REACTANCIA DE PAT

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Iván Vaz Dieguez, gestor de proyectos e ingeniería, aclaró la importancia de instalar las reactancias de PAT en los parques eólicos. Estas facilitan la conexión del transformador en DELTA, ideal para hacerlo más asequible y evitar el paso de armónicos. También favorecen la detección de faltas monofásicas a tierra y controlan la intensidad del defecto a tierra, regulando las tensiones de paso y contacto en la subestación.

Por: Ivan Vaz Dieguez | Gestor de proyectos e Ingeniería

reactancias PAT

Durante estos años, he tenido la oportunidad de encontrarme con numerosos profesionales que se encargaban de la instalación de las reactancias de Protección de Alta Tensión (PAT) en los parques eólicos. Sin embargo, muchos de ellos no sabían responder correctamente al porqué de esta práctica.

En mi opinión, es fundamental conocer la razón detrás de cada decisión técnica. Al saber por qué se toma una determinada solución, se puede respaldar y demostrar de manera sólida su justificación y viabilidad. Además, esto demuestra un criterio técnico adecuado en la implementación de soluciones.

Ahora bien, ¿por qué se coloca una reactancia de Protección de Alta Tensión (PAT) en los parques eólicos? Aquí te presento algunas razones:

  1. Economía y eficiencia: En primer lugar, la red de media tensión del parque eólico se conecta al transformador en una configuración en delta. Esto permite que el transformador sea más económico, ya que la corriente en los devanados del transformador conectados en delta tiene una intensidad de I/raíz(3), lo que permite utilizar conductores de menor sección. Además, la conexión en delta impide que los armónicos pasen al lado de alta tensión del transformador, quedando “atrapados” en la configuración delta.
  1. Detección de faltas: Al estar conectados en delta, no se tiene una referencia a tierra directa, es decir, se trata de un sistema con neutro aislado. Los defectos con componente homopolar (a tierra) inicialmente se detectaban mediante el uso de una protección 67N con un transformador de intensidad (TI) toroidal, pero este enfoque presentaba ciertas limitaciones. La reactancia de PAT favorece la detección de las faltas monofásicas a tierra, aumentando la intensidad de estas y facilitando su detección.

  1. Control de corriente de falta: La reactancia de PAT también permite limitar la intensidad de las faltas a tierra a un valor específico, como 300 o 500 A, lo que a su vez ayuda a controlar las tensiones de paso y contacto en la subestación. Esto contribuye a mantener los parámetros eléctricos dentro de los rangos adecuados y garantizar la seguridad de los equipos y las personas.

  1. Selección adecuada de la sección de los conductores de media tensión: Otro aspecto relevante de la colocación de la reactancia de PAT es que nos permite determinar la sección necesaria de los conductores de media tensión en las pantallas. Sin necesidad de realizar cálculos o simulaciones, sabemos que el valor máximo de la corriente de falta a tierra será igual al valor de la impedancia de la reactancia. Por lo tanto, podemos dimensionar adecuadamente las pantallas de los conductores de media tensión para que, en caso de algún defecto con componente homopolar, el bucle se cierre a través de estas pantallas. Como bien señala mi gran amigo y mentor IKER C., siempre es importante recordar que “el defecto siempre regresa a su fuente”.

Estas son solo algunas de las razones por las cuales se coloca una reactancia de Protección de Alta Tensión (PAT) en los parques eólicos. Cada detalle técnico tiene su justificación y beneficio específico, contribuyendo en conjunto a la optimización y seguridad del sistema eléctrico.

Diseño de sistemas de puesta a tierra en parques eólicos acorde a IEEE 2760

Publicado por Quark Electric

La instalación eléctrica en general de un parque eólico debe adecuarse para áreas muy grandes, cuyas extensiones a veces superan las decenas de kilómetros cuadrados. Entre una turbina y otra puede haber decenas e incluso cientos de metros, por la que la conexión entre generadores implica costos elevados; y cuando hablamos de estas conexiones hacemos referencia a todos los aspectos, desde telecomunicaciones, interconexiones eléctricas y también los sistemas de tierra física. Las comunicaciones se han resuelto con redes de fibra óptica y radios de largo alcance, la interconexión eléctrica se aborda con redes subterráneas de media tensión, pero los sistemas de tierra pueden abordarse de varias maneras basándose en algunos estándares muy populares como el IEEE 80 [1], IEEE 81 [2] y más profundamente en el IEEE 2760-2020 [3].

De la infraestructura de un parque eólico, se puede disponer de las mallas que rodean a los cables de distribución para utilizarlas como parte del sistema de tierra física, así como los cables de neutros derivados en los transformadores de las subestaciones. Sin embargo, será necesario disponer de cables subterráneos exclusivamente dedicados a tierra, instalados en trincheras especialmente acondicionadas y mallas de tierra conformadas por cables, varillas, soleras y uniones. Estas mallas deben existir debajo y/o alrededor de cada turbina eólica, de cada subestación y de cada punto de interconexión. Determinar todos estos elementos requieren de una etapa de diseño, la cual en los parques eólicas conforma un especial reto.

Pasos para el diseño de un sistema de tierras. Podemos mencionarlos de manera rápida de la siguiente forma:

  1. Plano del sitio
  2. Mediciones de resistividad
  3. Modelos de resistividad
  4. Dimensionamiento de conductores
  5. Evaluación de los criterios de seguridad (voltajes de contacto y de paso)
  6. Diseño de las mallas locales para cada turbina y subestaciones
  7. Diseño de las interconexiones de tierras
  8. Calculo de las corrientes y voltajes máximos en caso de fallas
  9. Determinación de las zonas de influencia e interacción con otras subestaciones
  10. Instalación y pruebas pertinentes.

Herramientas de diseño. Algunos estándares como el IEEE 80 pueden aplicarse para el diseño de sistemas de tierra física, sin embargo, por la gran cantidad de puntos a considerar en una planta eólica lo ideal sería recurrir al software especialmente diseñado para estas tareas.

Consideraciones medioambientales y geotécnicas. La resistividad del suelo puede ser vulnerable a variantes climatológicas como la temperatura, precipitaciones, humedad y otros efectos causados por las variaciones estacionales; sumado a otras variables características del suelo como lo son el pH, salinidad, capacidad de retención de humedad, dureza, etc. Estas variaciones pueden afectar también la conductividad de los cables, sobre todo si se utilizan varillas y cables de cobre desnudo. Las variantes del terreno pueden ser muy diversas a lo largo de un parque eólico, ya que en un mismo parque podrán coexistir llanos, colinas, suelo rocoso, suelo pantanoso, entre otras.

Mediciones de resistividad de suelo. Con el punto anterior se explica porque no se debería de generalizar (aunque suele hacerse por razones económicas) con una única muestra de resistividad de suelo, se recomiendan hacer mediciones independientes, siendo lo ideal medir alrededor de cada turbina, así como en cada subestación, puntos de interconexión e incluso puntos intermedios entre las trincheras donde se instalen los cables de tierra.

Modelos de resistividad. Partiendo de que cada medición de suelo puede ser muy diferente, se recomiendan hacer entonces múltiples modelos de resistividad considerando varias capas, e incluso modelar los mismos puntos para diferentes épocas del año. La finalidad es tener el mejor dimensionamiento posible de la tierra física, en cada punto sin usar material adicional, pero cumpliendo siempre los criterios de protección al personal (valores límite de voltajes de contacto y de paso).

Corrientes de falla y factor de división. Deben realizarse los estudios pertinentes para obtener las corrientes de falla a tierra desde una hasta 3 fases, evaluando dichas fallas en alta, media y baja tensión. De igual manera el factor de división de las corrientes cuando sucede una falla, y determinar con software la distribución de estas a lo largo del sistema de tierras.

Materiales para el sistema de tierras. Contemplar el material para los cables, que pueden comenzar desde el cobre o aluminio integrado en las mallas de los cables de distribución, así como cables especialmente dedicados que pueden ir desnudos, las varillas, soleras, etc. Suele usarse cobre puro, acero revestido de cobre y ocasionalmente acero galvanizado o inoxidable. Se deben contemplar las uniones las cuales pueden ser soldadas o por compresión. Finalmente, el material adicional que suele acompañar a las mallas y las trincheras, que puede ser cemento especial, ciertos tipos de arena y químicos como la bentonita.

Efectos de la interconexión con otras subestaciones. Las subestaciones tanto de distribución como de transmisión, así como las dedicadas al parque eólico pueden tener una gran interacción entre sí, por lo que en la etapa de diseño deben considerarse los datos de la infraestructura ya existente, y usar sus valores de cortocircuito, la coordinación de ciertas protecciones y el diseño previo del sistema de tierras para poder definir un modelo final adecuado.

Referencias:

[1] IEEE Std 2760-2020 TM, IEEE Guide for Wind Power Plant Grounding System Design for Personnel Safety.

[2] IEEE Std 80TM, IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding.

[3] IEEE Std 81TM, IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potencials of a Grounding Siystem.

[4] IEC 61400-24, Wind Turbines, Part 24; Lightning Protection.

[5] IEEE Std 142TM, IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems (IEEE Green Book).

[6] IEEE Std 386TM, IEEE Standard for Separable Insulated Connector Systems for Power Station Distribution System above 600 V.

[7] IEEE Std 387TM, IEEE Standard for Qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding.

Más sobre: Puesta a Tierra

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