SEEIME-UANL - Notas de Interes

En esta sección encontrarás información técnica de interes para cualquier ingeniero.

60 HERTZ

Hoy nos vamos a meter en algo del pasado, y es la pregunta: ¿Porqué usamos una frecuencia de 60 hertz? ¿Porqué ese número?

Bueno, en México todos sabemos que como consecuencia de la nacionalización de la industria eléctrica se presentó como urgente, una normalización. Así, por los años de 1965 se decretó y luego se unificó la frecuencia a 60 hertz, porque en la mayor parte del país era la frecuencia que ya existía, y solo una pequeña parte tenía 50 hertz, como resultado histórico de procedencia de las empresas anteriores. O sea, en la mayor parte del país se tenían empresas procedentes de los Estados Unidos. Pero, nos preguntamos, de dónde salió el 60 hertz de los Estados Unidos?

Entre 1885 y 1890, en los comienzos de la corriente alterna, se hicieron máquinas generadoras a 140, 133-1/3, 125, 83-1/3. 66-2/3, 60, 50, 40, 33-1/3, 30, 25 y 16-2/3 ciclos por segundo, (cps), al mismo tiempo que el Sr. Edison trataba de sostener el sistema de corriente directa, con su planta en la calle Pearl, en Nueva York. Todas esas máquinas eran monofásicas y servían para el alumbrado.

En 1886 el Sr. Westinghouse construyó la primera máquina generadora comercial de corriente alterna, a 2000 RPM y 8 polos, 133-1/3 cps, con armadura en el rotor y movida por banda, pues era la única forma conocida de construir máquinas. Como resultado de ésta máquina se construyeron otras a 140 y 125 cps.

Con la aparición del ahora llamado transformador, (antes inductorio), el motor trifásico de inducción en 1889 inventado por el Sr. N. Tesla, y una mejor conducción de la energía mecánica con máquinas directamente acopladas, se decidió en la misma fábrica Westinghouse, construir un generador a 3600 RPM. Tenía dos polos para dar 60 cps, pues los motores de combustión interna de entonces no podían girar a grandes velocidades y los transformadores resultaban muy voluminosos a menores frecuencias. Para 1892 las máquinas comerciales para la industria en su mayor parte eran a 60 cps, en competencia con máquinas a 66-2/3 y 50 cps., éstas últimas en Europa.

Por otro lado, en el este de los Estados Unidos los sistemas eran a corriente directa, y para conectar los sistemas de corriente directa con los de corriente alterna se usaban los convertidores síncronos, que en ese entonces tenían problemas de flameo en el conmutador a 60 cps. al igual que los trenes. Nuevamente en las fábricas de Westinghouse se investigó el problema y se encontró que 25 cps era la solución adecuada para convertidores y locomotoras eléctricas. Por 1895 también se tenían sistemas comerciales a 25 Hz, frecuencia que directamente no es adecuada para el alumbrado, por el parpadeo. Por el año de 1900 se trató de introducir 40 como una frecuencia intermedia, pero no tuvo éxito.

A partir de 1910 los sistemas de distribución en corriente alterna para servicio en baja tensión se extendieron y desapareció la distribución a corriente directa. También por esta época se empezó a utilizar la turbina de vapor acoplada a generadores a 3600 RPM, con dos polos. Esto contribuyó al impulso y desarrollo de 60 hertz, que se quedó hasta ahora.

En la actualidad existen en los Estados Unidos los sistemas de distribución a 60 Hz, y solo unos cuantos para uso de ferrocarriles a 25 Hz, con interconexiones de cambio de frecuencia modernos del tipo electrónico. Se pretende unificar a 60 Hz. En Europa, como se dijo arriba, prevaleció el sistema a 50 Hz, tal vez por ser más “métrico”, auspiciado por la fábrica Siemens.

Como dato interesante, en los Estados Unidos no hay un ordenamiento legal que normalice la frecuencia a 60 hertz, y eso nos recuerda aquella definición de norma aprendido en los años de Universidad: “Un uso o costumbre que por su buen resultado se ha puesto por escrito para su aplicación posterior”.

NOTA: Artículo adaptado de diversas publicaciones.

PORQUE 13,200 VOLTS..

Hace tiempo escribimos un artículo de porqué se usa una frecuencia de 60 hertz en los sistemas de potencia. Algunos de nuestros lectores nos han animado a investigar y escribir un artículo de porqué se usa 13.2 KV de tensión en los sistemas de distribución en esta región del país. Lo investigado hasta la fecha lo vamos escribir ahora, porque si esperamos a tenerlo mas completo no lo escribiremos nunca.

Como antecedente hemos sido informados que en lo que es ahora División Bajío de la Comisión Federal de Electricidad, (CFE) existían varias empresas independientes de electricidad, tanto técnicamente como administrativamente. Con el paso del tiempo, para mejorar sus eficiencias y disponibilidad, estas empresas se interconectaron eléctricamente, pero conservando su autonomía administrativa y técnica, que incluía ésta última, sus respectivas tensiones en distribución.

Así tenemos que había diferentes tensiones en los siguientes lugares, como principales:
440 volts de distribución en San Felipe, Dolores Hidalgo, Guanajuato y La Piedad.
2400 volts en Lagos de Moreno, Silao, Salamanca, Celaya y San Miguel Allende, y en San Luis Potosí un sistema a 2400 pero en dos fases cinco hilos.
3000 volts en León y Aguascalientes.
3300 volts en Acámbaro y Salvatierra.
4160 volts en Querétaro y Zacatecas.
6600 volts en Querétaro, La Barca, Zamora y Jacona.
11000 volts en el área rural de San Juan del Rio y Tequisquiapan.
15000 volts en La Piedad, área rural.
16500 volts en San Luis Potosí y Cartagena, San Luis de la Paz y Pozos, Dolores Hidalgo, San Felipe, Celaya y Villagrán, Apaseos, Guanajuato, Salamanca. Irapuato, Silao, León, Pénjamo, Yurécuaro, Atotonilco.
17500 área rural de La Piedad.
33000 volts en el área rural del Estado de Querétaro, como transmisión, así como en parte del Estado de Michoacán.
13200 volts en León, Aguascalientes, San Luis Potosí, Celaya, Zacatecas, como urbano y resultado de algunas plantas nuevas generando a esta tensión, poco tiempo después de la segunda guerra mundial, y en un esfuerzo de coordinación entre las diversas empresas.

NOTA: Las tensiones mencionadas en algunos casos no eran las nominales del sistema. En ocasiones no se conocía en realidad cuál era la tensión nominal. Posteriormente se encontró que había 29 tensiones diferentes para distribución en el país.

Despues de la nacionalización de la Industria Eléctrica, la normalización de las tensiones de distribución fue uno de las principales preocupaciones. Con ese motivo, la en ese entonces Secretaría de Industria y Comercio, (SIC-DGE), encargó a una empresa consultora externa un estudio al respecto y luego se hizo una convocatoria a todos los interesados que formaron una Comisión para dictaminar sobre el caso.

La Comisión nombrada recomendó por 1964 para toda la República Mexicana como "tensiones preferentes" en distribución, las de 13 200 volts con neutro a tierra en la subestación y 13 200 / 22 900 volts cuatro hilos neutro corrido, por las ventajas que encontraron después de un estudio concienzudo.

La tensión de 13 200 / 22 900 volts se usaría de inmediato en los sistemas con mayor densidad de carga, como la Ciudad de México y Guadalajara, así como Chihuahua en que ya existía. La Cia. de Luz y Fuerza del Centro y la Nueva Cia. Eléctrica de Chapala ya habían comenzado a normalizar estas tensiones.

Para el resto del país, y después de dar las razones convincentes, las empresas nacionalizadas podían adoptar cualquiera de los dos sistemas de tensiones. En lo que es ahora la División Bajío-CFE y en el resto de la República se consideró la tensión de 13 200 / 22 900 como muy "alta y peligrosa", dado los aislamientos y métodos de trabajo para esa época. Por otro lado, para las densidades de carga en ese entonces con el sistema de 13 200 volts era suficiente, pues se llegó a hablar de circuitos con 9 100 KVA normal y 13 700 KVA en emergencias, y subestaciones con 8 a 12 circuitos máximo.

En la ahora División Bajio-CFE se consideró además que ya se tenía en algunos lugares 13 200 volts, y la introducción de una nueva tensión a 22 900 no era deseable de inmediato. También se consideró que las distancias a la hoy División Jalisco y a la hoy División Centro en el Estado de México "eran tan grandes" que era improbable una interconexión en distribución. Así se propuso a la Secretaría de Industria y Comercio.

En Agosto de 1964 la SIC-DGE autorizó el cambio de tensiones, dejando aún la posibilidad de un futuro cambio a 22 900 previo aviso y autorización de la SIC-DGE, en cumplimiento del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica entonces vigente.

Por motivos que desconocen nuestros informantes, no se quiso o no se pudo cumplir todas las recomendaciones de la entonces Comisión de Normalización de Tensiones que hizo suyas la SIC-DGE, en las que incluso se proponía, para la compra de equipo, excepto transformadores trifásicos y otros elementos, únicamente la compra de materiales y equipo aislado para usarse en cualquiera de los dos sistemas, o sea a 13 200 volts delta o 13 200 / 22 900 volts estrella, siempre con 125 KV de NBI, y no comprar equipo de 95 KV NBI, pues se encontró que la diferencia en costos no era significativa.

Las subestaciones de distribución de 115 a 13 800 volts, en ese entonces, se construyeron con espaciamiento y aisladas para 125 KV NBI, y sólo se requería el reemplazo de los transformadores de potencia, y otras pequeñas maniobras para el cambio de tensión de los circuitos. Se consideró que posteriormente se introduciría 150 KV de NBI.

El no cumplimiento completo de las recomendaciones de la dicha Comisión, ha ocasionado que se tenga problemas con la planeación del crecimiento de los sistemas, ya que se tenía previsto que con una reubicación de los transformadores trifásicos de 13 200 volts, algo de equipo, y poner en su lugar los de 22 900 volts se podría tener circuitos con tres veces mas carga. Este problema hasta ahora se ha resuelto con aumentar más y más circuitos, con subestaciones muy próximas entre ellas, en áreas con alta densidad de carga.

Nuestros informantes no supieron si existe algún plan para el futuro en el crecimiento de los sistemas de distribución.

GENERADORES EÓLICOS Y LAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS.

Probablemente algunos de nuestros lectores interesados en la energía eólica se han preguntado alguna vez cómo se hace para proteger al equipo eléctrico de los generadores eólicos contra descargas atmosféricas. Se recordará que estos la mayor parte de las veces, por su propio funcionamiento, se ubican en lugares despejados y a una altura hasta de unos 100 metros sobre el nivel medio del lugar.

Las aspas generalmente están hechas de capas de polímero sobrepuestas para dar la forma adecuada, y tienen que girar para transmitir la energía mecánica al generador. Las partes metálicas del generador, y de toda la estructura, por seguridad y norma, deben estar a tierra y aisladas para la tensión generada de unos 700 volts. La protección interna contra descargas atmosféricas puede funcionar como sigue:

Las aspas tienen en su interior y casi expuestas en su punta, una barras de material conductor a manera de pararrayos tipo Franklin, que están conectadas mediante cables a conductores sobre la flecha giratoria, y de allí, mediante anillos, a los tableros de control y protección. En éstos se tienen dos juegos de supresores de transitorios Clase I y Clase II de acuerdo con norma IEC 61024-1 conectados en paralelo. El Clase II opera durante la parte baja de la onda, supuesta de 10/350 microsegundos, y una intensidad de 50 KA, y el Clase I operará cuando la tensión y corriente de descarga excedan los límites de diseño del Clase II. Los supresores de transitorios Clase II, que pudieran ser del tipo varistor MOV, operan hasta la descarga total de la corriente.

De acuerdo con las condiciones del lugar y las normas, la instalación tendrá las varillas de conexión a tierra que sean necesarias, y a ellas estarán conectadas, el sistema de cables de pararrayos, todas las partes metálicas de estructuras y equipo, y los neutros de los sistemas eléctricos.

Las principales normas aplicables son:

IEC-61400-24- Wind-Turbine Generator System - Part 24: Lightning Protection.

IEC-61312-1:2002-06: Protection against Lightning Electromegnetic Impulse.- Part 1: General Principles.

IEC-61024-1.1:1993-09: Protection of Structures against lightning.- Part1: General Principles.- Sectio ! Guide A: Selection of Protection Levels for Lightning-protection Systems.

Con datos de: Phoenix Contact GmbH & Co, KG.- Germany. y Phoenix Contact USA.