Selección de almacenamiento de energía y verificación de SOC

Corriente de cortocircuito simétrica inicial en el punto de falla (IEC 60909-0): la corriente eficaz que la red entrega en una falla trifásica franca, con la fuente de tensión reemplazada por el equivalente c·Un/√3.

Por qué importa: Es el número con el que se compara la capacidad de cada dispositivo — Icw, capacidad de ruptura y la verificación térmica del cable se leen contra Ik. Subestime Ik y el tablero que cotice quedará destruido en la primera falla; sobreestímelo y el cliente pagará por aparamenta que no necesita.

Corriente de cortocircuito monofásica a tierra (IEC 60909-0), calculada a partir de la impedancia de secuencia cero Z0 además de Z1 y Z2.

Por qué importa: Dimensiona la protección de falla a tierra y la capacidad nominal de aguante del neutro / trayectoria de puesta a tierra. Dependiendo del grupo de conexión del transformador y del esquema de puesta a tierra, Ik1 puede ser menor o mayor que la Ik trifásica, por lo que nunca debe suponerse igual a esta.

Corriente de cortocircuito de cresta ip = κ·√2·I″k (IEC 60909-0): el valor instantáneo más alto de la corriente de falla, alcanzado aproximadamente medio ciclo después de su inicio.

Por qué importa: Es el número que genera la fuerza electrodinámica sobre barras colectoras, abrazaderas de cables y terminales de dispositivos. Compárelo con la capacidad nominal de cresta Ipk — cotizar solo Ik deja sin verificar la resistencia mecánica del tablero.

Corriente nominal de corta duración admisible: la corriente eficaz que un conjunto de aparamenta puede soportar durante un tiempo corto declarado (habitualmente 1 s o 3 s) sin sufrir daños (IEC 61439-1 / IEC 62271-1).

Por qué importa: Es el criterio de aceptación del tablero: la regla de diseño es Icw ≥ Ik en el mismo punto. Un tablero ofrecido con Icw inferior a la Ik calculada simplemente no puede utilizarse, cualquiera que sea el precio.

Corriente nominal de corta duración admisible de cresta: la corriente de cresta que el conjunto y sus barras colectoras soportan sin deformación (IEC 61439-1). La norma relaciona Ipk con Icw mediante un multiplicador que depende de la corriente nominal de corta duración — use el valor de la tabla de la norma, no una suposición.

Por qué importa: Es la contraparte dinámica de Icw y debe ser ≥ ip. Debido a que ambas se citan juntas y son fáciles de confundir, una cotización que solo proporcione una de ellas está incompleta.

Dos valores nominales de resistencia diferentes del mismo cuadro de distribución. Icw es un valor TÉRMICO: la corriente eficaz que el conjunto soporta durante 1 s (o 3 s) sin sobrecalentarse. Ipk es un valor MECÁNICO: la corriente de cresta que las barras colectoras y sus soportes resisten sin deformarse.

Por qué importa: Se comparan con dos magnitudes calculadas diferentes: Icw con Ik, Ipk con ip. Comparar Icw con ip (o Ipk con Ik) es un error frecuente y costoso: o sobredimensiona el cuadro o lo deja infradimensionado.

Factor de cresta κ = ip / (√2·I″k): la relación entre la primera cresta y el valor eficaz, calculado en IEC 60909-0 a partir de la relación R/X de la impedancia equivalente.

Por qué importa: Es lo que convierte una corriente de cortocircuito en una fuerza mecánica. Una red inductiva (cables de BT, transformadores) lleva κ hacia 2,0 y eleva la fuerza de cresta, por lo que ip no puede derivarse solo de Ik.

Relación entre la reactancia equivalente y la resistencia equivalente vistas desde el punto de falta (IEC 60909-0).

Por qué importa: Fija dos cosas a la vez: el factor de cresta κ (y por tanto ip) y la tasa de decrecimiento de la componente de continua. Una X/R elevada (alimentadores de baja tensión inductivos, fuentes de generador) da tanto una cresta mayor como un transitorio de continua más largo, que el interruptor automático debe interrumpir.

Potencia aparente de cortocircuito de la red aguas arriba en el punto de conexión, Ssc = √3·Un·I″k, o la impedancia equivalente de la fuente detrás de ella.

Por qué importa: Es el único dato de entrada que indica cuán "rígida" es la red. Sin él no puede calcularse ninguna cifra de corriente de falta, por lo que debe solicitarse a la empresa distribuidora (o tomarse de una hipótesis declarada) antes de poder cotizar cualquier aparamenta.

Factor de tensión c para el cálculo de cortocircuito (IEC 60909-0 Tabla 1): la relación entre la tensión supuesta en el punto de falla y la tensión nominal — c > 1 para corrientes máximas, c < 1 para corrientes mínimas (para BT: 1,05 / 0,95; para AT: 1,10 / 1,00).

Por qué importa: Es el margen de seguridad explícito del cálculo. El factor de corriente máxima determina las capacidades nominales de los dispositivos que se cotizan; el factor de corriente mínima determina la sensibilidad de la protección. Usar el equivocado desplaza Ik varios por ciento de una forma que resulta invisible en el informe a menos que el factor se imprima.

Componente aperiódica (CC) de la corriente de cortocircuito, i_dc = √2·I″k·e^(−ωt·R/X) (IEC 60909-0): la componente continua decreciente que se superpone a la componente simétrica.

Por qué importa: Es la corriente adicional que el interruptor automático debe interrumpir en el momento de la separación de contactos, y es la razón por la que la capacidad de ruptura requerida es superior a I″k para faltas rápidas (próximas al generador). En una oferta aparece como la capacidad de ruptura nominal para ese % de componente CC.

Tiempo de despeje de la protección: el tiempo total desde el inicio de la falta hasta la extinción del arco — detección del relé + retardo intencional + tiempo de operación del interruptor automático.

Por qué importa: En un estudio de arco eléctrico la energía incidente es casi proporcional al tiempo de despeje, y a partir de él se selecciona la categoría de EPI. Reducir a la mitad el tiempo de despeje normalmente reduce a la mitad la energía y puede bajar un escalón el EPI requerido — lo que constituye un concepto directo de coste operativo.

Enclavamiento selectivo de zonas: los relés de sobrecorriente de zonas de protección adyacentes intercambian una señal de bloqueo / piloto, de modo que una falta dentro de su propia zona dispara instantáneamente mientras que una falta aguas abajo se deja al dispositivo aguas abajo (funciones de relé IEC 60255).

Por qué importa: Recupera el retardo de tiempo que normalmente cuesta la selectividad: los fallos se despejan más rápido, la duración del arco se acorta y la energía incidente disminuye. Como modifica el cableado de los relés y el esquema de comunicación, debe declararse en la especificación y presupuestarse.

Ajuste del multiplicador de tiempo de un relé de sobrecorriente: el factor de escala aplicado a la característica de tiempo inverso estándar definida en IEC 60255-151, que desplaza toda la curva hacia arriba o hacia abajo en el tiempo.

Por qué importa: Es el único número que posiciona cada curva de relé en el eje de tiempo durante la coordinación. Aumentar el TMS aguas arriba aporta selectividad pero alarga la duración de la falla — y por lo tanto la energía de arco que el sitio debe soportar.

Intervalo de tiempo de gradación (coordinación) Δt: la diferencia de tiempo intencional entre dos dispositivos de sobrecorriente en cascada para que el dispositivo aguas abajo despeje la falla por sí solo. La práctica estándar es del orden de 0,2–0,4 s según el tipo de relé y de interruptor automático — una práctica de ingeniería, no una cifra exigida por norma, por lo que el valor utilizado debe indicarse en el estudio.

Por qué importa: Demasiado pequeño y ambos dispositivos disparan (pérdida de selectividad, toda la planta se cae por una falla en una rama); demasiado grande y cada falla dura más, elevando la energía de arco eléctrico y el requisito de EPP. Es un compromiso que el informe debe mostrar explícitamente.

Tensión de impedancia de cortocircuito de un transformador: la tensión primaria, en porcentaje de la tensión nominal, que hace circular la corriente nominal por el devanado secundario en cortocircuito (IEC 60076-1).

Por qué importa: Fija el nivel de falla en BT (aproximadamente I″k ≈ In / uk) y, al mismo tiempo, la caída de tensión bajo carga. Es un compromiso real de cotización: un uk mayor reduce el nivel de falla (aparamenta aguas abajo más económica) pero aumenta la caída de tensión y las pérdidas. Cotice siempre uk junto con la potencia del transformador.

Pérdida en vacío de un transformador: la potencia absorbida a tensión nominal y frecuencia nominal con el devanado secundario abierto (IEC 60076-1). Es esencialmente la pérdida en el núcleo (histéresis + corrientes de Foucault).

Por qué importa: Funciona de forma continua — unas 8 760 h al año — por lo que domina la factura energética del ciclo de vida. En las licitaciones se capitaliza habitualmente con un valor en $/W, lo que significa que un P0 más bajo puede justificar un precio de compra más alto.

Pérdida en carga (pérdida de cortocircuito) de un transformador: la potencia absorbida a la corriente nominal con el secundario en cortocircuito, corregida a la temperatura de referencia (IEC 60076-1). Incluye la pérdida I²R más las pérdidas por dispersión y por corrientes de Foucault en los devanados.

Por qué importa: Crece con el cuadrado de la carga y es la base de las garantías de eficiencia y de cualquier cláusula de capitalización de pérdidas. Pk y uk% provienen del mismo ensayo, por lo que una hoja de datos que proporcione uno sin el otro está incompleta.

Código de protección de ingreso (IEC 60529): el primer dígito es la protección contra objetos sólidos y polvo, el segundo contra agua (por ejemplo IP54 = protegido contra polvo, resistente a salpicaduras).

Por qué importa: Es un requisito ambiental, no eléctrico. Una envolvente ofrecida como IP23 falla en una instalación con lavado a presión o a la intemperie, y el grado de protección determina el costo de la envolvente — por lo que el IP debe especificarse junto con las características eléctricas nominales.

Tensión más alta para el material Um: la máxima tensión eficaz entre fases a la que puede operarse el material (IEC 60071-1).

Por qué importa: Um ancla toda la tabla de coordinación de aislamiento: decide qué valores de tensión soportada a impulso tipo rayo y a frecuencia industrial se exigen. Comprar material con un Um demasiado bajo no es un ahorro, es una oferta no conforme.

Tensión nominal admisible de impulso tipo rayo: el valor de cresta de la onda de impulso estándar 1,2/50 µs que el aislamiento debe soportar sin perforación (IEC 60071-1).

Por qué importa: Es una especificación con nombre y un ensayo de tipo para aparamenta, transformadores y pasatapas. Es uno de los primeros parámetros que una oferta barata reduce silenciosamente, por lo que debe aparecer explícitamente en la hoja de datos que se compara.

Tensión soportada a frecuencia industrial: la tensión eficaz que el aislamiento soporta durante el ensayo estándar de corta duración (1 min) y, en el rango de AT, también el nivel de tensión soportada a impulso de maniobra (IEC 60071-1).

Por qué importa: Es el nivel de ensayo de rutina utilizado en la salida de fábrica. Junto con LI define el nivel de aislamiento del equipo que se cotiza — comparar dos ofertas sin estos dos números es no comparar nada.

Grupo de conexión del transformador: las conexiones de los devanados de ambos lados más el desfase entre ellos, por ejemplo Dyn11 = triángulo en alta tensión, estrella en baja tensión con neutro accesible, desfase de 11 × 30° (símbolos de conexión IEC 60076-1).

Por qué importa: Determina el desfase, si hay neutro disponible para la protección de falta a tierra y por dónde puede circular la corriente de secuencia cero — el mismo transformador de kVA con YNyn0 en lugar de Dyn11 da una corriente de falta monofásica distinta y necesita un esquema de protección diferente.

Distorsión armónica total: el valor eficaz de todas las componentes armónicas dividido por la fundamental, expresado en porcentaje (definiciones de medición en IEC 61000-4-7).

Por qué importa: Es el valor principal de calidad de la energía en un contrato de conexión, pero "THD" por sí solo es ambiguo: los límites de tensión y de corriente son diferentes y se verifican en puntos distintos. Indique siempre si se trata de THDv o THDi, y dónde se midió.

Distorsión armónica total de tensión THDu = √(Σ Uh²) / U1 × 100 %, medida según lo exige IEC 61000-4-7.

Por qué importa: Es la magnitud que un código de red o una empresa distribuidora limita en el punto de conexión común (como referencia: IEEE 519 establece 5 % de THDv en el PCC, IEC 61000-2-2 da 8 % para BT clase 2). Superarlo implica filtros, bancos desintonizados o un transformador de mayor tamaño: un costo que solo aparece si el estudio se realiza antes del pedido.

Distorsión armónica total de corriente THDi = √(Σ Ih²) / I1 × 100 %: el contenido armónico de la corriente de carga respecto de su fundamental.

Por qué importa: Es lo que dimensiona los filtros de armónicos y los reactores de desintonía y lo que determina la reducción de capacidad de cables y transformadores. IEEE 519 lo limita en función de la relación entre la corriente de cortocircuito y la corriente de carga; por lo tanto, el THDi carece de sentido para una cotización a menos que se indique con él el nivel de falla.

Factor de potencia cos φ: la relación entre la potencia activa y la potencia aparente (factor de desplazamiento entre tensión y corriente), incluyendo el factor de distorsión cuando la corriente está distorsionada.

Por qué importa: Determina los kVA que el transformador, el generador o el contrato de suministro deben proporcionar para unos kW dados, y es contractual: un factor de potencia bajo genera recargos por penalización o la obligación de instalar un banco de compensación. Por tanto, es a la vez un dato de diseño y una partida del precio.

Potencia de compensación reactiva Qc: la salida del banco de capacitores, dimensionada como Qc = P × (tan φ1 − tan φ2) para llevar la instalación de su factor de potencia actual a su factor de potencia objetivo.

Por qué importa: Es el elemento que se cotiza, y su salida utilizable disminuye en una red rica en armónicos a menos que se utilice un banco desintonizado (protegido con reactor). El factor de potencia objetivo es un dato de entrada del cliente, no un valor por defecto — cotizar un banco sin indicar el factor de potencia objetivo no es una oferta completa.

Punto de acoplamiento común (PCC): la interfaz en la red donde se acoplan la instalación del cliente y la red de la empresa distribuidora, y por tanto donde se aplican las condiciones de conexión.

Por qué importa: Define de qué puede quejarse la empresa distribuidora y qué debe demostrarse: la banda de tensión, la distorsión armónica, el flicker y el comportamiento frente a huecos de tensión se especifican todos en el PCC, no en los bornes del equipo. Los estudios o mediciones realizados en otro punto no demuestran el cumplimiento.

Tensión de barra en por unidad en un resultado de flujo de carga: la tensión del nudo dividida por su tensión base, de modo que 1,00 pu es la nominal.

Por qué importa: Es el número de aceptación de toda comprobación de caída de tensión (habitualmente 0,95–1,05 pu). Un nudo por debajo de la banda significa mal funcionamiento del equipo e incumplimiento del código de red, y la solución es un cable mayor, otra toma del transformador o un dispositivo de compensación — un cambio de cotización, no una nota.

Capacidad de soportar huecos de tensión: el régimen (y la capacidad) de un generador o inversor para permanecer conectado mientras la tensión en el PCC cae según un perfil tensión-tiempo especificado, en lugar de disparar.

Por qué importa: Es una condición de conexión a la red en la mayoría de los mercados: una planta que no puede soportar la curva requerida no puede conectarse o debe reacondicionarse. Confirme la curva LVRT requerida antes de dimensionar los inversores, porque decide la clase de hardware.

Factor de cargabilidad máxima λmax del flujo de potencia de continuación: el multiplicador aplicado a todas las cargas en el punto de nariz de la curva PV, el punto donde colapsa la tensión.

Por qué importa: Es el margen de carga del diseño: λmax = 1,35 significa que la red solo colapsa al 135 % de la carga actual. Los planificadores exigen un margen mínimo (el número difiere entre códigos de red — indique el criterio utilizado), y decide si se debe cotizar un refuerzo de línea o más compensación reactiva.

Estado de carga de una batería o BESS: la energía restante como porcentaje de la capacidad nominal (o utilizable).

Por qué importa: Acota lo que el almacenamiento puede entregar en cada instante, por lo que condiciona los ajustes de protección, la estrategia de despacho y la garantía de energía entregada. Una cifra de disponibilidad cotizada carece de sentido si no se indica la ventana de SOC que asume.

Profundidad de descarga: el complemento del estado de carga — cuánto de la capacidad se cicla fuera, normalmente indicado como un máximo en las especificaciones de vida útil en ciclos.

Por qué importa: Es el equilibrio entre la capacidad utilizable y la vida útil de la batería: los mismos kWh nominales indicados al 80 % de DOD entregan menos ciclos que los indicados al 60 %. Debido a que modifica tanto los kWh utilizables como la fecha de reemplazo, el DOD debe figurar en la hoja de datos junto al precio.

Eficiencia de ida y vuelta de un sistema de almacenamiento: la energía devuelta durante la descarga dividida por la energía absorbida durante la carga a lo largo de un ciclo completo.

Por qué importa: Determina qué parte de la energía que usted paga realmente se recupera, y por tanto el coste real por kWh entregado. Observe el límite de la figura (DC-DC parece mucho mejor que AC-AC) — comparar dos ofertas con límites diferentes es una fuente común de cotizaciones erróneas.

Factor de capacidad: la energía realmente producida durante un período dividida por la energía que la planta habría producido operando a su potencia nominal durante todo el período (para PV esto está dominado por la irradiancia y la temperatura, no por el inversor).

Por qué importa: Es el número que convierte un kWp de placa en kWh anuales y, por lo tanto, en ingresos y recuperación de la inversión. Una cotización que solo da la cifra de kWp no dice lo que la planta realmente entregará — solicite el factor de capacidad supuesto.

Barrera de arco eléctrico: la distancia desde un arco prospectivo a la cual la energía incidente cae a 1,2 cal/cm², el nivel al que se hace necesario el EPP con clasificación para arco eléctrico (IEEE 1584-2018 / NFPA 70E).

Por qué importa: Define la barrera y el límite de aproximación en obra: una AFB mayor implica más barreras y EPP más pesado para el mismo trabajo. Es un entregable de seguridad que también tiene un costo operativo directo.

Corriente de arco: la corriente eficaz que realmente circula en el arco, predicha a partir de la corriente de falla franca mediante el modelo IEEE 1584-2018 utilizando la configuración de electrodos, la separación y los factores del recinto.

Por qué importa: Todo en un estudio de arco eléctrico — energía incidente, frontera, categoría de EPP — está determinado por Iarc, no por Ik. Iarc es notablemente menor que la corriente de falla franca, por lo que sustituir Ik por ella sobreestima enormemente la energía y el EPP requerido.

Corriente de falla franca Ibf: la corriente de cortocircuito trifásica en la ubicación del equipo, tomada como la corriente de entrada del modelo de arco eléctrico IEEE 1584-2018.

Por qué importa: Es donde comienza el estudio de arco eléctrico, por lo que debe elaborarse con los mismos supuestos de tensión, transformador y cable que el informe de cortocircuito. Una discrepancia entre ambos documentos es uno de los hallazgos de auditoría más comunes.

Energía incidente: la energía térmica por unidad de superficie que alcanzaría una superficie situada a la distancia de trabajo durante un arco, según la definición de IEEE 1584-2018.

Por qué importa: Es el número que selecciona el EPP (umbrales de NFPA 70E en 1,2 / 4 / 8 / 25 / 40 cal/cm²) y que debe imprimirse en la etiqueta del equipo. Una energía incidente subestimada es una responsabilidad de seguridad, no una diferencia comercial de redondeo.

Categoría de equipo de protección personal: la clase de ropa y equipo resistentes al arco requerida para una tarea, seleccionada a partir de la energía incidente calculada según NFPA 70E-2021.

Por qué importa: Es un entregable de seguridad y legal: la categoría decide qué debe llevar puesto el equipo de campo, qué indica el permiso de trabajo y si el trabajo requiere desenergización. Se deriva directamente del cálculo de arco eléctrico, por lo que debe ser reproducible para el nivel de falla aguas arriba supuesto.

Valor por unidad: una magnitud expresada como fracción de un valor base elegido (1,00 pu = tensión nominal o potencia nominal), el lenguaje estándar de los estudios de sistemas de potencia.

Por qué importa: Permite comparar un tablero de BT de 0,4 kV y una red de 110 kV en un mismo eje y un mismo gráfico. La tensión de 0,95–1,05 pu es la banda de aceptación habitual, por lo que cualquier cifra por unidad en un informe puede leerse directamente contra el criterio.

Criterio N-1 (contingencia simple): la red debe permanecer dentro de sus límites de operación con cualquier elemento único (línea, transformador, generador) fuera de servicio.

Por qué importa: Decide cuánta redundancia — alimentadores en paralelo, transformadores duplicados, secciones de barra colectora — entra en la cotización. Si no se declara explícitamente, el diseño tiende a ser radial simple y el cliente lo descubre durante la puesta en servicio.

Carga: la corriente (o potencia) transportada por una rama expresada como porcentaje de su capacidad nominal.

Por qué importa: Es el número de aceptación para cables y transformadores. Por encima del 100 % el elemento disparará o tendrá que ser derrateado, y el margen que queda en el caso de diseño es exactamente lo que el cliente está pagando — por lo que debe mostrarse con la hipótesis (factor de carga, temperatura ambiente) que lo produjo.

Desequilibrio de tensión: cuánto se aparta un conjunto de tensiones trifásicas de la simetría, expresado como la relación entre la componente de secuencia negativa (o de secuencia cero) y la componente de secuencia positiva.

Por qué importa: Los motores y los convertidores se desclasifican y se sobrecalientan con una alimentación desequilibrada; los límites los fija la norma o el fabricante de la máquina (como referencia: IEC 61000-2-2 da un 2 % para redes de BT), por lo que debe indicarse el límite aplicable. Reducirlo suele implicar redistribuir las cargas monofásicas o redimensionar el neutro.

Periodo de recuperación simple: el coste de capital dividido por el ahorro neto anual, sin descuento ni escalado de precios (una cifra de cribado, no un modelo financiero).

Por qué importa: Es la cifra que decide si el cliente compra ahora. Como es una relación simple, las dos entradas que la determinan (precio de la energía y capex unitario) deben mostrarse junto a ella — de lo contrario nadie puede saber en qué supuesto se basa la cifra.