Interruptores de puesta a tierra de acción rápida en parques eólicos: beneficios
La integración de conmutadores de puesta a tierra de acción rápida en los disyuntores combina la detección de fallos con la conexión a tierra de los circuitos, lo que agiliza la coordinación de la instalación, el funcionamiento y la protección.
La motivación para mejorar
En una instalación típica, la fuente de alimentación de baja tensión (LV) (es decir, un parque eólico con N grupos de generadores de turbinas eólicas) se conecta a la red de alta tensión (HV), como se muestra en la figura 1. Cada aerogenerador tiene un transformador elevador de baja/media tensión (LV/MV) y cada grupo de aerogeneradores se conecta mediante un disyuntor de media tensión (MV CB) al bus de la subestación HV/MV.
En la mayoría de las instalaciones, los dos puntos neutros del transformador HV/MV están firmemente conectados a tierra. Por eso, la coordinación del aislamiento con los supresores de sobretensión se basa en los sistemas neutros con conexión a tierra sólida para el lado MV y el lado HV de la red. En caso de un fallo de tierra entre el transformador elevador LV/MV y el disyuntor de media tensión (cara «B» del disyuntor de media tensión en la figura 1), al abrir este disyuntor se desconectará el circuito de la red.
Esto también eliminará la referencia de tierra de ese circuito mientras los generadores de la turbina eólica sigan funcionando debido a su inercia de rotación. Debido a la conexión delta de las bobinas del transformador elevador LV/MV en el lado de los MV, la tensión de fase a tierra en las fases no afectadas aumentará hasta una tensión estacionaria de 1,73 veces el valor original. Antes de alcanzar la tensión estacionaria, debido a las capacitancias del alimentador aislado, también se pueden esperar sobretensiones temporales con un valor aún mayor.
El desafío y la solución
Estas sobretensiones pueden dañar los componentes expuestos de la instalación (es decir, los pararrayos, los cables, etc.). Esto debe evitarse a pesar de que la capacidad de TOV y RRRV inherente de los interruptores de vacío puede ayudar a reducir o eliminar la necesidad de componentes adicionales, como condensadores de sobretensión para aumentar la amortiguación, condensadores de amortiguación, etc.
La solución preferida para evitar esta afección es el uso de un conmutador de conexión a tierra rápida (GS) en combinación con el disyuntor MV. El interruptor de puesta a tierra se coloca en el lado «B» del disyuntor correspondiente para cerrar el interruptor de puesta a tierra justo después de que el disyuntor se abra (figura 2) para conectar a tierra el circuito.
Tras cerrar el interruptor de puesta a tierra, la corriente de fallo fluirá impulsada por el alimentador aislado a medida que la turbina eólica siga generando energía. Sin embargo, el valor de esta corriente de fallo será inferior a la corriente de fallo monofásica disponible en la red. Por lo tanto, la potencia nominal del interruptor de puesta a tierra puede ser inferior a la corriente nominal de cortocircuito del disyuntor.
Dos puntos clave a tener en cuenta
Hay que tener en cuenta dos puntos clave a la hora de definir la diferencia horaria entre la apertura del disyuntor y el cierre del interruptor de puesta a tierra:
- Debido a la tasa de aumento de la sobretensión tras una interrupción del fallo monofásico, la diferencia horaria debería ser corta.
- El cierre del interruptor de puesta a tierra se producirá cuando el disyuntor haya borrado la corriente de fallo monofásico, incluso durante tiempos de arco prolongados (en el peor de los casos: fallo monofásico asimétrico).
Para cubrir ambas circunstancias adecuadamente, la diferencia horaria entre la parte de contacto de los contactos del disyuntor y el contacto de los contactos del interruptor de puesta a tierra debe mantenerse en el rango de 12 a 16 ms.
El eslabón mecánico
El disyuntor de vacío se compone de un módulo de operador instalado en una carcasa resistente a la intemperie con casquillos de techo para las conexiones del circuito principal en la parte superior y una almohadilla de terminales para la conexión a tierra en la parte inferior. Los terminales de circuito del operador están conectados a los casquillos con elevadores de bus de cobre, mientras que los terminales de conexión a tierra están conectados entre sí con una barra colectora de cobre que también está conectada a la plataforma de terminales de conexión a tierra.
El módulo de operador tiene tres polos, cada uno con sus interruptores de vacío y sus aisladores principales montados en una carcasa de mecanismo operativo común. Cada poste está unido a un canal de montaje en el poste mediante cuatro aisladores de resina fundida. Los aisladores también se conectan a los cabezales de polo fijo del operador y del interruptor de tierra y a la caja de conectores del extremo móvil que, a su vez, sostiene el interruptor de vacío.
El mecanismo operativo y todos los dispositivos de control y accionamiento están instalados en la carcasa del mecanismo. El mecanismo es del tipo de energía almacenada por resorte y no se dispara ni mecánica ni eléctricamente. Los contactos fijos del interruptor de vacío del disyuntor están atornillados a las cabezas de los polos superiores del extremo fijo, mientras que los extremos de contacto móviles de los interruptores de vacío están unidos a la caja de conectores.
La misma caja de conectores está conectada al interruptor de tierra, los extremos de contacto móviles del interruptor de vacío con los cabezales de polo fijos conectados a los extremos de contacto fijos de los interruptores. Esta disposición estabiliza los interruptores frente a las fuerzas laterales mediante anillos de centrado en la caja de conectores.
Validación mediante pruebas de diseño según los estándares del sector
Para validar la solución, no solo se necesitaron pruebas de cualificación de los elementos clave (es decir, pruebas de disyuntores e interruptores de puesta a tierra), sino que también se realizaron pruebas adicionales centradas en la combinación de los dos elementos.
Capacidad de interrupción
La capacidad de interrupción de la parte del disyuntor de la solución se probó de acuerdo con la norma IEC 62271-100 y la norma IEEE C37.09 a 50 Hz con un factor de potencia de 2,6 para evaluar el rendimiento en las peores condiciones, debido a los tiempos de arco más largos. Hay una diferencia marginal en el ángulo de subida de la corriente poco antes de la corriente cero y la interrupción. Sin embargo, en caso de interrupción con interruptores de vacío, este efecto es insignificante.
Otros aspectos de la actuación
Los parámetros en el peor de los casos para demostrar otros aspectos del rendimiento del disyuntor, como la carga por cable, la corriente continua, la dieléctrica y la resistencia eléctrica y mecánica, se seleccionaron de forma similar de ambos estándares.
La parte del conmutador de puesta a tierra de la solución se probó de acuerdo con la norma IEC 62271-102 y con la norma IEEE Std C37.20.4 de manera similar, cuando se utilizaron los parámetros más desfavorables. Como el disyuntor y el interruptor de puesta a tierra están conectados directamente, la prueba de resistencia mecánica del interruptor de puesta a tierra se realizó con 10 000 ciclos para igualar la clasificación M2 del disyuntor. Para el conmutador de puesta a tierra, esta función supera los requisitos habituales en un factor de cinco.
Pruebas de temperatura
Además, el interruptor de puesta a tierra se sometió a la misma prueba de baja temperatura para demostrar su rendimiento hasta menos 50 °C (menos 58 °F).
Pruebas combinadas
Tras completar las pruebas de diseño de acuerdo con las normas industriales pertinentes, se realizaron pruebas adicionales para demostrar el rendimiento de la combinación. La prueba más crítica validó el tiempo entre la apertura del disyuntor y el cierre del interruptor de puesta a tierra.
Medir los parámetros temporales
El tiempo entre el contacto de la parte de los contactos del disyuntor y el contacto de los contactos del interruptor de puesta a tierra es crucial para el correcto funcionamiento de la combinación. Si el tiempo está diseñado para ser demasiado pequeño, es posible que la corriente de fallo no se interrumpa antes de que se cierre el interruptor de puesta a tierra y, aunque el interruptor de conexión a tierra se cierre según sea necesario, puede que no se vuelva a abrir debido a la soldadura por contacto.
Alternativamente, si el tiempo es demasiado largo, puede producirse una sobretensión tras la interrupción durante más tiempo del que los descargadores de sobretensión pueden tolerar y provocar daños en los descargadores. Se ha tenido especial cuidado al medir este parámetro temporal en toda la gama de tolerancias de fabricación permitidas y en diversas condiciones ambientales.
Función de funcionamiento del interruptor de puesta a tierra
Otra capacidad demostrada fue que el disyuntor no influyó en el funcionamiento del interruptor de puesta a tierra al interrumpir la corriente de fallo nominal máxima. En determinadas condiciones, es posible que el interruptor de vacío no borre el fallo en la primera corriente cero después de un bucle principal, sino que se interrumpa después del siguiente bucle secundario. Las pruebas demostraron que el interruptor de puesta a tierra cumple esta función sin soldar por contacto.
Beneficios para los parques eólicos
Cuando se abre el disyuntor de media tensión, el sistema pierde la conexión a tierra entre el disyuntor abierto y el lado de media tensión del transformador LV/MV.
Como se describió anteriormente, la tensión en las fases saludables aumenta hasta 1,73 PU a medida que los aerogeneradores siguen suministrando energía al sistema. Esta alta tensión actúa como una prueba de alta tensión permanente, que es especialmente dura con los descargadores de sobretensión. Períodos prolongados con este voltaje excesivo pueden acortar la vida útil o incluso dañar los descargadores de sobretensión. Dado que la pérdida de la referencia a tierra provoca estos problemas, restablecer una conexión a tierra puede eliminarlos.
La alternativa convencional al uso de un interruptor de puesta a tierra, como se describe en este artículo, sería utilizar un transformador de puesta a tierra en su lugar. Este transformador se conectaría en la cara B del disyuntor de media tensión y se configuraría de manera que, durante el funcionamiento normal, tuviera una alta impedancia a tierra, pero durante un fallo de línea a tierra proporcionaría una ruta de baja impedancia para la corriente de fallo.
Las desventajas de utilizar un transformador de puesta a tierra son los costes de instalación y mantenimiento del equipo y los riesgos medioambientales asociados a los derrames. Aunque el transformador de puesta a tierra solo tiene que tener aproximadamente el 5% del tamaño de la carga conectada, puede necesitar un transformador del rango de MVA. Además, los cables conectados al transformador de puesta a tierra suponen un gasto importante. Por último, los costes de mantenimiento del transformador, especialmente de los transformadores aislados con aceite, pueden ser importantes a lo largo de la vida útil del parque eólico.
En comparación, un disyuntor con un interruptor de puesta a tierra integrado es un dispositivo relativamente simple, ya que su diseño y construcción son muy similares a los de un disyuntor convencional. La integración de un interruptor de conexión a tierra en un disyuntor combina la capacidad de detección de fallos con la conexión a tierra del circuito, lo que simplifica la instalación y el funcionamiento del sistema.
Más información sobre nuestros disyuntores de media tensión
El diseño de la familia de disyuntores tipo SDV7 incluye una reducción significativa en el tamaño de la carcasa en comparación con los modelos anteriores y, en consecuencia, en el tamaño total. La línea de productos tipo SDV7 abarca los grupos de tensión de 15,5 kV, 17,5 kV, 27,6 kV y 38,0 kV. Cada grupo está diseñado específicamente para optimizar el espacio y el material para la clase de tensión y, al mismo tiempo, conservar características comunes en toda la línea de productos.