente dimensionado y mantenido, puede permitir despreocuparse sabiendo que, cuando lo necesitemos, estará siempre listo para funcionar y entrar en funcionamiento ante un imprevisto en la red.

      

POTENCIA DEL GRUPO ELECTROGENO

      La características que deben tener los grupos electrógenos se seleccionan en función de la aplicación. Para el accionamiento de cargas eléctricas individuales, la potencia permanente que debe soporta el alternador eléctrico del grupo electrógeno ha de ser el doble que la potencia de la carga como mínimo por varias razones técnicas, por ejemplo, el arranque de una electrobomba en estrella triangulo absorbe una intensidad de corriente de 2,5 a 3 veces la intensidad nominal del motor eléctrico durante varios segundos, si dicha electrobomba es accionada mediante un arrancador suave, la corriente de arranque suele ser de 3 a 4 veces la corriente nominal de motor. Resumimos que para el accionamiento de cargas eléctricas individuales la potencia mínima del grupo electrógeno que garantiza el funcionamiento de nuestra aplicación ha de ser del doble que la potencia del receptor eléctrico a alimentar.   

      En caso de instalaciones con varios receptores eléctricos la potencia del grupo electrógeno se selecciona realizando previamente un análisis de red de al menos veinticuatro horas con la instalación funcionando a su régimen nominal, con objeto de conocer cuál es la potencia máxima permanente y su tiempo de duración, con ello podemos reducir el coste de instalación del grupo electrógeno, dimensionando la potencia del mismo para adecuarlo a las características de la instalación. Si la carga de energía eléctrica de la instalación es permanente aunque fluctué su potencia, es decir, instalaciones que funcionan de forma continua sin paradas, la potencia del grupo electrógeno ha de ser como mínimo 2,2 veces la potencia nominal de funcionamiento de la instalación en régimen permanente, esta potencia debe ser calculada de este modo por dos razones, primero para que el grupo electrógeno pueda soportar el arranque de los motores más grandes de la instalación, y también con objeto de que pueda suministrar dicha potencia de forma continua sin calentarse excesivamente en la época de verano, que es cuando las temperaturas del ambiente alcanzan sus valores más elevados.

      Un grupo electrógeno puede soportar su potencia nominal de forma permanente solo cuando la temperatura del aire aspirado del ambiente es igual o inferior a veinticinco grados centígrados, si la temperatura del aire aspirado es superior se deberá desclasificar la potencia máxima que puede suministrar en función de la temperatura ambiente según la recomendación o tablas de temperatura de trabajo especificadas por el fabricante. Del mismo modo las condiciones de ventilación han de ser favorables, los grupos electrógenos suministran la potencia nominal con todas las puertas o ventanas abiertas y con el recinto donde se encuentra instalado bien ventilado, en caso de no cumplirse estas dos condiciones la potencia máxima que puede suministrar se deberá reducir en consecuencia. A lo largo de todos estos años hemos visto que los grupos electrógenos que han sido instalados sin contemplar estas cuestiones, o instalados en ubicaciones inadecuadas, nunca llegan a generar la potencia prevista para la aplicación que fueron concebidos, bien porque el control del motor o del generador se auto protege rebajando la potencia máxima que puede suministrar, o por disparo de las protecciones de temperatura de éstos, y en otros casos porque disparan las protecciones eléctricas contra sobrecarga de corriente. 

      En todo caso, la potencia del grupo electrógeno debe ser calculada, de tal modo que cuando la instalación que debe alimentar se encuentre funcionando a su régimen nominal, el promedio de carga admisible no debe superar el 70% de la potencia entregable de forma contínua por el grupo electrógeno, a una temperatura de ambiente máxima de 40 ºC.

      Los grupos electrógenos no deben funcionar nunca con baterías de condensadores para la compensación de la energía reactiva, cuando éstas se encuentran en funcionamiento. Cuando arranca el grupo electrógeno, todas las baterías de condensadores, y todos los condensadores fijos no regulados, que existan en la instalación, deben desconectar de forma automática, antes de que se produzca la conmutación red / grupo, para que el grupo electrógeno alimente la instalación. El motivo es porque los condensadores adelantan el ángulo de corriente con respecto al ángulo de tensión, para alcanzar el coseno ajustado, generalmente un (Cos fi) = "0,99 Inductivo", con la finalidad de no consumir energía reactiva en la instalación. Si el coseno fuese "capacitivo" por exceso de capacidad, (por ejemplo, cuando sobra capacidad de condensadores al bajar de forma intermitente la carga inductiva de la instalación), el regulador de la batería de condensadores realizara el cálculo y después de un tiempo pre ajustado de varios segundos desconectara escalones de condensadores en la batería hasta alcanzar el Cos fi ajustado. Este tiempo de retardo en la maniobra para desconectar condensadores provocaría que el regulador electrónico del grupo electrógeno realice reajustes erróneos respecto al ángulo del voltaje, sobre excitando la onda de voltaje o amplificando sobrevoltajes que pueden averiar los receptores de la instalación, y el propio alternador eléctrico del grupo electrógeno. A tener en cuenta que la energía reactiva que consume la instalación la suministra el grupo electrógeno, cuando éste se encuentra funcionando alimentando la instalación, por ello no es necasario compensar la energía reactiva que genera el grupo electrógeno, cuando éste se encuentra en funcionamiento, ya que la "energía reactiva" no es contabilizada por los contadores de energía eléctrica.

      Vista de una captura de la forma de onda de Tensión e Intensidad de Corriente, En este registro la Intensidad (traza azul) tiene un adelanto de tiempo de 1,957 mili segundos, correspondiente a un ángulo de 34,88 grados de adelanto sobre la onda de Tensión (traza amarilla), lo cual corresponde a un "Cos fi" capacitivo de 0,82, es decir, el coseno está "sobre compensado" por la batería de condensadores. La sobre compensación del Cos fi produce varios problema en los grupos electrógenos, como alteración del voltaje, amplificación de los armónicos, inestabilidad en la corriente que suministra el regulador al inducido del alternador, y cambios en la frecuencia.   

     

      En instalaciones donde la carga eléctrica predominante es "no lineal", es decir, carga mayoritaria consumida por motores accionados mediante Variadores de Frecuencia, antes de instalar un grupo electrógeno, se debe realizar un estudio previo de armónicos realizado por un profesional. Los VF (Variadores de Frecuencia) de gran potencia, generan elevadas distorsiones THDI de corrientes "armónicas" en la instalación eléctrica, que repercuten en el funcionamiento del grupo electrógeno, y en la potencia máxima que éste puede suministrar. En caso de que el grupo electrógeno alimente grandes cargas no lineales, se deberá desclasificar la potencia máxima que puede suministrar, en función de la proporción de potencia no lineal que se ha de alimentar, del mismo modo que sucede con los transformadores eléctricos de potencia, a los cuales se les aplica el factor "K" en función de las cargas no lineales que alimenta. Por lo tanto, es imprescindible realizar un estudio previo de las cargas no lineales, antes de seleccionar la potencia necesaria del grupo electrógeno. Es fundamental conocer, que las intensidades de las corrientes armónicas no se pueden medir de forma directa con ningun aparato de medida, y generan pérdidas de energía que no producen trabajo alguno, transformadas en forma de calor por efecto Joule, en este caso, dichas pérdidas son convertidas en calor extra por el devanado del generador eléctrico del grupo electrógeno, y tiene sus consecuencias. 

      El factor “K” ha sido establecido por Underwriter Laboratories (UL) para definir la capacidad de un Transformador, o un Generador, para servir varios grados de corriente de carga no lineal sin exceder el aumento de temperatura nominal. El factor “K” se basa en las pérdidas previstas como se especifica en ANSI / IEEE C57.110 [S14], segun el siguiente gráfico.

 

      Espectro de frecuencias Armónicas de carga no lineal generada por un Variador de Frecuencia en la red, cuando el VF se encuentra en funcionamiento. Los VFs generan mayoritariamente armónicos de orden impar, al llegar estos al transformador del CT, se producen intermodulación cruzada que ocasiona la aparición de inter armónicos de orden par de menor magnitud.

 

      Las consecuencias directas de los armónicos sobre el generador eléctrico del grupo electrógeno son: mayor calentamiento debido a las pérdidas en el hierro y en el cobre a las frecuencias armónicas, mayor emisión de ruido, presencia de corrientes armónicas en el rotor del generador que darán como resultado mayor calentamiento del rotor y un par pulsante. También se debe tener en cuenta el desequilibrio permanente o fallas a tierra, expresado como corrientes de secuencia negativa, que también pueden reflejarse en el rotor como corrientes armónicas, que se suman a las indicadas anteriormente.

      Registro de la tensión y forma de onda de la frecuencia fundamental a 50 Hz (traza amarilla) correspondiente a la red, además, mediante filtros de banda de frecuencia extremadamente estrecha también podemos ver las tensiones armónicas con magnitud más relevante, que pertenecen a los armónicos 5º y 7º. Las frecuencias armónicas se mezclan deformando el seno de la onda fundamental de la red, como resultado aparece una onda distinta distorsionada, recompuesta por las frecuencias de los armónicos más la frecuencia de la red.   

 

      Vista de la forma de onda resultante en la red, recompuesta por los armónicos más la onda de la red, presente en una instalación que es alimentada por un grupo electrógeno, donde existen cargas no lineales. Conviene saber, que los motores eléctricos no son fabricados para funcionar con este tipo de onda deformada, del mismo modo, los generadores eléctricos de los grupos electrógenos tampoco se diseñan para alimentar cargas no lineales que producen esta distorsión. Cuando se calcula un grupo electrógeno se ha de tener presente la distorsión existente en la red para dimensionar su potencia, o en su defecto, reducir la carga no lineal de la instalación, instalando los componentes imprescindibles a los VFs, los cuales reducen la distorsión de armónicos.

     

 

CONMUTACION DE LAS FUENTES DE SUMINISTRO ELECTRICO

      En instalaciones de cierta envergadura y potencia, como plantas de áridos, hospitales, abastecimiento público de agua, desaladoras, depuradoras, fábricas, etc., donde se necesita fiabilidad en la protección de las acometidas que parten del grupo electrógeno, es necesario que para las protecciones eléctricas de las acometidas que parten de él, se instalen para cada acometida interruptores automáticos que protejan contra las sobrecargas y los cortocircuitos a todos los conductores de fase y el conductor del neutro, más una protección diferencial contra defectos de aislamiento por cada acometida. Estas protecciones deben asociarse a las protecciones de red que ya existan instaladas para la instalación, conmutando de forma autónoma las dos protecciones (la de red y la de grupo) en caso de ausencia o fallo de la red eléctrica. Se pueden conmutar cualquier número de redes con Transformadores, con cualquier número de grupos electrogenos, pero se han de enclavar los elementos de conmutación de forma mecánica o eléctrica hasta dos redes, y mediante enclavamientos eléctricos cuando el número de redes es de tres o más.    

      En todos los casos se deben conmutar siempre "todas las redes" existentes en la instalación susceptibles de suministrar energía eléctrica a la industria, es decir, si disponemos de cuatro transformadores y un grupo electrógeno, la conmutación debe contemplar a los cuatro transformadores, más el grupo electrógeno. Por varias cuestiones técnicas relevantes se debe realizar la conmutación de este modo, no obstante exponemos a continuación las razones más importantes por las cuales todos los transformadores de una misma instalación deben ser contemplados por la conmutación red / grupo:  

      1º- En caso de ampliación de potencia no es necesario cambiar los transformadores por otros de mayor potencia, pues la potencia demandada por la instalación se reparte entre todos los transformadores que se encuentran funcionando en paralelo. Esto nos conduce a la necesidad de disponer de todos los transformadores funcionando, para conmutarlos con el grupo electrógeno en caso de necesidad. De este modo la demandada de potencia en cada transformador será más baja, lo cual resulta en mayor tiempo de vida útil para los dieléctricos de los transformadores, pues éstos se calentarán menos y tendrán menos pérdidas cuando reparten la carga entre ellos al encontrarse funcionando en paralelo.

      No tiene sentido instalar varios transformadores funcionando en paralelo para garantizar la continuidad del suministro en instalaciones "críticas", donde no puede faltar la electricidad, si para conectar un grupo electrógeno, dejamos un solo transformador funcionando, y condenamos el funcionamiento de los demás. Entonces ¿Para qué sirven los otros transformadores instalados?, también debemos preguntarnos ¿Qué pasa con el reparto de la potencia demandada por la instalación, y, ¿Qué pasa con la garantía de suministro en caso de fallo del único transformador conmutado con el grupo electrógeno?. En este último caso debería estar funcionando de forma ininterrumpida el grupo electrógeno veinticuatro horas al día, hasta que se reparase el transformador averiado, y por supuesto también se debería tener garantizado el suministro del combustible veinticuatro horas al día, sobre todo para grupos electrógenos de gran tamaño y gran consumo. Para ponernos en conocimiento pondremos un ejemplo; para una carga eléctrica de 600 KW suministrada por un grupo electrógeno y mantenida de forma permanente por la instalación de nuestra industria, esto supone un consumo medio de 320 gramos de combustible por cada KW/h desarrollado por el grupo electrógeno, o sea, 192 litros de combustible consumidos por el grupo electrógeno en cada hora de funcionamiento de la industria, y más de 4.600 litros de combustible a las veinticuatro horas. Esto implica una logística de suministro de combustible 24/7 que en la mayoría de industrias no tienen previsto. En estas circunstancias la seguridad del funcionamiento de nuestra industria descansaría solamente sobre el grupo electrógeno, y por lo tanto, éste no debería fallar.

      La razón fundamental por la cual los ingenieros calculan y diseñan los Centros de Transformación con varios transformadores funcionando en paralelo, no es otra que asegurar la continuidad de servicio en caso de defecto de uno de los transformadores. No atender a este razonamiento fundamental cuando se instalan grupos electrógenos, es despreciar el diseño original que garantiza la continuidad de servicio en caso de defecto de un transformador, en beneficio de una instalación deficiente del grupo electrógeno, para ahorar costes de instalación del mismo.    

      Si en una instalación con varios transformadores funcionando en paralelo, solo se utiliza uno de ellos para funcionar y realizar la conmutación con el grupo electrógeno, por ahorrarnos conmutar los demás transformadores, el supuesto ahorro puede convertirse en un problema severo si se amplía la potencia de la instalación. En efecto, si la potencia de la ampliación supera la potencia de un solo transformador, entonces el diseño de la conmutación red / grupo, no nos servirá, y el transformador existente en funcionamiento se deberá sustituir por otro de mayor potencia, los demás transformadores también se deberán cambiar por otros de mayor potencia iguales al que se ha sustituido, porque los transformadores de diferente potencia no se pueden acoplar en paralelo sin perder parte de su potencia, y en la mayoría de ocasiones dependiendo de las característica del transformador no se puede realizar el acoplamiento. Por su parte las protecciones de Baja Tensión también se deben sustituir por otras de mayor calibre adecuadas para las nuevas potencias de los transformadores, esto mismo se traslada a los conductores de las acometidas de los transformadores, y al embarrado del "CGBT" (Cuadro General de Baja Tensión) que se debera aumentar de sección. El proyecto de la instalación eléctrica igualmente se deberá actualizar, por lo tanto, un pequeño ahorro por realizar la conmutación de un solo transformador con el grupo electrógeno donde existen varios transformadores instalados, puede convertirse en un gasto desproporcionado si la instalación requiere de ampliación. 

      Otra solución consiste en desmantelar la conmutación realizada anteriormente para un solo transformador, y realizar una nueva conmutación con el grupo electrógeno para todos los transformadores existentes, lo que nos lleva a razonar que conmutar un solo transformador con el grupo electrógeno donde existe varios transformadores instalados funcionando en paralelo, no tiene sentido, si consideramos el riesgo que supone el gasto que posteriormente puede acarrear cambiar todo el sistema de conmutación, sin contar las paradas de producción.

      Gestion de las cargas eléctricas no prioritarias

      Si el proceso productivo lo permite, se deberían desconectar de forma automática las cargas no prioritarias ante una ausencia de la red principal de suministro, antes de que el grupo electrógeno alimente nuestra industria. Se debe realizar esta maniobra con objeto de no sobrepasar la potencia máxima permanente que puede ser cargada al grupo electrógeno, si es el caso. Si el proceso no dispone de la posibilidad de desconexión de las cargas no prioritarias durante el funcionamiento del grupo electrógeno, será necesario estudiar la posibilidad de realizar las modificaciones acertadas en los cuadros eléctricos generales, antes de diseñar el sistema de conmutación red / grupo. Más adelante explicamos los esquemas de conmutación donde veremos un ejemplo del esquema propuesto para la desconexión de las cargas no prioritarias.

      2º- Los transformadores que se encuentran fuera de servicio, es decir, sin funcionar, tienen además los interruptores de protección de Alta Tensión y los interruptores de protección de Baja Tensión "desconectados", esto posibilita la oxidación de los contactos de potencia en los interruptores de protección, la oxidación se agrava en ambientes polvorientos o con la humedad de las atmosferas contaminadas, como sucede en las industrias que manejan productos contaminantes. Con la nueva puesta en tensión, los interruptores de protección de los transformadores que antes estaban desconectados durante mucho tiempo, la resistencia de contacto en los polos de potencia del interruptor aumenta, y en ocasiones puede adquirir valores de resistencia desproporcionados para la intensidad de corriente que los atraviesa, resultando en una disipación de energía calórica intolerable para el interruptor, que produce carbonización en los aislamientos de éste, y en ocasiones puede producir un siniestro.

      3º- El aceite dieléctrico de los transformadores que anteriormente estuvieron en funcionamiento puede humedecerse al cambiar su "punto de rocío" cuando los transformadores se encuentran fuera de servicio, esto sucede cuando un aceite dieléctrico caliente tiene una bajada importante de temperatura, lo cual provoca que la humedad contenida en el aceite "ceda" su humedad a las celulosas. Al contrario, cuando las celulosas se calientan con a la puesta en tensión del transformador, éstas ceden su humedad al aceite dieléctrico. Si no se toma la debida precaución de medir el aislamiento del transformador y la humedad de su aceite, antes de la puesta en tensión, puede suceder un arco voltaico entre los devanados de Alta Tensión y los de Baja tensión o a masa. Esto puede suceder porque el aceite adquiere humedad después de aumentar la temperatura de operación de transformador, las consecuencias de un arco voltaico causado por bajo aislamiento entre los devanados de AT y los de BT de un transformador son demoledoras. Como es lógico, en estas circunstancias las protecciones del transformador dispararían, pero el daño a la instalación eléctrica de Baja Tensión ya ha sido causado. En efecto, las protecciones contra sobre corriente actuarían, si dicha sobre corriente está presente durante un tiempo definido por las curvas de tiempo de disparo de los interruptores de protección, pero esta acción de desconexión no se produce de forma instantánea, y una perforación dieléctrica si lo hace. Por lo tanto, es imprescindible que, para evitar este tipo de consecuencias, todos los transformadores instalados en un CT se encuentren en funcionamiento.

      En la imagen siguiente, en el interior de un transformador el aceite cede su humedad a las celulosas al bajar su temperatura (izquierda). Las celulosas ceden su humedad al aceite al subir su temperatura (derecha). 

      4º En un CT donde existen varios transformadores instalados en paralelo, con un solo transformador funcionando, un defecto en el único transformador en funcionamiento que es conmutado con el grupo electrógeno, o en los interruptores automáticos, o en sus acometidas de AT o BT, normalmente producen el disparo de las protecciones (aguas abajo o arriba en la instalación), si todo está correcto, o sea, la parte de potencia más los cableados de control, y el estado de las protecciones, entonces el grupo electrógeno debería arrancar y el circuito de control realizar la maniobra de conmutación de forma autónoma. Pero pensemos que ocurriría si todo no está correcto o la maniobra no se realiza de forma autónoma por cualquier causa. En ese último caso los trabajadores de la industria, si se les está permitido, deberían realizar la maniobra de conmutación "manualmente" con los transformadores que antes se encontraban desconectados, por precaución deberían desconectar la motorización del grupo electrógeno, desconectar las bobinas de cierre, y las bobinas de apertura, de los interruptores de BT para que éstos no entren en funcionamiento durante la realización de la "maniobra manual", o avisar al personal de la empresa de mantenimiento para que realice la maniobra de conmutación "de forma manual". Estas maniobras precipitadas realizadas de forma manual no pueden ser descartadas núnca al 100%, y pueden originar a una avería o a un siniestro. La presión para terminar un trabajo a tiempo o de que un equipo importante vuelva a funcionar, puede tener como resultado que hasta el electricista más experimentado cometa errores incomprensibles o no preste la atención adecuada. Estas son responsabilidades que los responsables o titulares de la industria deberán asumir, cuando la conmutación red / grupo no se realiza de forma automática contemplando todas las fuentes de suministro, para evitar errores humanos.        

 

TIPOS DE CONMUTACIÓN   

Conmutación con elementos independientes (Instalación Asistida)

      La finalidad de la conexión de un grupo electrógeno de alimentación eléctrica auxiliar se realiza para asegurar el suministro eléctrico de la planta en caso de defecto de alimentación en la red por cualquier causa, o por defecto o avería de los transformadores de potencia, cabinas de MT, o aparatos eléctricos generales de BT de nuestra propia instalación. Las maniobras para la conmutación con elementos independientes se describen a continuación.

      A) En los casos de defecto mencionados, los dispositivos de conmutación del grupo electrógeno deben garantizar la desconexión de los interruptores generales de BT de nuestra instalación, y posteriormente conectar el dispositivo o aparato eléctrico que alimenta a la instalación de la planta mediante el grupo electrógeno, es decir, los dispositivos de conmutación desconectan la red y conecta el grupo electrógeno

      B) Al restablecerse el suministro de la red, los dispositivos de conmutación del grupo electrógeno deben garantizar la maniobra inversa, o sea, primero se desconecta la alimentación del grupo electrógeno y después se conecta la alimentación de red. Esta maniobra tiene la particularidad de dejar la planta sin servicio durante varios segundos, que es el tiempo que emplean los dispositivos de conmutación para realizar la maniobra de conmutación grupo/red y restablecer la alimentación con la red.

 

      Los elementos eléctricos que realizan la conmutación deben ser todos motorizados, o en su defecto se precisa de contactores enclavados mecánicamente para realizar el conmutador.

      Aunque este tipo de conmutación deja la planta sin servicio durante algunos segundos, resulta ser el modelo de conmutación empleado por la amplia mayoría de instalaciones, pues es el que mejor garantiza la conmutación, al no poderse producir nunca un cortocircuito en los elementos de conmutación, bien por parte de la red, o por el grupo electrógeno, además, cada elemento de red o grupo debe encontrarse enclavado mecánicamente para no poder conectar los dos aparatos simultáneamente.

      La conmutación simple de una sola acometida eléctrica, por ejemplo cuando existe solamente un transformador de potencia, dispone de dos aparatos que realizan la maniobra, uno para la red y otro para el grupo electrógeno. La conmutación con elementos independientes de conmutación cuando existen varios transformadores operando en paralelo es más compleja, pues por cada transformador que opera en paralelo se debe instalar una pareja de aparatos adicionales para conmutar la red y el grupo electrógeno, lo cual encarece la instalación, pero tiene la ventaja de ser muy segura la conmutación.

 

Conexión del grupo electrógeno en paralelo con la red (Instalación Interconectada)

      La conexión de un grupo electrógeno en paralelo con la red no es una conmutación, los detalles de la maniobra se describen a continuación.

       A) Al detectarse un defecto o ausencia en la red los dispositivos de conexión del grupo electrógeno desconectan los elementos de protección generales de BT de la red, y posteriormente conectan los elementos de conexión del grupo electrógeno para dar servicio a la instalación eléctrica de la planta.

      B) Al detectarse el restablecimiento de la red, los dispositivos de conexión del grupo electrógeno “no” desconectan los elementos de conexión del grupo electrógeno, sino que el grupo electrógeno continúa alimentando a la planta, y posteriormente se calcula el ángulo de voltaje de la red y la frecuencia para conectar los elementos de protección de la red, en “paralelo” con el grupo electrógeno, y después de unos segundos, se desconectan los dispositivos de conexión del grupo electrógeno.

 

      Los elementos eléctricos que realizan la desconexión de la red deben ser todos motorizados, o en su defecto se precisa de contactores enclavados mecánicamente para realizar la desconexión. Por su parte los elementos que realizan la conexión del grupo electrógeno pueden ser interruptores motorizados o contactores.

      Aunque este tipo de conexión en paralelo no deja la planta sin servicio durante algunos segundos durante la desconexión del grupo electrógeno, resulta ser el modelo de conexión menos empleado en la amplia mayoría de instalaciones, ya que no garantiza la ausencia de problemas durante la conexión del grupo electrógeno en paralelo con la red, al poderse producir un cortocircuito general debido a posibles errores en el cálculo del ángulo de voltaje de la red o frecuencia que debe ser acoplado en paralelo por el grupo electrógeno, o por errores de conexión debidos a tiempos excesivos de desconexión empleados por los elementos de conexión del grupo electrógeno. Otra característica importante a considerar es que no existe enclavamiento  mecánico entre los elementos de la red y los del grupo electrógeno, para no poder conectar los dos aparatos simultáneamente.

 

      La conmutación simple de una sola acometida eléctrica, por ejemplo cuando existe solamente un transformador de potencia, dispone de dos aparatos que realizan la maniobra, uno para la red y otro para el grupo electrógeno. La conmutación, o mejor dicho, la conexión cuando existen varios transformadores operando en paralelo es especialmente crítica por varias razones técnicas que exponemos a continuación:

      A) Durante la conexión en paralelo de los elementos de la red (interruptores generales de BT), los mismos tienen tiempos de cierre diferentes que no se deben ignorar, en el sincronismo de red durante la conexión de éstos puede existir un desfase en el ángulo de conexión debido a los diferentes tiempos de cierre de cada uno de los interruptor para realizar la conexión del circuito, lo cual puede producir una sobrecarga momentánea que provocaría el disparo de las protecciones individuales de cada transformador, si es el caso.

      B) En los elementos de conexión del grupo electrógeno puede producirse el mismo desfase al desconectar el circuito paralelo, con las mismas consecuencias explicadas anteriormente.

      C) Los transformadores que operan en paralelo suelen tener una “Icc” (intensidad de cortocircuito) muy similares, aun así, cuando la carga de los transformadores aumenta de forma casi instantánea, como puede suceder en caso de las conmutaciones de la red con grupos electrógenos, las pequeñas diferencias en las Icc de los diferentes transformadores, puede provocar repartos desiguales de la carga que favorece el disparo de las protecciones contra sobre corriente de BT o MT del transformador.

      D) Otro apartado a considerar es, que la conexión de una fuente auxiliar de potencia a la red eléctrica de abastecimiento necesita “obligatoriamente” de proyecto y permiso de aprobación por parte de la compañía de suministro eléctrico. (Suponemos que se habrá realizado la legalización del proyecto antes de su puesta en marcha y su posterior verificación por O.C.A.) Todas las anomalías o problemas que introduzca la conexión en paralelo de una fuente auxiliar de potencia eléctrica en paralelo con la red, y los defectos, gastos, averías etc. que se produzcan en las redes de la compañía, derivadas de dichas anomalías irán a cargo del abonado que realiza la conexión en paralelo de la fuente auxiliar, tenga o no tenga proyecto o permiso de la compañía suministradora.

 

     La conexión de un grupo electrógeno en paralelo con la red tiene ventajas económicas evidentes con respecto a la conmutación red/grupo, pues la conexión en paralelo se puede realizar empleando menor cantidad de elementos para realizar la maniobra, menor cableado, y menor cantidad de mano de obra en instalación. Estos factores repercuten en un coste de instalación inferior, no obstante, este tipo de conexión tiene inconvenientes que no se producen en la conmutación con elementos independientes.

      Para realizar la conexión y desconexión de un grupo electrógeno en instalaciones donde se pretenda conectar el grupo electrógeno en paralelo con la red, es imprescindible motorizar los interruptores generales de BT de todos los transformadores, si ello es posible, si no es posible la motorización de éstos, se deben sustituir por otros interruptores motorizados, o en su defecto, agregar contactores de la misma intensidad que los interruptores generales de BT en serie con estos. Además, se deben analizar los tiempos de conexión y desconexión de los interruptores, para determinar si cumplen los requisitos de tiempo de restablecimiento en la conexión de las compañías eléctricas suministradoras, especialmente si los interruptores son antiguos. De no cumplir estos requisitos, nunca se deben emplear los interruptores existentes para realizar maniobras de potencia con grupos electrógenos conectados en paralelo, por el riesgo y las responsabilidades que ello implica.

 

ESQUEMAS DE CONEXION PARA LA CONMUTACION RED / GRUPO 

      El esquema de conexión de un grupo electrógeno con una sola fuente de red no plantea requerimientos especiales. Es la conmutacion de varias fuentes de red, con uno o varios grupos electrógenos la que puede plantear diferentes cuestiones técnicas a resolver. A continuación, veremos los diferentes modelos de conexión red grupo con varios transformadores que operan en paralelo, para estos casos hemos seleccionado los esquemas de conmutación para tres transformadores con un grupo electrógeno, pero los mismos esquemas y cuestiones técnicas se pueden aplicar a un número mayor o menos de transformadores, y de grupos electrógenos.  

 

A) Conmutación red / grupo, motorizando los interruptores automaticos de protección magnetotérmica de los transformadores, y el interruptor automático del grupo electrógeno.

Para ver el Esquema 1, pinchar en el siguiente enlace: /esquema-1

Ventajas: Todos los transformadores se encuentran funcionando en paralelo simultáneamente, lo cual reparte la carga de la instalación entre ellos, redunda en mayor longevidad de los aparatos transformadores, por lo que se garantiza una mayor continuidad de servicio. Además, es el esquema de conexión más económico porque utiliza los mismos interruptores automáticos de protección para realizar el conmutador red grupo, mediante enclavamiento eléctrico. Se ahorra en cableados de potencia. Menor número de aparatos. El no utilizar contactores adicionales para realizar la conmutación disminuye el número de posibles averías.

Desventajas: Todos los interruptores se han de motorizar y enclavar eléctricamente, lo cual aumenta la complejidad de la maniobra y posibilita un mayor número de posibles anomalías. Por seguridad, para realizar operaciones de mantenimiento en un transformador, se deben desconectar "siempre" todos los cableados de control de los enclavamientos eléctricos y la motorización del interruptor correspondiente al transformador donde se ha de trabajar, después de terminar las operaciones de mantenimiento se deben volver a conectar todos los cableados de control, lo cual supone un tiempo extra de mantenimiento.

 

B) Conmutación red / grupo, igual que en el caso anterior (A) motorizando los interruptores automaticos de protección magnetotérmica de los transformadores, y el interruptor automático del grupo electrógeno, pero con Cargas NO Prioritarias, desconectándolas mediante un interruptor automático que corta el embarrado de potencia no prioritario en ausencia de suministro de red, y antes de que conmute el grupo electrógeno.

Para ver el Esquema 2, pinchar en el siguiente enlace: /cargas-prioritarias-4

Ventajas: Es la mejor opción cuando la potencia del grupo electrógeno no es suficiente para alimentar la potencia nominal de la instalación en régimen normal de funcionamiento.

Desventajas: En comparación con los demas esquemas, este esquema solo tiene ventajas, excepto que se debe realizar un segundo embarrado de potencia para las cargas no prioritarias.

 

C) Conmutación red / grupo, utilizando un contactor para una fuente de red, y otro contactor para el grupo electrógeno, motorizando y enclavando eléctricamente los interruptores automáticos de las otras fuentes de  red.

Para ver el Esquema 2, pinchar en el siguiente enlace: /esquema-2

Ventajas: Relativamente económico. Se ahorran cableados de potencia. 

Desventajas:Todos los interruptores se han de motorizar y enclavar electricamente, lo cual aumenta la complejidad de la maniobra y posibilita un mayor número de posibles anomalías. Por seguridad, para realizar operaciones de mantenimiento en un transformador, se deben desconectar "siempre" todos los cableados de control de los enclavamientos eléctricos y la motorización del interruptor correnpondiente al transformador donde se ha de trabajar, despues de terminar las operaciones de mantenimiento se deben volver a conectar todos los cableados de control, lo cual supone un tiempo extra de mantenimiento.

 

D) Conmutación red / grupo, utilizando un contactor comun para todas las fuentes de red y otro contactor para el grupo electrógeno, enclavando electricamente los dos contactores.

Para ver el Esquema 3, pinchar en el siguiente enlace: /esquema-3

Ventajas: Ahorro relativo en cableados de potencia. Maniobra de enclavamiento simple.

Desventajas: El embarrado Comun ha de dimensionarse para poder soportar la la suma de las intensidades de cortocircuito de todos los transformadores. El contactor de red es de elevada intensidad lo cual plantea posibles problemas de localización y tiempo suministro en caso de avería del mismo. Mayor complejidad eléctrica. Menor seguridad eléctrica, La avería del único contactor de red deja a toda la instalación sin servicio. Necesidad de tener en stock un contactor de red para repuesto. Para realizar operaciones de mantenimiento se deben desconectar siempre todos los cableados de control y motorización del transformador donde se ha de trabajar, despuesde realizar las operaciones de mantenimiento se deben volver a recablear los cables de control, lo cual supone un tiempo extra de mantenimiento.  

 

E) conmutación red / grupo, utilizando contactores individuales para la red y para el grupo electrógeno, enclavados eléctricamente.

Para ver el Esquema 4, pinchar en el siguiente enlace: /esquema-4

Ventajas: Es el esquema más simple. Mayor seguridad eléctrica. Se minimizan los posibles errores de maniobra. Protección aguas arriba. Enclavamientos eléctricos simples. Control simple. Se pueden realizar operaciones de mantenimiento en los transformadores desconectando el interruptor automatico correspondiente al transformador donde se ha de trabajar. Conviene cuando los interruptores automaticos de protección son antiguos y no se pueden motorizar.

Desventajas: Mayor numero de cableados de potencia. Mayor número de aparatos.

 

SEGURIDAD Y FIABILIDAD EN EL ARRANQUE DEL MOTOR DE COMBUSTION DEL GRUPO ELECTROGENO, LA BATERIA

      El arranque del motor de combustión del grupo electrógeno se realiza comúnmente mediante una batería de plomo/acido, de gel, o de lítio, de 24 voltios para grupos de gran potencia. Una batería no es un aparato eléctrico, sino un elemento químico que almacena carga eléctrica, se puede decir que el 90 % de los fallos de arranque de los grupos electrógenos es causado por defectos en las baterías, a causa de ausencia de mantenimiento o mantenimiento incorrecto, por envejecimiento del electrolito de la batería, por falso contacto de los bornes de la batería, por elevación de la resistencia entre las placas de la batería, por temperaturas muy bajas o altas, por cambios en el peso específico del electrolito, por aumento de la resistencia entre placas, etc., todos estos factores producen cambios en la impedancia interna de las baterías. 

      Por estas razones, la calidad de la batería, más su estado de conservación y mantenimiento, para facilitar el arranque del motor de combustión del grupo electrógeno en instalaciones criticas donde el proceso productivo no puede detenerse, ha de ser la mejor posible. En la misma línea, el tipo de carga de la batería ha de respetar los voltajes de absorción y de flotación, y el voltaje máximo de la carga para no deteriorar la capacidad de la batería con el tiempo.

      En baterías con voltaje nominal de 24 voltios, el voltaje de abbsorción es de 28,8 V, por su parte el voltaje de flotación es de 27,5 V el cual no ha de descender en ningún momento, excepto en el instante del arranque del motor de combustión, de igual modo, el voltaje máximo de carga para una batería de 24 V es de 28,8 V el cual no debe ser superado nunca, si queremos que la batería dure mucho tiempo. Los cargadores de baterías inteligentes disponen de vigilancia de las tensiones de flotación y de carga para no rebasar estos límites, de este modo las baterías de arranque alcanzan cerca de 20 años de servicio. El mínimo voltaje que debe tener una batería con tensión nominal de 24 V es 24,5 V

      Ciclo de carga de una batería.

 

LA IMPEDANCIA DE LA BATERIA, UN TEMA IMPORTANTE

      Las batería suelen aumentar su impedancia con el tiempo, también por el uso, el número de ciclos, la temperatura, y las descargas profundas, por estas razónes es esencial realizar un análisis de la impedancia al menos una vez cada seis meses para asegurar que la batería no nos falle cuando sea necesaria para el arranque. Las pruebas periódicas de arranque del motor de combustión, no pueden prever, que al siguiente arranque del motor la batería funcione correctamente arrancando el motor, si la impedancia de la batería es crítica. La impedancia "Z" de una batería es la relación entre su resistencia interna "R" y su reactancia "X". La impedancia puede ser medida mediente una corriente de tensión alterna a una frecuencia fija de 1 KHz que atraviesa los polos de la batería. Para mejor exactitud se puede medir la impedancia a varias frecuencias, el método se denomina "espectroscopia de impedancia quimica", donde podemos analizar si existe un defecto en la batería con origen en la resistencia interna, por ejemplo, falso contacto de los bornes de las conexiones, lo cual se verifica a baja frecuencia, o un defecto por reactancia elevada en las placas que forman los vasos de la batería, que puede ser verificado a frecuencias elevadas.

      Representación de medida de la "Z" (impedancia) en la batería en el diagrama de Nyquist y el modelo de circuito equivalente.

 

COMBUSTIBLE

      El sistema de alimentación de combustible y tuberías que se haya desde el deposito hasta la bomba debe ser lo más corto posible y encontrarse sellado hermeticamente para evitar el ingreso de aire, piensese que un tubo de combustible antiguo o mal apretado puede ingresar aire en las tuberías de alimentación, lo que ocasiona que la aspiración del combustible "cavite" y el motor no arranque. Igualmente el deposito debe encontrarse siempre lleno con el combustible adecuado y de buena calidad, en el mismo sentido, las valvulas de combustible deben encontrarse siempre abiertas. 

      Si el combustible pasa mucho tiempo dentro del tanque o depósito sin consumirse, al tratarse de un material con materia inorgánica puede descomponerse y generar melazas que taponan filtros e inclusive pueden deteriorar la bomba de combustible.

      Esta situación se agrava por la inclemencia de factores externos como la amplitud térmica, por ejemplo, si el tanque se encuentra a la intemperie o en lugares excesivamente ventilados.

      Para evitar estas situaciones es recomendable reciclar el combustible cada cierto tiempo, por ejemplo, una vez al año, filtrándolo con un equipo adecuado, y cambiar el filtro de combustible aunque éste hubiese funcionado durante muy poco tiempo.

      Si la temperatura del combustible es muy elevada a la entrada del motor, por encima de 40 ºC, la combustión no se efectuara en condiciones optimas y tendremos que aplicar una desclasificación de potencia de 3% por cada 10 ºC de más.

 

MANTENIMIENTO, ORDEN DE IMPORTANCIA PARA ASEGURAR EL FUNCIONAMIENTO DE UN GRUPO ELECTROGENO INSTALADO PARA DAR SERVICIO DE EMERGENCIA

      En orden de prioridad por importancia, se citan a continuación cuales son las cuestiones más relevantes para asegurar el arranque y el buen funcionamiento de los grupos electrógenos instalados como fuente de energía eléctrica de emergencia en caso de ausencia de la red eléctrica, los cuales se deben revisar y probar periódicamente para garantizar el funcionamiento del sistema, que son los siguientes:

           

          A. El cargador de la batería, el tipo de carga según la batería, el ajuste de los voltajes de carga y flotación, y la alimentación del cargador.

          B. La impedancia de la batería, evaluada a 1 KHz, y el seguimiento periódico de la evolución de la impedancia anotada en el libro de mantenimiento.

          C. Las conexiones de la batería y de los cables hasta la puesta en marcha, evaluados con micro óhmetro.

          D. El conmutador red / grupo, prueba funcional al menos una vez cada mes.

          E. El combustible, el tiempo que lleva el combustible sin consumirse por completo (no cuenta el número de arranques de prueba), y el nivel del mismo,

              así como el acceso y la facilidad de abastecimiento al depósito de combustible, además del suministro externo del combustible hasta la instalación

              donde se encuentra el grupo electrógeno, se debe prever una bomba de extracción para extraer el combustible que lleva más de tres años en el

              depósito sin consumirse, así mismo, cuando de prevea un consumo de combustible que supera la autonomía del depósito, entonces conviene tener

              un contrato de suministro de combustible con un proveedor cercano a la zona donde se encuentra instalado el grupo electrógeno.

          F. La protección eléctrica del grupo electrógeno, las regulaciones del interruptor de protección magneto térmica, y de la protección diferencial.

          G. El estado de los filtros, de combustible, y de aire, cuando los filtros están parcialmente obstruidos el grupo electrógeno no podrá generar toda

               la potencia nominal.

          H. La temperatura del motor de combustión, en caso de temperatura ambiente muy baja, se debe instalar resistencias de caldeo para aceite del

               cárter para facilitar el arranque del motor.

          I. Ventilación, del local, del generador eléctrico, la aspiración de aire del motor, y salida de humos del escape del motor de combustión. En caso de

              que el radiador del motor no se encuentre correctamente ventilado el generador puede dejar de funcionar por completo por exceso de

              temperatura del agua del radiador.

          J. Contrato de mantenimiento, realizado por personal técnicamente competente, que pueda acometer los trabajos de mantenimiento preventivo

               en los grupos electrógenos, así como los trabajos de reparaciones.

          K. Plan de mantenimiento, la elaboración de un buen plan de mantenimiento es la mejor garantía de que un grupo electrógeno funcionara 

               siempre que lo necesitemos. Como norma general, el plan de mantenimiento debe ser elaborado por personal especializado en trabajos 

               con grupos electrógenos, el cual nos puede aconsejar sobre la frecuencia para realizar las operaciones de mantenimiento, de acuerdo con la

               criticidad del proceso productivo, o aplicación. Al respecto, un proceso crítico con alta dependencia del suministro eléctrico, necesariamente 

               requiere un mantenimiento más exhaustivo del grupo electrógeno, si el proceso no se puede interrumpir como, por ejemplo, en los hospitales,

               o similares, las revisiones o intervalos de tiempo entre los mantenimientos han de ser mensuales. En instalaciones importantes "no críticas" es

               recomendable un intervalo de tiempo máximo entre los mantenimientos de seis meses.   

 

      Si tiene alguna duda puede consultarnos sus necesidades para elaborar un plan de mantenimiento de grupos electrógenos adaptado a sus necesidades particulares, o resolver cualquier otra cuestión relacionada con ellos.