Las tres palancas de mitigación de arco eléctrico

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Comprender cómo la energía, el tiempo y la distancia impactan el riesgo potencial de un evento de arco eléctrico para los trabajadores eléctricos

En un pasado no muy lejano, los trabajadores eléctricos solían accionar los interruptores en el curso normal de sus trabajos. Lo hicieron con poca preocupación o conocimiento de los peligros a los que estaban expuestos. Si bien hoy en día todos tenemos más educación y conocimientos, muchos trabajadores eléctricos todavía prefieren la conveniencia de ponerse un traje de calibre 40 a aprovechar otras soluciones disponibles.

Hoy en día, existen sistemas de conmutación y montaje remotos de última generación que permiten a un trabajador eléctrico calificado interactuar con los disyuntores desde una distancia fuera del límite del arco eléctrico. Este es un gran paso para reducir los riesgos de seguridad relacionados con el arco eléctrico. Los sistemas de estanterías remotas requieren una inversión importante y requieren tiempo para aprender. Esto puede llevar a que sean infrautilizados en culturas que no comprenden las consecuencias de un arco eléctrico y las estrategias disponibles para mitigar la gravedad y la exposición al arco eléctrico.

Tres factores afectan el nivel de energía incidente del arco eléctrico:

Energía. La corriente de falla disponible en una ubicación particular del sistema.
Tiempo. Cuánto tiempo se tarda en solucionar una falla.
Distancia. La proximidad a la falla es exponencialmente proporcional a su intensidad.
Estas son las únicas palancas disponibles para reducir las posibles lesiones a los trabajadores eléctricos debido a un evento de arco eléctrico.

Energía
La primera palanca para reducir la corriente de falla disponible (la energía) es la menos útil. Las instalaciones comúnmente están aumentando el tamaño (ampacidad) de sus equipos de sistemas de energía. Los cuadros de distribución de baja tensión de 4.000 A a 5.000 A son cada vez más habituales. Este nivel de energía es necesario para los procesos/fabricación y para ahorrar costos en comparación con la instalación de múltiples sistemas más pequeños.

Fuera de la instalación, el sistema de energía de la empresa pública está diseñado para alimentar numerosos sistemas (es decir, instalaciones). Esto se traduce simplemente en la idea de que hay mucha corriente de falla disponible, y simplemente no se puede hacer mucho al respecto (particularmente en la entrada de servicio). La aparamenta* resistente a arcos es un intento de mitigar estos peligros de alta energía. Si no está familiarizado con los tableros resistentes a arcos, imagínese un tablero tipo tanque militar con cámaras (conductos) para dirigir la fuerza de una explosión fuera de la habitación, mitigando así la probabilidad de que una explosión del tablero hiera a un trabajador calificado.

*Aparamenta eléctrica: La aparamenta eléctrica, también conocida como aparellaje eléctrico, son el conjunto de aparatos de conexión, soporte, mando, medida y protección, así como a las conexiones, envolventes y soportes destinados a la producción, transporte, distribución y transformación de la energía eléctrica.

Tiempo
La segunda palanca es el tiempo o la duración que una falla de sobrecorriente puede persistir antes de que la protección del sistema aísle la falla de sobrecorriente. Los dispositivos de protección del sistema de energía tradicionales están coordinados para obtener un equilibrio entre la confiabilidad del sistema de energía y la seguridad del equipo (no la seguridad de los trabajadores calificados). Este factor de confiabilidad permite que ocurran fallas de sobrecorriente y persistan durante un segundo(s) mientras los disyuntores aguas abajo más cercanos a la falla expiran y se disparan. Tenga en cuenta que cada sistema tiene sus configuraciones de coordinación únicas que determinan el retraso de tiempo durante una falla.

Afortunadamente, la tecnología está evolucionando para brindar mayor seguridad a los trabajadores eléctricos calificados y confiabilidad del sistema, lo que genera beneficios para la instalación y el trabajador calificado.

Las categorías de sistemas y tecnología para mitigar el arco eléctrico incluyen:

1- Retransmisión de arco eléctrico
2- Relé diferencial de bus de alta velocidad
3- Conmutación de bypass de mantenimiento
4- Diseños de aparamenta de extinción de arco (no tratados en este artículo)

Sistemas que (me atrevo a decir) pueden eliminar en gran medida el arco eléctrico:

1- Aparamenta aislada en gas (GIS)
2- Puesta a tierra de alta resistencia (HRG)

Retransmisión de arco eléctrico

Las tecnologías de relé de arco eléctrico funcionan para dispararse más rápido que la protección contra sobrecorriente tradicional mediante el uso de una combinación de entradas. Las entradas típicas son sensores de corriente de falla y sensores de luz y/o sensores de presión ( Fig. 1 ). Los sensores constan de sensores puntuales de fibra óptica o bucles de fibra con cubierta transparente. Los sensores puntuales suelen instalarse en compartimentos de aparamenta (recintos de interruptores). Los bucles de fibra pueden pasar por varias secciones, como por ejemplo por compartimentos de autobús.

Fig.1. Las entradas típicas incluyen corriente de falla, sensores de luz y/o sensores de presión

Pruebas de viaje y viaje más rápido

Estos dispositivos añaden un nivel de complejidad a las pruebas estándar. Se requieren dos pruebas para verificar el correcto funcionamiento:

1- Una prueba de sobrecorriente tradicional para demostrar que el relé opera según sus configuraciones coordinadas (retardo de tiempo).
2- La segunda prueba sería una combinación de sobrecorriente y entrada de luz.

Un momento de aprendizaje en el trabajo

Intentar simular escenarios de fallas del mundo real es el mejor método para garantizar que los dispositivos de protección funcionen según lo diseñado. Para una prueba de la característica de protección contra arco eléctrico, un fabricante de relés recomendó que se utilizara un modelo de flash de cámara en particular. Compramos el modelo flash y escribimos el plan de prueba de relés “perfecto”. Este plan iniciaría una falla por sobrecorriente e iniciaría el flash de la cámara en el mismo instante, como un evento de arco eléctrico real. Para nuestra decepción (y mi frustración), el sistema no pasó la prueba. Los intentos repetidos y las comprobaciones repetidas del modelo de cámara no resolvieron nuestro problema. ¿Por qué no funcionó el flash de la cámara? La configuración de tiempo sobre luz (TOL) era nueva para mí en ese momento. Al igual que la sobrecorriente de tiempo (TOC), cuanto mayor es la corriente de falla, más rápido opera el relé. En el caso de la luz, cuanto más intensa es la luz, más rápido actúa el relé ( Fig. 2 ). El flash de la cámara (a pesar de haber sido recomendado) no fue lo suficientemente brillante durante el tiempo suficiente para cumplir con los requisitos.

Fig.2. En el caso de la luz, cuanto más intensa es la luz, más rápido actúa el relé.

La solución, aunque no es ideal, fue usar una linterna para verificar esta operación TOL introduciendo suficiente luz durante un tiempo suficiente (unos pocos segundos) para activar el elemento captador TOL del sensor de luz. Una vez que se verificó que el elemento sensor de luz estaba activado, se inició la corriente de falla para verificar que el relé se disparó instantáneamente (sin demora intencional). Una vez comprobada la operación del viaje, se debía verificar cada bucle o punto para el retiro de TOL. Los relés monitorean cada sensor para garantizar que la fibra esté intacta. Una verificación final del relé es desconectar cada sensor individualmente para garantizar que el relé detecte esta pérdida y proporcione una notificación.

Diferenciales de autobús de alta velocidad
La forma de onda en la Fig. 3 es una falla capturada por un relé del sistema de energía. Consulte la fase A en la figura. Un trabajador que estaba en el cubículo equivocado (y no pudo verificar la ausencia de voltaje antes de aplicar tierra) involuntariamente puso a tierra un conductor energizado del sistema de 13,8 kV. Nota del técnico: SIEMPRE realice una verificación vivo-muerto-vivo de su medidor de detección de voltaje. Para asombro (y buena suerte) de todos, lo único que sucedió fue que las instalaciones quedaron sumidas en la oscuridad: no hubo explosión, ni arco eléctrico, ni siquiera un rasguño en el terreno. Esta falla, que fue eliminada por un relé diferencial de bus de alta velocidad, demuestra el valor de eliminar fallas rápidamente (tres ciclos en este caso).

Fig.3. Una forma de onda de falla de la fase a tierra capturada por un relé del sistema de energía

Interruptores de derivación de mantenimiento
La eliminación de fallos rápidamente y con valores de corriente más bajos es la teoría de funcionamiento detrás de los interruptores de derivación de mantenimiento. Como ejemplo, para mantener la confiabilidad del sistema, un disparo instantáneo en un disyuntor principal de bajo voltaje se puede configurar en 32.000 A (ocho veces la clasificación de un disyuntor de 4.000 A). Esta configuración es excelente para la confiabilidad, pero no para la seguridad.

Al insertar o extraer un disyuntor en una situación de mantenimiento, el interruptor se usa para activar un grupo alternativo de configuraciones. En este grupo alternativo de configuraciones, el valor instantáneo se cambia a una configuración más baja. Esto significa que en lugar de 32.000 A, el disyuntor podría dispararse instantáneamente hasta 6.000 A (dependiendo del tipo de unidad de disparo). Esto reduce la cantidad de corriente de falla necesaria para activar el elemento instantáneo y elimina el retraso de tiempo para eliminar una falla, en caso de que ocurra.

Probar estos sistemas es sencillo. Pruebe el disyuntor en su configuración normal. Coloque el interruptor en modo de mantenimiento. Verifique los cambios del grupo de configuración. Verifique que el disyuntor funcione con la configuración de corriente más baja. Una nota final importante para la confiabilidad del sistema de energía: recuerde siempre devolver el interruptor de derivación de mantenimiento a su posición normal ( Foto ).

Dejar el interruptor de derivación de mantenimiento habilitado reduce la confiabilidad del sistema

Dos breves reflexiones sobre GIS y HRG para eliminar los peligros de arco eléctrico:

Equipo SIG en pocas palabras. Sin partes energizadas expuestas; sin riesgos de arco eléctrico.
HRG. La mayoría (pero no todos) los eventos de arco eléctrico comienzan como una falla de fase a tierra. Al instalar una resistencia en el circuito de tierra, los sistemas HRG eliminan el arco eléctrico en estas situaciones al limitar la corriente de falla a tan solo 5 A. Los sistemas proporcionan alarmas de falla a tierra y muchos métodos y componentes que permiten la identificación del circuito defectuoso.

Distancia

Referencia al Anexo F de la NFPA 70E.

1-Eliminar el peligro. Por ejemplo, utilice SIG.
2- Reducir el riesgo por diseño. Utilice sistemas HRG, relés de arco eléctrico e interruptores de derivación de mantenimiento.
3- Aplicar salvaguardias. Utilice estanterías y interruptores remotos para poner distancia entre las personas y los peligros.
4- Implementar controles administrativos. Por ejemplo, el uso de un interruptor de derivación de mantenimiento se utiliza de manera más confiable cuando se agrega como un paso específico en un procedimiento de mantenimiento para habilitar el interruptor de derivación de mantenimiento y colocarlo en modo normal cuando se completa el mantenimiento.
5- Utilice EPP. La última línea de defensa, no la primera.

Puede resultar difícil modificar su sistema instalando relés de arco eléctrico o sistemas HRG. Estos requieren dinero y tiempo de interrupción para reducir los riesgos de arco eléctrico y aun así es posible que no reduzcan el riesgo a un nivel aceptable.

A diferencia de otros sistemas, el uso de conmutación y conmutación remota es más fácil de implementar. Dependiendo del fabricante, no se requieren interrupciones ni modificaciones de engranajes, y la capacitación se puede realizar en el trabajo. Al modificar la forma en que se realizan estas tareas comunes del sistema, los trabajadores calificados ahora pueden salir del límite del arco eléctrico y seguir realizando sus trabajos. Por ejemplo, la apertura, el cierre o la colocación o extracción de interruptores se pueden realizar fuera del límite del arco eléctrico o incluso desde otra habitación.

Conclusión
Si bien la tecnología moderna y los equipos de protección desempeñan papeles cruciales en la mitigación de incidentes de arco eléctrico, es igualmente importante que las personas de una organización se comprometan con su implementación. En la mayoría de las instalaciones, la utilización de estrategias múltiples proporcionará capas de protección como se describe en el Anexo F de NFPA 70E para sus sistemas de energía heredados. A medida que se presenta la oportunidad, las instalaciones de nuevos sistemas de energía y las actualizaciones de equipos pueden incorporar varias de las estrategias en el diseño del equipo. Al comprender y adoptar estas tres palancas clave para la mitigación del arco eléctrico, mejorará la seguridad en el lugar de trabajo y podrá crear una cultura que priorice el bienestar de los empleados y la excelencia operativa.

Sobre el Autor
Moisés Ramieh III
Mose Ramieh III es vicepresidente de desarrollo comercial de CBS Field Services y ha estado en la industria de pruebas eléctricas durante 26 años. Es un técnico NETA de nivel IV con visión para la simplicidad y que utiliza el principio KISS en la ejecución de pruebas de aceptación y mantenimiento. A lo largo de los años, ha ocupado varios puestos, incluidos técnico de servicio de campo, operaciones, ventas, desarrollo comercial y propietario de empresa en cuatro empresas.

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