Número 1 2022 Magazine Experimente el OMICRON Customer Care Center
Estimados lectores y lectoras: En OMICRON, nos hemos dedicado a concientizar sobre la diversidad de género y la inclusión desde hace varios años. Hay muchos aspectos que nos gustaría tratar y el uso del lenguaje es uno que ha tenido un impacto significativo en todos nosotros. Por ello, nos gustaría que emprendiera con nosotros este camino hacia el lenguaje sensible al género. Esta es la primera edición de la OMICRON Magazine en inglés y alemán que se ha escrito con un lenguaje inclusivo y sensible al género, y le seguirán muchas más. Siguiendo con el tema de la diversidad, puede leer sobre dos mujeres y sus carreras en la ingeniería eléctrica en nuestro artículo de puntos de vista. En la página 26 hablan de lo que define su pasión por su trabajo y de cómo se convirtieron en ingenieras eléctricas. Otra historia explica cómo la creación de nuestra «sala de juegos para técnicos entusiastas»: el nuevo Centro de Atención al Cliente (OCC) de OMICRON en Klaus, Austria, fue un sueño hecho realidad. Nuestra sala de exposiciones ofrece numerosas opciones para demostraciones físicas y virtuales de productos, aprendizaje, visitas de la empresa y eventos, lo que la convierte en una experiencia única para nuestros clientes de todo el mundo. (página 6) Viaje con nosotros a California en la entrevista de Justin Henson de la página 22, donde explica cómo PG&E invierte en equipos de pruebas y capacita a sus empleados para evitar los incendios forestales. Además, Justin habla de su trabajo y de sus responsabilidades como Especialista técnico en líneas de distribución (DLT). Tenemos un nuevo miembro de la familia OMICRON: El UHF 800, nuestra última solución portátil para realizar mediciones de ultra alta frecuencia de 100 a 2 000MHz, fuera de línea y en línea, de descargas parciales en subestaciones aisladas por gas y líneas, transformadores de potencia rellenos de aceite y conexiones de cables de alta tensión. (página 12) La espera ha merecido la pena. Podrá encontrar la segunda parte del artículo «Preparados para una emergencia» en esta edición. Lea sobre la realización de las pruebas y los resultados en la página 30. Si tiene algún comentario sobre esta edición, hágamelo saber; me gustaría escucharle. Disfrute de su lectura. Lia Thum OMICRON Magazine Project Lead OMICRON electronics GmbH, Oberes Ried 1, 6833 Klaus (AT) OMICRON electronics GmbH up! consulting, Ruggell (FL) OMICRON electronics GmbH, PG&E (p. 4, 22–25), Kraftdiagnos (p. 14–16), Polskie Sieci Elektroenergetyczne (p. 17), iStock.com (p. 30–33), IEEE Smart Village (p. 26), Qirion (p. 27–29), LEAG (p. 30), Vattenfall (p. 30), Siemens Energy (p. 34–35), Tech West Power (p. 36) magazine@omicronenergy.com Publisher Responsible for content Editorial team and implementation Picture credits E-mail to the editorial team 2
Magazine | Número 1 2022 Carpe Diem Magazine – Número 01/22 «Hacer es como querer, solo que mejor». 3
Puntos de vista: ¿Cómo se convirtió en ingeniera? Recierres para ayudar a mitigar el riesgo de incendios forestales 26 22 Dominando el arte de la medición de descargas parciales en UHF Una sala de juegos para los ingenieros del sector eléctrico 6 12 Índice 4
Magazine | Número 1 2022 Noticias 20 TESTRANO 600 – novedades Escuche lo que tiene que decir su cambiador de tomas bajo carga Región 34 Retrospecciòn Marko Ruotsalainen repasa su época como Sales Partner de OMICRON en Finlandia Antecedentes 6 Una sala de juegos para los ingenieros del sector eléctrico Experimente el OMICRON Customer Care Center (OCC) en Klaus, Austria 26 Puntos de vista ¿Cómo se convirtió en ingeniera y qué le apasiona en su trabajo diario? Productos y tecnología 10 Impulsando adelante las aplicaciones prácticas de Sampled Values Historia y novedades de IEC 61850 12 Dominando el arte de la medición de descargas parciales en UHF Nuestro nuevo UHF 800 le ofrece una relación señal/ruido óptima para realizar pruebas fiables de descargas parciales en UHF informes de los clientes 14 CPC 100 + CP CU1: Para proteger a las personas y al material Gustav Lundqvist escribe sobre cómo él y su equipo de Kraftdiagnos probaron los niveles de tensión de contacto en las líneas eléctricas 17 RelaySimTest simplifica los puntos cruciales de las pruebas de protección Lo que realmente cuenta en campo 22 Recierres para ayudar a mitigar el riesgo de incendios forestales No se trata solo de invertir en equipo. También se trata de invertir en educación. 27 100 años de experiencia en pruebas de interruptores de potencia Qirion Netherlands: un usuario avanzado del CIBANO 500 30 Preparados para una emergencia Las redes de arranque como alternativa al restablecimiento rápido de redes eléctricas 36 SAA2 – Un pequeño accesorio con un notable efecto La importancia de los productos de seguridad durante las pruebas Eventos 40 ¿Qué está pasando? 5
Transformadores de potencia, secciones de tableros de distribución de media y alta tensión, carretes de cable, transformadores de medida, armarios para equipos de protección y mucho más: activos hasta donde alcanza la vista. El vestíbulo se parece un poco a una sala de juegos: «Una sala de juegos para los entusiastas de la energía eléctrica», se ríe Friedrich Almer, jefe de proyecto e ingeniero de aplicaciones de OMICRON. Se encuentra en la sala de exposiciones, el eje del nuevo Centro de Atención al Cliente de OMICRON en Klaus. En los últimos meses, Friedrich y su amplio equipo de proyecto se han asegurado de que 750m2 estén repletos de todo lo que hace que latan más rápido los corazones de los ingenieros del sector eléctrico. Está repleta de máquinas rotativas y transformadores de potencia, tecnología de protección y sistemas de control de procesos, incluidos los productos que cumplen la norma IEC 61850. En la sala de exposición también se pueden encontrar subestaciones secundarias inteligentes y secciones completas de tableros de distribución de media y alta tensión, junto con una amplia cartera de soluciones de prueba y diagnóstico combinadas con los conocimientos de expertos. En la primavera de 2020, pudimos hacernos con un edificio de empresa vacío, a un tiro de piedra del Centro de Desarrollo de OMICRON. Con algunos ajustes, lo hemos convertido en el Centro de Atención al Cliente de OMICRON. Imaginamos un entorno propicio para el intercambio de conocimientos y la comunicación con nuestros clientes, un lugar que permitiera ofrecer una asistencia óptima. La sala de exposiciones ofrece numerosas metodologías nuevas para demostraciones de productos, cursos de capacitación, visitas a la empresa y eventos. Proporciona una experiencia única en línea y en campo a nuestros clientes de todo el mundo. «Los participantes disponen de un asiento en primera fila» La primera demostración virtual en directo tuvo lugar en la sala de exposiciones en octubre de 2020. Un cliente de EE.UU. solicitó un curso de iniciación sobre una fuente resonante en serie de 70kV para pruebas de cables y celdas de media tensión. «No era posible viajar entonces, así que tuvimos que encontrar una solución virtual. Al principio no estaba seguro de que fuera a funcionar», dice Bernhard Engstler, Ingeniero de Aplicaciones de OMICRON. Pero sí funcionó, y UNA SALA DE JUEGOS PARA LOS INGENIEROS DEL SECTOR ELÉCTRICO Experimente el OMICRON Customer Care Center (OCC) en Klaus, Austria 6
Magazine | Número 1 2022 «Los participantes disponen de un asiento en primera fila». Bernhard Engstler, Application Engineer, OMICRON «Nuestros clientes trabajan con equipos reales». Julia Steinhauser, Event Marketing Specialist, OMICRON 7
mucho mejor de lo esperado. «Después de numerosas demostraciones, cursos de aprendizaje y sesiones de eventos, puedo decir con seguridad que estamos desempeñando un papel definitivo en el terreno del aprendizaje virtual». Bernhard aún tenía que encontrar los ajustes adecuados de la cámara para perfeccionar la transmisión del curso de iniciación durante su primera demostración en directo. Pero esto ya es historia: Friedrich y sus compañeros informáticos han creado un sofisticado sistema de video que ofrece a todos los participantes un asiento en primera fila para los cursos de aprendizaje y las demostraciones virtuales. Dos cámaras ofrecen diferentes puntos de vista con precisión y detalle; incluso es posible leer las mediciones en las pantallas de los dispositivos. «Con la vista dual, también podemos mostrar el procedimiento de prueba físico en una ventana mientras mostramos el software correspondiente en la otra ventana adyacente», explica Bernhard. «Es mucho más difícil conseguir que diez personas consulten una computadora portátil al mismo tiempo en una sesión de aprendizaje presencial». Capacitación con equipos reales La mayoría de los cursos de aprendizaje, demostraciones y seminarios web virtuales se graban y las imágenes se ponen a disposición de los participantes. Pueden ver el contenido a su antojo y repasar los temas a su propio ritmo; a veces, las preguntas solo surgen cuando los clientes empiezan a utilizar los dispositivos por sí mismos. Por supuesto, la sala de exposiciones también está diseñada para el aprendizaje en el campo. Hay varias salas disponibles para la capacitación teórica con numerosas islas de aplicación para que los participantes se familiaricen con temas prácticos. «La sala de exposición ofrece una gran variedad de métodos de aprendizaje en una sola sala», afirma Julia Steinhauser, Especialista en Marketing de Eventos de OMICRON. Julia es la responsable de organizar los cursos de capacitación en Klaus. «Nuestros clientes no trabajan con simuladores, sino con equipos reales. Esto aporta mucha más calidad al curso. Nuestros clientes también se benefician de la sinergia entre la amplia gama de productos y todos los activos que encuentran aquí», afirma Julia. Asistencia a los clientes en tiempo real «Los equipos de personal de asistencia trabajarán todos en el OCC en el futuro», afirma Verena Rein, Responsable Regional de Comunicaciones de Marketing de OMICRON. «Nuestros ingenieros de aplicaciones y nuestro personal de asistencia técnica pueden ahora conectarse directamente a los activos en cuestión de minutos». Esto no solo constituye una ventaja real para nuestros clientes durante las consultas de asistencia, sino que también es una ventaja significativa para las demostraciones de productos. «Nuestro equipo de ventas puede visitar a los clientes a domicilio y conectarlos directamente con los equipos y los expertos en la sala de exposiciones. La ventaja para nuestros clientes es que no tienen que apagar sus instalaciones para las demostraciones; pueden ver todo desde la sala de exposiciones en directo en la pantalla», explica Verena. Verena es responsable del marketing de productos en la región de CEU, y ella y su equipo también organizan numerosos eventos, como el Foro de Diagnóstico de OMICRON. «Algunos de nuestros clientes ya han podido experimentar la sala de exposiciones de forma virtual. Unos 400 participantes de habla alemana y 300 de habla inglesa de todo el mundo se han conectado a las sesiones de este año. Las sesiones trataron sobre las tendencias y los retos del mundo del diagnóstico, y la respuesta ha sido tremenda. Transmitimos algunas de estas sesiones desde la sala de exposiciones. Nuestro objetivo es poder utilizarla también para grandes eventos físicos en el futuro». Tener tiempo y oportunidades para experimentar «Aquí, en la sala de exposiciones, podemos experimentar y probar numerosas cosas. Tenemos la oportunidad de adquirir experiencia, lo que no es tan fácil para nuestros clientes porque trabajan bajo una presión de tiempo constante. Son ventajas enormes», dice Bernhard. «Pero, por supuesto, también es importante salir y ver a los clientes en persona», añade. «Esta es la única forma de llevar nuestra experiencia en campo a la sala de exposiciones del OCC». Esperamos verle pronto en nuestra sala de exposiciones, ya sea virtualmente o en persona. 8
Magazine | Número 1 2022 «Los equipos de personal de asistencia trabajarán todos en el OCC en el futuro». Verena Rein, Regional Marketing Communications Manager, OMICRON «Una sala de juegos para los entusiastas de la energía eléctrica». Friedrich Almer, Project Lead und Application Engineer, OMICRON 9
¿Puede contarnos cómo empezó el protocolo Sampled Values? Fred: Sampled Values tiene una historia que se remonta a más de 20 años. Antes del año 2000, ABB ya había construido subestaciones de alta tensión para Powerlink Queensland en Australia con tecnología propia de Sampled Values. Estos sistemas se actualizaron con la tecnología IEC 61850 hace unos diez años. ¿Cómo intervino OMICRON en el desarrollo de Sampled Values? En 2001, los grupos de trabajo de los comités técnicos de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) se reunieron en el recién inaugurado Centro de Desarrollo de OMICRON en Klaus, Austria. Allí se trataron los borradores de la IEC 61850-9-1 y la IEC 61850-9-2, junto con los mensajes GOOSE. Enseguida comprendimos la importancia de estos protocolos para las aplicaciones de protección en el futuro. Además, como la mayoría de nuestros clientes estaban activos en el terreno de la protección en ese momento, queríamos seguir estrechamente vinculados a este tema. Entonces me uní al grupo para explorar formas de apoyar esos protocolos. ¿Cuándo se produjeron las primeras implementaciones? Los primeros prototipos de Sampled Values se presentaron en 2004 durante la exposición del CIGRE en Francia, en el stand del Grupo Internacional de Usuarios de la UCA. En la sesión del CIGRE de 2006, tuvimos una demostración de interoperabilidad de Sampled Values con productos de cuatro proveedores, lo que demostró la viabilidad de los sistemas compuestos de elementos suministrados por varios proveedores. Obtuvimos mucha información de estos primeros prototipos e implementaciones. Un resultado notable fue que las funciones de Sampled Values para los dispositivos de prueba CMC se publicaron en 2008. Pero todo el tema se estancó de alguna manera: ¿qué pasó? Algunos obstáculos no se habían abordado todavía. Por ejemplo, el método de sincronización horaria elegido en 2003 era engorroso y no se habían encontrado mecanismos adecuados de redundancia de red. Desde entonces, la sincronización horaria mediante PTP (IEEE 1588) y las arquitecturas de redundancia, como PRP y HSR (IEC 62439-3), han llenado este vacío. Hoy en día, tenemos todo lo necesario para implementar plenamente las subestaciones digitales. Impulsando adelante las aplicaciones prácticas de Sampled Values Historia y novedades de IEC 61850 El uso del protocolo IEC 61850 de Sampled Values está aumentando de forma constante, pero a muchos usuarios todavía les preocupan algunas cuestiones. Mientras tanto, los ingenieros de protección no necesitan una bola de cristal para saber que tendrán que familiarizarse más con este tema. Fred Steinhauser, nuestro especialista en IEC 61850 y subestaciones digitales, estuvo presente en algunos de los hitos del protocolo y está convencido de que este tema puede abordarse con entusiasmo. 10
Magazine | Número 1 2022 ¿Cómo se han convertido estos descubrimientos en herramientas de pruebas prácticas? Aunque los ingenieros de protección fueron los primeros en pedir apoyo durante las pruebas de protección, los propios clientes no tenían experiencia con los nuevos protocolos, por lo que no podían decirnos lo que necesitaban. Tuvimos que anticiparnos a los casos de uso; a esta metodología la llamamos «ponernos en la piel de nuestros clientes». Como resultado, los dispositivos de prueba CMC y Test Universe fueron los primeros productos compatibles con Sampled Values. Ahora, RelaySimTest, nuestro software para pruebas basadas en el sistema, también opera con Sampled Values. Y el sistema de medición DANEO 400 se convirtió en el analizador de comunicaciones y bus de proceso utilizado en casi todas las subestaciones digitales. ¿Cuáles son las novedades de Sampled Values? La conclusión es que no hay nada totalmente nuevo. En su mayor parte, las opciones anteriores de IEC 61850 que no se utilizaban se están aplicando ahora. La directriz de implementación «9-2LE» nos dio algunas definiciones sólidas que benefician la facilidad de uso y la interoperabilidad. «9-2LE» decidió utilizar solo una configuración fija para el dataset y definió campos opcionales para su uso. Esto fue muy favorable para nuestras recientes implementaciones, pero su valor no fue evidente para todos. Con las próximas variantes configurables en Test Universe y RelaySimTest, los usuarios tendrán que configurar y probar lo que antes solo estaba implícito. ¿Qué fue lo que impulsó estos nuevos desarrollos? En primer lugar, existía la posibilidad de agilizar las cosas haciendo configuraciones específicas para aplicaciones concretas. En segundo lugar, había algunos detalles adicionales que debían abordarse, p. ej. la correcta sincronización horaria. La norma IEC 61869-9 sugería utilizar datasets configurables. Otro cambio es la definición y el uso práctico de campos opcionales adicionales en las ediciones 2.0 y 2.1 de la norma IEC 61850-9-2. Estas nuevas opciones ya se contemplan en RelaySimTest 4.00 y Test Universe 4.30, por lo que los usuarios ya pueden trabajar con ellas. Gracias por la entrevista. «Tuvimos que anticiparnos a los casos de uso; a esta metodología la llamamos ‹ponernos en la piel de nuestros clientes›». Fred Steinhauser, Digital Substation Evangelist, OMICRON 11
Las pruebas de DP constituyen una herramienta muy eficaz para dispositivos de media tensión (MT) y alta tensión (AT), que evalúa el estado del aislamiento y detecta defectos críticos en ellos. Las mediciones de DP convencionales en campo, como las especificadas por la norma IEC 60270, suelen verse afectadas por el ruido del entorno. Alternativa de medición para entornos ruidosos Las mediciones de DP no convencionales realizadas en el rango de frecuencia ultra alta (UHF) de 100 a 2 000MHz, son una alternativa de medición fiable. Estas mediciones son especialmente útiles para las pruebas de DP en subestaciones aisladas por gas y líneas, transformadores de potencia rellenos de aceite y terminaciones de cables eléctricos de AT. Esto se debe a que numerosas fuentes de ruido, tales como las comunicaciones móviles, señales de radar y descargas de efecto corona, se transmiten predominantemente en rangos de frecuencia más bajos o de banda especifica. En comparación, las mediciones realizadas en el rango UHF dan lugar a una relación señal/ruido muy elevada. Por lo tanto, se garantiza una sensibilidad de medición de DP óptima con poca o ninguna interferencia del ruido externo. Pruebas fiables de DP en UHF con el sistema UHF 800 El sistema portátil de medición de DP UHF 800 es nuestra última solución para realizar mediciones fuera de línea y en línea de DP en UHF, de 100 a 2 000MHz en subestaciones aisladas por gas y líneas, transformadores de potencia rellenos de aceite y terminaciones de cables eléctricos de alta tensión. Los filtros de ancho de banda sintonizables garantizan una relación señal/ruido óptima para un análisis fiable, incluso en entornos de pruebas en campo con mucho ruido. El diseño modular flexible y portátil del sistema permite una configuración rápida y sencilla durante las pruebas tipo y de rutina en laboratorios de AT o bahías de prueba, la puesta en servicio en campo y la resolución de problemas en campo. Pruebas monocanal o multicanal Se utiliza un dispositivo de medición de UHF 800 para detectar la actividad de DP en el rango de UHF de cada canal de medición. Pueden conectarse hasta 12 dispositivos de medición mediante cables de fibra óptica en cadena para realizar mediciones y análisis multicanal simultáneos de DP. Cada dispositivo de medición UHF 800 se alimenta con nuestra batería externa recargable RPB1 para poder realizar pruebas durante horas sin interrupción. Potente software para mediciones y análisis de DP El equipo UHF 800 se utiliza con nuestro software MPD Suite e incluye las últimas funciones de medición de DP y análisis que ahorran tiempo. Estas funciones incluyen el registro y la reproducción de mediciones de DP, perfiles de pruebas definibles por el usuario e informes personalizados. Utilícelo con o sin el MPD 800 El UHF 800 puede utilizarse como sistema independiente de medición y análisis de DP en UHF. También puede utilizarse fácilmente con nuestro sistema universal de medición y análisis de DP MPD 800. Esto permite combinar mediciones de DP convencionales utilizando el MPD 800, con mediciones de DP en UHF cuando el UHF 800 se encuentra en la misma configuración de medición. La combinación de dispositivos de medición de DP UHF 800 y MPD 800, hasta 12 dispositivos de medición en total, puede conectarse mediante cables de fibra óptica en cadena para realizar mediciones y análisis de DP simultáneos y multicanal utilizando el software MPD Suite. DOMINANDO EL ARTE DE LA MEDICIÓN DE DESCARGAS PARCIALES EN UHF Nuestro nuevo UHF 800 le ofrece una relación señal/ruido óptima para realizar pruebas fiables de descargas parciales en UHF 12
Magazine | Número 1 2022 El sistema UHF 800 en resumen › › Mediciones de DP en UHF altamente sensibles de 100 a 2000MHz. › › Medición fuera de línea y en línea, monocanal o multicanal síncrona. › › Robusto y flexible para su uso en laboratorios, bancos de pruebas y en campo. › › Filtros ajustables para una relación señal/ruido óptima en entornos ruidosos. › › Cumple con la «Guía de aplicación para la verificación de la sensibilidad» del CIGRE (folleto 654). › › Interfaz de usuario configurable para pruebas de DP individualizadas y elaboración de informes personalizados. omicronenergy.com/uhf800 Escuche el PODCAST ¿Le interesa este tema? No deje de escuchar nuestro episodio de la serie de podcasts Energy Talks acerca de las pruebas de descargas parciales en UHF con nuestro UHF 800. Escanee el código QR o visite: omicronenergy.com/uhf-pd-testing 13
CPC 100 + CP CU1: Para proteger a las personas y al material Gustav Lundqvist escribe sobre cómo él y su equipo de Kraftdiagnos probaron los niveles de tensión de contacto en las líneas eléctricas en respuesta a la creciente demanda de energía eléctrica en Suecia. En el último año, la industria eléctrica sueca ha aumentado hasta cuatro veces más que antes, el ritmo de construcción de líneas eléctricas de 130 kV y 400 kV. Esto es necesario ya que se prevé que la producción y el uso de electricidad en Suecia aumenten un 120% para 2045. Antes de energizar una nueva línea eléctrica con una tensión del sistema superior a 100kV, es necesario probarla con respecto a las tensiones de contacto en la red de baja tensión cercana, para detectar posibles fallas a tierra. No se permite energizar una línea eléctrica si la tensión de contacto es superior a 600V con una resistencia de 3kOhm. La prueba se realiza cuando la línea eléctrica está terminada e instalada, tal como cuando un parque eólico está a la espera de ponerse en funcionamiento. Esto significa que cada hora que la línea eléctrica no está en servicio, la compañía eléctrica y el propietario del parque eólico pueden perder miles de euros por hora. La prueba también puede realizarse en las líneas eléctricas existentes, que solo pueden ponerse fuera de servicio durante unas horas al año para evitar perturbaciones en el sistema. Esto significa que la medición debe realizarse rápidamente. Al mismo tiempo, la medición es muy peligrosa. Por este motivo, hay muy pocos técnicos que realicen estas mediciones de paso y contacto. Durante 2019 invertí en mi primer dispositivo multifunción de pruebas CPC 100 y, en la primavera de 2020, elevé el nivel inicial de mi negocio con dispositivos adicionales de OMICRON e incorporé a diez empleados nuevos. En 2021, probamos unas 21 líneas eléctricas de alta tensión con el CPC 100 y la unidad de acoplamiento multifunción CP CU1. Durante este tiempo, mi trabajo dejó de consistir en realizar yo mismo las mediciones, pasando a enseñar y dirigir a los técnicos más jóvenes en campo. Realización de la medición La prueba se realiza desconectando los interruptores de potencia en ambos extremos de la línea eléctrica. Usamos una herramienta especial de puesta a tierra, llamada JK51, que yo acoplaba a la línea eléctrica mediante una caña de pescar y cuerdas originalmente previstas para los cortacéspedes. La medición es muy específica, por lo que tenemos que idear y construir nosotros mismos muchos de los componentes, que deben cumplir los reglamentos de seguridad. Cuando se prueba una línea eléctrica, se comprueban las torres de alta tensión situadas a menos de 1km de distancia entre sí. Esto significa que, por término medio, se someten a pruebas hasta diez torres de alta tensión cada diez kilómetros. Al realizar la prueba, se simula una falla a tierra en la red de 150 kV y se mide la tensión de contacto en la red de baja tensión circundante. En los últimos años, la potencia de los cortocircuitos en la red ha aumentado hasta unos 10–39 kA, en función de la ubicación en la red. Esto significa que edificios que antes eran seguros ahora pueden correr el riesgo de sufrir incendios eléctricos o una tensión de contacto peligrosa. 14
Magazine | Número 1 2022 A la hora de obtener un cálculo preciso de la tensión de contacto al realizar la medición, un detalle importante es asegurarse de que la corriente de 30 Hz y 70 Hz pulsada por el CPC 100 y el CP CU1 se mide en la torre que se está probando. Esto se realiza con el medidor de tierra de mano HGT1 y una bobina Rogowskij. La medición de nuevas líneas eléctricas es un aspecto, pero también es necesario realizar pruebas cuando se cambia una línea eléctrica antigua. Por ejemplo, en una línea eléctrica de 130 kV, encontramos 40 casos de altas tensiones de contacto. El HGT1 también detectó tensiones de contacto de 7 kV en un jardín de infancia causadas por una falla a tierra en la red eléctrica. La realización de estas mediciones conlleva muchos riesgos. Tirar un mosquetón sobre la línea eléctrica equivocada utilizando una caña de pescar es uno de estos riesgos. Si se aplica una herramienta de puesta a tierra a una línea con tensión, el resultado será un gran arco eléctrico. Por lo tanto, hay que comprobar la documentación y las señales en Miembros del equipo de Kraftdiagnos estableciendo mediciones con el CPC 100 y el CP CU1. «La medición debe realizarse rápidamente. Al mismo tiempo, la medición es muy peligrosa». Gustav Lundqvist, Founder, Kraftdiagnos Realización de mediciones en la naturaleza sueca. 15
la torre. Otro riesgo es la inducción y la influencia de las líneas paralelas. Ventajas del equipo de pruebas El CPC 100 tiene muchas ventajas en comparación con un sistema de prueba con generadores rotativos. Un generador suele empezar a oscilar si se utiliza en líneas eléctricas paralelas, cosa que no ocurre con el CPC 100. El CP CU1 tiene un ajuste de 10 A, lo que significa que se utiliza una relación de 1:2, lo que reduce la tensión inducida enviada al CPC 100. El CP CU1 es un sistema completo asombroso, pero complementamos construyendo un transformador más pesado monofásico fijo 1:2 de 40 kg. El CPC 100 podía emitir 15 A con la relación 1:2, lo que significa un 50% más de potencia para las mediciones. Añadir más potencia con CPCSync Este sistema especializado tiene un aislamiento de 3 000 V. En el futuro, pretendemos utilizar CPCSync que sincroniza hasta tres sistemas de pruebas CPC 100. Para esta aplicación, utilizaremos CPCSync con solo dos dispositivos CPC 100 y un transformador 1:6, lo que nos permitirá realizar el trabajo y manejar una inducción de hasta 3 000 V. Se puede utilizar un dispositivo CPC 100 en cada fase. El primer dispositivo CPC 100 pulsa durante cuatro segundos y después de dos segundos, iniciamos el siguiente dispositivo CPC 100, que pulsa durante cuatro segundos. Los dos dispositivos CPC 100 pueden ajustarse con el mismo tiempo de reposo, por ejemplo, 24 segundos. Los dos sistemas trabajan juntos sin molestarse mutuamente. Ahorro de tiempo y costos Esta configuración nos proporciona una gran ventaja, ya que se puede probar una línea eléctrica en un tercio del tiempo, en comparación con el uso de un solo sistema CPC 100. Esto ahorra muchos costos para el proveedor de la red eléctrica, que quiere minimizar las costosas interrupciones del servicio. Kraftdiagnos es una empresa de servicios que realiza mediciones de diagnóstico en equipos de media y alta tensión para compañías eléctricas de toda Suecia. kraftdiagnos.se No deje de escuchar nuestro episodio número 21 de la serie de podcasts Energy Talks sobre pruebas de inducción en líneas eléctricas con Gustav Lindqvist. Escanee el código QR o visite: omicronenergy.com/power-line-testing Escuche el PODCAST ¿Le interesa este tema? ¿Sabía que… Gustav Lundqvist fundó Kraftdiagnos en 2019 viajando a instalaciones remotas en Suecia, la mayoría de las veces a pie, portando sus equipos de medida en una mochila. Acompañado por su mascota, Nisse, Gustav realizaba principalmente mediciones de puesta a tierra, también conocidas como mediciones de conexión a tierra, utilizando nuestros sistemas CPC 100 y COMPANO 100. Desde entonces, ha hecho crecer su empresa y ha aumentado los tipos de mediciones realizadas para los clientes. No deje de escuchar nuestro episodio número 3 de la serie de podcasts Energy Talks, en el que Gustav Lundqvist describe sus aventuras de medición a pie en instalaciones remotas de Suecia y por qué cree que OMICRON no es una empresa sino un estilo de vida. 16
Magazine | Número 1 2022 Adam Wójcik trabaja como ingeniero eléctrico para Polskie Sieci Elektroenergetyczne, un operador de sistemas de transmisión en Polonia. Empezó a utilizar RelaySimTest hace dos años y ha compartido esa experiencia con nosotros. AdamWójcik: Mi trabajo diario consiste en probar sistemas de protección y automatización. RelaySimTest ha mejorado mucho a lo largo del tiempo y ha hecho que mi trabajo sea más agradable y eficiente. El desarrollo cada vez mayor de los sistemas de protección hace que las pruebas clásicas sean más problemáticas. Esto se aplica específicamente a los recierres automáticos monofásicos. Cuando se prueban con señales de prueba de estado estacionario, algunos algoritmos de relés de protección indican errores operativos o carecen de esas señales de prueba. La preparación de este tipo de pruebas requiere mucho tiempo. Otro problema es la simulación realista de los armónicos 2º y 5º en sistemas de protección de transformadores. Aquí es donde entra en juego RelaySimTest porque simplifica enormemente los problemas mencionados anteriormente. Dado que RelaySimTest puede simular de forma realista los cortocircuitos, elimina estos problemas. Un aspecto fundamental de la herramienta de software es su manejo, que es intuitivo y sencillo. Configurar una prueba para un circuito sencillo lleva unos 15 minutos. Se pueden simular muchos escenarios automatizados para una configuración, lo que resulta muy útil. Si es necesario, los escenarios pueden reconfigurarse rápidamente. En resumen, RelaySimTest ha acelerado mi proceso de trabajo de forma significativa. RelaySimTest simplifica los puntos cruciales de las pruebas de protección Lo que realmente cuenta en campo Adam Wójcik, Electrical Engineer, Polskie Sieci Elektroenergetyczne 17
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Magazine | Número 1 2022 DESCUBRA NUESTRO PORTAL DEL CLIENTE MANTÉNGASE AL TANTO Usted podrá encontrar las últimas actualizaciones de software y noticias de productos en nuestro Portal del Cliente AMPLÍE SU HORIZONTE Utilice nuestra amplia base de datos de conocimientos con más de 4300 documentos y lea las notas de aplicación más recientes ESTABLEZCA PRIORIDADES Personalice la dashboard para mostrarle la información que más le importa ELIJA USTED MISMO Suscríbase a boletines relevantes y actualice su información personal 19
El cambiador de tomas bajo carga (OLTC) de un transformador de potencia desempeña un papel fundamental en mantener un nivel de tensión estable dentro de la red eléctrica. El OLTC es un dispositivo mecánico de conmutación que regula la tensión del sistema ajustando la relación de transformación del transformador. Debido a los esfuerzos térmicos y mecánicos generados cuando se conmuta la corriente de carga, varios componentes del OLTC, tal como los contactos, pueden sufrir desgaste a lo largo de su vida útil. Para evaluar de forma fiable el estado del OLTC, se han desarrollado herramientas de diagnóstico cada vez más avanzadas. Normalmente, se realiza una medición de la resistencia estática para comprobar el aumento de las resistencias de los contactos. Además, una medición de la resistencia dinámica (DRM) registra el cambio de la corriente durante la operación de conmutación para analizar el sincronismo del OLTC y comprobar posibles interrupciones de la corriente. Además de estas evaluaciones eléctricas de las características de conmutación, se puede realizar un análisis mecánico del funcionamiento del OLTC. El nuevo accesorio TESTRANO 600 VAM1, mide las vibraciones producidas durante la operación de conmutación con sensores de aceleración montados temporalmente en la cuba del transformador. La medición vibro-acústica (VAM) permite realizar mediciones en un transformador energizado para proporcionar información valiosa sobre el estado del OLTC sin necesidad de interrupciones de servicio. Al registrar un patrón de vibración detallado y compararlo con datos de referencia como si se tratara de una huella, es posible detectar y seguir los cambios en la integridad mecánica del OLTC. TESTRANO 600: NOVEDADES Escuche lo que tiene que decir su cambiador de tomas bajo carga 20
Magazine | Número 1 2022 Como la VAM puede realizarse sin interrupciones de servicio, puede integrarse en las inspecciones rutinarias, es decir, entre los intervalos de mantenimiento programados. Estas pruebas periódicas proporcionarán información sobre el estado actual del OLTC que resultará muy valiosa para priorizar el mantenimiento. Además, cuando se realizan en un transformador sin tensión, el método VAM permite registrar simultáneamente los trazos de DRM. La combinación de los métodos VAM y DRM, permite obtener información adicional sobre la secuencia de conmutación. Las mediciones VAM y DRM en un OLTC constituyen secuencias temporales mecánicas y eléctricas respectivamente, y ofrecen la oportunidad de realizar una evaluación combinada basada en datos complementarios. El uso de la medición vibro-acústica permite que todos los componentes del OLTC que produzcan suficientes vibraciones, se tengan en cuenta para la evaluación global desde el arranque hasta la parada del motor. Por otra parte, cada operación que provoca un cambio de corriente se refleja en la DRM. Al combinar las dos metodologías, se compensan los puntos ciegos de los métodos individuales y se consigue una evaluación a fondo de la operación de conmutación global del OLTC. Escuche el PODCAST ¿Le interesa este tema? Escuche nuestro podcast con el experto en VAM de Maschinenfabrik Reinhausen para obtener más información sobre la medición y sus beneficios. Escanee el código QR o visite: omicronenergy.com/ vibro-acoustic-measurements 21
PG&E DESPLIEGA RECIERRES PARA AYUDAR A MITIGAR EL RIESGO DE INCENDIOS FORESTALES No se trata solo de invertir en equipo. También se trata de invertir en educación. 22
Magazine | Número 1 2022 Justin Henson es un especialista técnico en líneas de distribución (DLT) con 20 años en Pacific Gas & Electric (PG&E). Nos habló de cómo PG&E ha invertido en equipamiento y ha formado a sus empleados para ayudar a prevenir futuros incendios forestales. También habló de su trabajo y de sus responsabilidades como Especialista DLT. PG&E es una compañía eléctrica privada fundada en San Francisco hace más de 100 años. Constituida en California en 1905, es hoy una de las mayores compañías eléctricas y de gas natural de Estados Unidos. PG&E es responsable de la transmisión y el suministro de energía a unos 15 millones de personas en una zona de servicio de 181 300 km² en el norte y el centro de California. Tienen más de 227 300 km de circuito en líneas eléctricas que dan servicio a aproximadamente 5,3 millones de cuentas de clientes, abarcando desde la casita más apartada de la pradera hasta algunas de las mayores empresas tecnológicas del mundo. ¿Podría compartir su visión sobre las responsabilidades de un DLT y su papel como Especialista DLT? Justin Henson: Un DLT es responsable del mantenimiento de todos los dispositivos de control de líneas (LCD) montados en postes, en pedestales y subterráneos, tal como los recierres de línea (LR), los interruptores, los condensadores y los reguladores. Los llamo los «Fab 5». Mi trabajo como especialista DLT consiste en mantener todo el aprendizaje, los procedimientos, las pruebas y la gestión del trabajo técnico de los DLT en lo que se refiere a los LCD. Una de las principales funciones de las que me siento más orgulloso es la creación de los planes de prueba previos a la puesta en servicio de los equipos de campo de los LCD de distribución, protección y automatización de PG&E. Todo se reduce a que, si queremos tener una red de distribución segura, confiable y eficiente, estos planes de prueba no solo son el medio para lograr ese fin, sino que en algunos casos constituyen nuestra última línea de defensa. ¿Puede decirnos algo más sobre la implantación de los recierres de línea de PG&E? Tenemos un amplio historial de instalación de todo tipo de LCD eléctricos en nuestra red de distribución. En la actualidad, tenemos aproximadamente 10 500 recierres de línea (LR) en nuestro sistema. Algunas de nuestras primeras instalaciones se remontan a mediados de la década de 1960, y entonces solo instalábamos unos pocos al año. Hoy en día, tenemos una media de unas 500 instalaciones nuevas cada año. Estos dispositivos abarcan una gran variedad de aplicaciones, tales como la ampliación de circuitos, programas de mantenimiento y actualización, aplicaciones de cogeneración de clientes y, por supuesto, nuestros proyectos especializados relacionados con los programas de riesgo de incendios forestales. PG&E salió en los titulares hace unos años durante los incendios forestales de California. ¿Cómo va a ayudar el despliegue de los LR de PG&E a reducir los incendios forestales en el futuro? Gran pregunta, esto es algo que nos apasiona. Desde que en 2017 se produjeron algunos de los incendios forestales más destructivos que ha visto California, PG&E se ha comprometido «PG&E se ha comprometido con nuestros clientes y con la Comisión de Servicios Públicos de California a hacer todo lo que esté en su mano para prevenir los incendios forestales». Justin Henson, Distribution Line Technician (DLT) Specialist, Pacific Gas & Electric (PG&E) pge.com 23
con nuestros clientes y con la Comisión de Servicios Públicos de California a hacer todo lo que esté en su mano para prevenir los incendios forestales. Parte de ese compromiso fue la instalación acelerada de cientos de dispositivos seccionalizadores SCADA adicionales cada año para nuestro programa de corte de energía de seguridad pública (PSPS). En PG&E, nuestros LR son todos dispositivos multifuncionales que pueden utilizarse como recierres, interruptores, conmutadores o seccionalizadores. Disponer de este tipo de versatilidad nos da la capacidad de afinar, proteger y coordinar nuestro sistema. Desde 2018, el programa PSPS ha aportado unos 1000 dispositivos adicionales a este esfuerzo. Junto con las 1300 estaciones meteorológicas que PG&E ha instalado desde entonces, ahora podemos monitorear y pronosticar mejor las amenazas meteorológicas graves que guían nuestras decisiones operativas, tal como cortar el servicio antes de que se produzca un desastre. «Como técnicos, creemos que es esencial probar el archivo real en lugar de una plantilla genérica que valide solo el controlador. De esta manera se prueba el relé digital y la plantilla de ajustes específicos de la instalación». 24
Magazine | Número 1 2022 Cuantos más LR SCADA y otros dispositivos seccionalizadores tengamos en la red eléctrica, más pequeñas serán estas zonas de corte de servicio afectadas. Parece que PG&E da mucha importancia a la seguridad y confiabilidad de los clientes. ¿Cómo se aseguran de que sus equipos funcionan correctamente? No mucho después de que se formara el grupo DLT, trabajé con nuestro equipo de normas para crear un método de trabajo formal para la instalación de nuevos LCD. Lo dividimos en tres procedimientos de LCD: Puesta en servicio previa, puesta en servicio y gestión de datos. La puesta en servicio previa de los LR requiere la ejecución de todas las pruebas de diagnóstico y funcionales en el aparato LR. Y lo que es más importante, el controlador del LR se somete a una prueba detallada que valida el archivo de ajustes real que se utiliza sobre el terreno. Como técnicos, creemos que es esencial probar el archivo real en lugar de una plantilla genérica que valide solo el controlador. De esta manera se prueba el relé digital y la plantilla de ajustes específicos de la instalación. Al fin y al cabo, somos humanos, y ni siquiera los técnicos e ingenieros somos perfectos. Los errores de desempeño humano no son ajenos a las pruebas fallidas de ARCO. Después de que el personal de la línea instale el LR sobre el terreno, en la posición de derivación, el DLT puede validar todos los puntos DNP SCADA durante el procedimiento de puesta en servicio. Una vez completado, el DLT pone el LR en servicio. La gestión de datos es el tercer y continuo procedimiento en el proceso del LR. Cuando surja la necesidad, un DLT visitará un LR para programar, inspeccionar y probar cuando sea necesario. Cuando se producen interrupciones del servicio y otros eventos en el sistema, es importante recuperar los informes de eventos del LR. En algunos casos, el controlador se prueba reproduciendo las condiciones de los eventos para confirmar los comportamientos previstos del relé. El diseño de tipo Plug and Play de ARCO 400 permite a los DLT la comodidad y la facilidad de realizar pruebas propias de un taller a 9 m en el aire con camiones de canasta. La versatilidad del producto permite a los usuarios recrear rápidamente los eventos para asegurarse de que el controlador es apto para el servicio. Lo que comenzó hace años como una simple herramienta de taller para la puesta en servicio previa, evolucionó rápidamente hasta convertirse en nuestro compañero que viaja en el asiento del pasajero en nuestros camiones para su uso también sobre el terreno. ¿Cómo puede aumentar la confiabilidad de la red eléctrica de distribución? En primer lugar, hágame caso a mí, el humilde hombre de familia de una pequeña ciudad que cuenta con tener las luces encendidas en el salón, la comida haciéndose en la cocina y el aire acondicionado a tope en esos calurosos días de verano. El mismo que, sin embargo, comprende que, por muy esenciales que sean esas cosas, no siempre están garantizadas en nuestro entorno actual. Lo digo como alguien que ha visto de primera mano la destrucción que los incendios forestales provocaron en las comunidades de California. Ninguna luz en casa, ningún filete en la parrilla ni ningún aire acondicionado vale una sola vida que pudiera haberse salvado evitando solo esa chispa de incendio forestal. Ahora, haga caso a Justin, el DLTS especialista. En PG&E tenemos una política de tolerancia cero con las chispas de incendios forestales causadas por instalaciones eléctricas caídas. Es algo que nos tomamos muy en serio. Sin embargo, lo que es igual de importante que la seguridad con la que gestionamos nuestro sistema es la confiabilidad de una red eléctrica que se autorepara. Cuantos más LR y otros dispositivos seccionalizadores pongamos en nuestro sistema, mejor daremos luz a nuestros clientes. Así, cuando sea necesario apagar la luz, lo haremos de la forma más segura, rápida y con los menores tiempos fuera de servicio posibles. Invirtiendo en tecnología inteligente, y contando con herramientas como el ARCO 400 para validarla, es como vamos a conseguirlo. Gracias por hablar con nosotros. 25
«Me interesé por la ingeniería después de ver cómo mi serie de películas favorita de todos los tiempos, La guerra de las galaxias, predecía el futuro. Ese futuro imaginado es el presente que vivimos hoy. Después, seguí cursos de ciencias y destaqué en ellos. Luego estudié Ingeniería Eléctrica y Electrónica para hacer realidad mi sueño. Junto con mi pasión por el desarrollo de la comunidad, traté de superar las desigualdades existentes. Actualmente trabajo con la organización IEEE Smart Village para empoderar a las comunidades sin conexión a la red con energía limpia, educación y desarrollo empresarial. Lo que más me apasiona de mi trabajo diario es ver cómo se transforman los medios de subsistencia mediante soluciones eléctricas innovadoras que pretenden resolver la pobreza energética. Mediante los usos productivos de la electricidad, las aldeas locales pueden aprovechar las oportunidades empresariales y aportar valor utilizando los abundantes recursos existentes. Abogo por el ODS7, que garantiza el acceso universal a servicios energéticos asequibles, fiables y modernos que incluyen la voz de las mujeres en las cadenas de valor de la energía». «Cuando tenía unos 14 o 15 años, me gustaban materias como las matemáticas y la ciencia. No tenía ningún modelo a seguir que fuera ingeniero o ingeniera, pero uno de mis profesores me explicó que la ingeniería era una forma de utilizar las matemáticas y los principios científicos para construir cosas como infraestructuras o máquinas. Me pareció fascinante y empecé a estudiar para convertirme en ingeniera. He seguido sintiendo curiosidad por saber cómo funcionan los dispositivos y por qué fallan. Este interés me ha llevado a conocer los productos de OMICRON, y ayudar a nuestros clientes a manejarlos forma parte de mi trabajo diario. Mis principales tareas consisten en atender a los clientes que utilizan los productos de OMICRON: capacitarlos cuando utilizan un equipo nuevo, responder a sus preguntas cuando realizan nuevas pruebas y determinar si un dispositivo necesita ser reparado o no cuando surgen problemas. Lo mejor para mí es que, una vez que nuestros clientes se han familiarizado con nuestros equipos de prueba, veo que lo que han aprendido permite que la red eléctrica funcione de forma fiable». Ana García, Technical Support, OMICRON Mercy Chelangat K, Business and Fund Development Director, IEEE Smart Village Puntos de vista ¿Cómo se convirtió en ingeniera y qué le apasiona en su trabajo diario? Magazine | Número 1 2022 26
100 años de experiencia en pruebas de interruptores de potencia Qirion Netherlands: un usuario avanzado del CIBANO 500 En 2021, OMICRON ha vendido su milésimo dispositivo CIBANO 500 en todo el mundo. Para averiguar por qué los clientes aprecian esta nueva generación de equipos de prueba de interruptores de potencia, hemos hablado con un proveedor de servicios con un siglo de experiencia en pruebas de interruptores de potencia. Mick Huisert, ingeniero de componentes de Qirion, y Rick Tiemessen, ingeniero de componentes y mantenimiento de Qirion, respondieron a las preguntas de Stefan Achberger, ingeniero de aplicaciones para pruebas de interruptores de potencia de OMICRON en Europa Central. Gracias por tomarse el tiempo para hablar conmigo. ¿Pueden presentarse brevemente? Mick Huisert: Soy ingeniero de componentes en la división de interruptores de potencia de Qirion y mi trabajo se centra en las subestaciones aisladas por aire. Mi trabajo incluye revisiones completas de interruptores de potencia de 50kV y 150kV en nuestro taller de Duiven. Rick Tiemessen: También estoy en la división de interruptores de potencia de Qirion, donde trabajo como ingeniero de componentes y mantenimiento. Estoy especializado en aparamenta de media tensión de 6kV a 27,5kV y me encargo de las cuestiones de mantenimiento general de los clientes de Qirion. ¿Cómo se convirtió Qirion en los expertos en interruptores de potencia de los Países Bajos? Mick: Qirion y nuestros predecesores legales han estado manteniendo la red eléctrica durante unos 100 años. Nuestro equipo de expertos absorbió una gran cantidad de conocimientos sobre todo tipo de interruptores. Nuestros principales clientes son dos grandes operadores de red eléctrica, Liander y TenneT, pero también realizamos la puesta en servicio y el mantenimiento de otras centrales eléctricas, operadores ferroviarios y plataformas marinas. Esto nos coloca en la posición única de especialistas en el mantenimiento de todo tipo de interruptores de potencia de diferentes fabricantes, tipos y antigüedades. ¿Qué importancia cree que tienen las pruebas de los interruptores de potencia para una red eléctrica fiable? Rick: Los interruptores de potencia son uno de los dispositivos más importantes de la red eléctrica porque pueden desconectar los cortocircuitos. Están diseñados y se utilizan para evitar catástrofes
y daños en los componentes. Sin los interruptores de potencia, la mayoría de las fallas provocarían interrupciones de servicio generalizadas y duraderas, por no hablar de los daños y costos de reparación que conllevan. Mick: Las pruebas nos ayudan a tomar decisiones de mantenimiento adecuadas en el momento oportuno. Recientemente, tuvimos un interruptor de potencia antiguo de Brown, Boveri & Company (BBC) con una fuga de aceite. Una medición del movimiento reveló que el movimiento subía y luego se detenía bruscamente durante la operación de cierre. Entonces, concluimos que la amortiguación no estaba funcionando. Cuando abrimos el amortiguador, vimos que el interior estaba completamente roto y se había vaciado el aceite hidráulico. Después de arreglarlo, las mediciones indicaron que volvía a amortiguar. Se pueden identificar estos problemas con mediciones y, por supuesto, estamos entusiasmados con poder hacerlo. «Si tenemos la oportunidad de influir en los ciclos de prueba, adoptamos una metodología híbrida entre el mantenimiento basado en el tiempo y el mantenimiento basado en el estado. En general, probamos los interruptores de potencia al menos cada cuatro años». Rick Tiemessen, Component and Maintenance Engineer, Qirion 28
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