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CCAAPPÍÍTTUULLOO 66  _  _  _  _  _  _  

SISTEMA DE PROTECCIÓN Y ALARMAS DEL

GENERADOR DE UN GRUPO ELECTRÓGENO

Todo generador de un grupo electrógeno debe tener un mínimo de protecciones

para garantizar la seguridad de las personas y de la vida animal, y evitar o

minimizar posibles daños de origen eléctrico a la máquina o a los equipos

asociados.

Existen diversas disposiciones de norma que obligan a los fabricantes y usuarios

de los grupos electrógenos a aplicar medidas preventivas y correctivas quegaranticen el buen funcionamiento de los equipos y sobre todo una respuesta

satisfactoria ante eventuales situaciones de falla o emergencia.

En éste capítulo se dan a conocer las protecciones mínimas y complementarias

que se incorporan generalmente a los grupos electrógenos, ya sea que funcionen

en forma independiente o en paralelo.

En el análisis de las protecciones se enfatiza en la operación de la máquina bajo

condiciones de sobrecarga y cortocircuito y en la forma de seleccionar y ajustar el

interruptor de protección que por exigencias de norma debe llevar el generador.

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Finalmente se presentan y analizan algunos equipos electrónicos cuyas

características y especificaciones relacionadas con la protección del generador los

hacen muy apropiados y deseables para aquellas situaciones donde se requiere

un alto grado de supervisión y confiabilidad en el desempeño de la máquina.

6.1 PROTECCIONES BÁSICAS 

Las protecciones de un generador se implementan dependiendo de que la

máquina trabaje en forma independiente o en paralelo. Las protecciones mínimas

son:

6.1.1 Para operación independiente

Básica: 

Protección de sobrecarga y cortocircuito por medio de un interruptor automático.

Opcionales:

•  Protección de sobretensión

•  Protección de baja tensión

•  Protección de sobrefrecuencia

•  Protección de baja frecuencia

•  Protección de sobretemperatura

•  Protección de desbalance de tensión

•  Protección diferencial, la cual protege la máquina contra cortocircuitos

internos.

Se utilizan también protecciones complementarias para los campos excitadores

del generador (principal y auxiliar), muchas de ellas incorporadas directamente en

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el regulador de tensión como se anotó en el capítulo 5. Algunas de las más

relevantes son:

•  Pérdida de aislamiento (fuga a tierra)•  Por sobreexcitación (sobrecorriente de campo)

•  Sobretensión de campo

•  Pérdida de la señal de “sensing” en el regulador de tensión que alimenta el

campo auxiliar de la máquina.

6.1.2 Para operación en paralelo

Esta operación es más exigente para el generador y en consecuencia se imponen

mejores protecciones, las cuales deben seleccionarse como caso particular, según

la situación.

Básica: 

Protección de sobrecarga y cortocircuito por medio de un interruptor automático

con mecanismo interno de disparo de bobina o electroimán, denominado en inglés

“SHUNT TRIP COIL”.

Protección contra flujo de potencia en sentido inverso, para evitar que el

generador se motorice y afecte el comportamiento del motor Diesel.

Opcionales: 

Además de las protecciones opcionales para operación independiente, serecomienda emplear las siguientes:

•  Protección de sobrecarga por detección del nivel de potencia que entrega el

generador.

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•  Protección por desviación de frecuencia para desconectar el generador

cuando se ve sometido a condiciones transitorias severas que el regulador

de velocidad no puede atender satisfactoriamente.

•  Protección por pérdida de excitación total o parcial, abriendo el interruptor

automático para evitar que los otros generadores se puedan sobrecargar.

•  Relé de verificación de sincronismo con el cual se verifican las condiciones

de sincronismo dentro de límites seguros, para permitir o habilitar la puesta

en servicio del grupo electrógeno en paralelo con la red.

Para grupos electrógenos que operan independientemente, en los cuales se

desea implementar protecciones opcionales, es necesario que el interruptor

automático se acondicione con el mecanismo de disparo de bobina indicado

anteriormente.

Todo sistema de protección, para grupos electrógenos que operen en paralelo,

debe ir acompañado de un sistema de señalización de alarmas y prealarmas que

discrimine la falla y advierta al operario de la anormalidad existente. Al mismo

tiempo, debe generar la orden para la apertura del interruptor automático con el

propósito de desconectar la carga y eventualmente, según el tipo de falla, detener

el motor Diesel.

La señalización de las alarmas se implementa mediante un circuito o dispositivo

que recibe el nombre de MÓDULO DE SEÑALIZACIÓN DE ALARMAS  o

ANUNCIADOR DE ALARMAS. Este módulo puede ser de instalación local y/oremota según los requisitos del usuario. La instalación remota facilita la

supervisión del equipo cuando se tiene un centro de control desde el cual se

manejan varias máquinas.

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Un módulo de señalización de alarmas debe producir tres tipos de señales:

•  Señales luminosas de advertencia para indicar condiciones de prealarma

(límites de la variable próximos a los niveles de falla)

•  Señal luminosa de falla con discriminación de la misma

•  Señal acústica de desconexión manual o con opción de desconexión

automática retardada.

La señalización luminosa se consigue por medio de lámparas de filamento o deestado sólido convencionales (generalmente de color rojo para falla y de color

amarillo para advertencia) dimensionadas para la tensión de la batería (12 V ó

24 V).

Los módulos de señalización de alarmas funcionan con la batería del grupo

electrógeno ya que ésta puede garantizar una fuente más segura y permanente.

Un diseño apropiado del módulo de señalización incluye lo siguiente:

•  Salida adicional por contacto seco de relé (o de estado sólido) para manejar

la bobina de disparo (“Shunt trip coil”) del interruptor automático del

generador.

•  Pulsador para prueba o verificación simultánea del estado de las lámparas

de señalización.

•  Pulsador de reposición para anular las indicaciones de falla que se puedan

haber presentado.

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•  Dispositivo de alarma sonora de alta frecuencia (mayor de 5 kHz) y de alta

intensidad (mayor de 90 dB) que permita al usuario discriminar y escuchar

con facilidad la presencia de una falla o anormalidad detectada en la

máquina.

En grupos electrógenos de pequeña capacidad, para operación independiente , no

es acostumbrado el empleo de sistemas completos de protección como los

descritos anteriormente. Lo usual en este caso es acondicionar el generador con

un simple interruptor automático que da protección contra sobrecarga y

cortocircuito. La implementación con todas las protecciones y el respectivo

sistema de señalización se reserva en principio para grupos electrógenos de grantamaño, particularmente cuando deben operar en paralelo.

6.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN 

La protección del generador de un grupo electrógeno se lleva a cabo mediante la

utilización de dispositivos de protección denominados “relés de protección”, los

cuales pueden cumplir tareas monofuncionales o multifuncionales.

Los dispositivos de protección o relés de protección modernos se caracterizan por

lo siguiente: son electrónicos, de estado sólido, bajo “burden”, diseño compacto,

con señalización luminosa para indicar condiciones de prealarma y falla, con

salida por contacto de relé de uno o varios contactos y larga vida útil medida en

millones de operaciones.

Son muchas las funciones a realizar consideradas para dispositivos de protección

de equipos eléctricos. La ANSI / IEEE ha establecido un código numérico que

define la función que realiza el dispositivo y su naturaleza. Este código es de gran

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aceptación entre los fabricantes de grupos electrógenos y aparece consignado en

la tabla 9 del anexo A.

La protección básica que lleva todo generador la proporciona un interruptorautomático, el cual tiene asignado el código funcional 52. Este dispositivo a su

vez debe cumplir dos funciones básicas que son: protección de sobrecarga

(función 51) y protección de cortocircuito (función 50). Si el interruptor dispone del

mecanismo de disparo por electroimán, denominado “Shunt trip coil” , es posible la

apertura del interruptor por medio de las señales de salida que proporcionen

algunos de los relés funcionales implementados en la protección del generador. El

mecanismo de disparo por electroimán tiene definido el código funcional 94.

Algunos generadores incorporan un cortacircuito en lugar de un interruptor

automático, como dispositivo de maniobra para la conexión o desconexión de la

carga. Esta situación implica que el cortacircuito debe llevar incorporada la bobina

de disparo por electroimán y las funciones 50 y 51 las deben proporcionar relés de

protección independientes que actúen sobre dicha bobina.

Para funcionamiento en paralelo, el generador requiere de un relé que abra el

interruptor automático cuando el suministro de energía mecánica al generador sea

inferior a las pérdidas totales de la máquina ya que la unidad comienza a consumir

potencia activa de la red en lugar de suministrarla; es decir, la máquina se

motoriza. Esta condición se evita mediante el empleo de un relé denominado

RELÉ DE POTENCIA INVERSA  o RELÉ DIRECCIONAL DE POTENCIA cuyo código

funcional es el 32. Dicho relé requiere un muestreo tanto de la tensión como de la

corriente que suministra el generador.

Los daños en los reguladores electrónicos de tensión, que ocurren con alguna

frecuencia debido a efectos secundarios de descargas atmosféricas, cortocircuitos

y operaciones incorrectas de sincronismo, pueden alterar gravemente el

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comportamiento del sistema y dañar el generador o afectar la carga. La peor

condición es aquella en la cual el generador se sobreexcita y en sus terminales se

establece una tensión muy por encima de la nominal. El relé funcional 59, que

proporciona protección de sobretensión, es la solución a este problema y puededisponerse para que actué sobre la bobina de disparo que abre el interruptor

automático y también sobre el circuito de protecciones del motor Diesel, para que

éste se detenga.

El relé funcional 40 tiene como función proteger el generador contra pérdida o

reducción significativa de la corriente de excitación que circula por el campo. La

subexcitación se presenta cuando el generador maneja carga capacitiva con bajofactor de potencia. La pérdida de excitación, se origina por conexiones

defectuosas o daños en el devanado de campo y lleva a la pérdida de sincronismo

y a un rápido sobrecalentamiento del generador, además de producir inestabilidad

general del sistema. El contacto de salida del relé funcional 40 debe actuar sobre

la bobina de disparo del interruptor automático, con el objeto de desconectar la

máquina del sistema.

En la figura 6.1 se muestra la estructura básica a partir de la cual se implementan

los relés de protección funcionales.

Figura 6.1  Relé de protección funcional. Estructura electrónica básica

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La señal de entrada que representa la variable a controlar, es captada por medio

de un circuito de “sensing” o muestreo y es convertida seguidamente en una señal

de tensión. Mediante el empleo de un amplificador operacional se compara la

tensión medida con otra de referencia ajustable, que representa el valor deseado o“set-point”. Si el valor medido aumenta o disminuye con respecto al valor de

referencia, el comparador produce una salida que se amplifica y se lleva a un relé

a través de un circuito retardador que permite ignorar los cambios transitorios de la

variable medida. La señalización luminosa proporciona la señal de alerta que

indica la anormalidad. Los contactos del relé pueden actuar sobre un módulo de

señalización de alarmas (anunciador de alarmas) o directamente sobre la bobina

de disparo del interruptor automático del generador.

En la figura 6.2 se muestra el circuito básico de un módulo de señalización de

alarmas con tiristores.

Figura 6.2  Módulo de señalización de alarmas

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El circuito se conecta a la batería del grupo electrógeno para alimentar las

lámparas de señalización y el relé K, cuyos contactos manejan directamente la

bobina de disparo del interruptor automático o actúan sobre el circuito de

protecciones del motor Diesel para detenerlo.

Los interruptores S1, S2, S3, etc., representan los contactos de salida de los relés

de protección funcionales, o de cualquier otro dispositivo de protección o de

“sensing” de alguna variable de interés asociada al conjunto motor - generador.

El circuito mostrado se puede expandir para el número de entradas que se desee

agregando módulos idénticos como los representados por los circuitos 1, 2 y 3.

Si en el circuito se cierra el interruptor S1 por ejemplo, circula corriente de

compuerta por S1, D11 y R1, permitiendo que el SCR1, se conmute y conecte la

lámpara L1 que indica en forma discriminada la presencia de una falla en el

sistema. Aunque el interruptor S1 se abra nuevamente, la lámpara L1 permanece

encendida ya que el SCR1 queda automantenido. Simultáneamente el relé K se

energiza por S1, D11 y D12 quedando (si se desea) retenido por su propio

contacto K de retención que lo conecta con la batería.

El pulsador de reposición de alarmas permite regresar el circuito a la condición

inicial, desconectando el relé K y las lámparas que se encuentran encendidas.

Mediante el pulsador de prueba de lámparas (“Lamps test”, en inglés), puede

verificarse el estado general de todas las lámparas, para asegurar que el módulo

puede funcionar apropiadamente. Los diodos D13, D23, D33..., bloquean lainteracción de los diferentes circuitos de alarma que lleva el módulo de

señalización para evitar el encendido simultaneo de las lámparas ante la presencia

de una falla.

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Los módulos de señalización y alarma asociados a los grupos electrógenos se

construyen para que cumplan con ciertas normas, particularmente relacionadas

con la seguridad que se debe garantizar para prevenir daños a las personas y a

las instalaciones, sobre todo en lo relacionado con la posibilidad de que sepresenten incendios y cortocircuitos.

Los fabricantes más reconocidos han adoptado las normas de la NFPA de los

Estados Unidos.

En la figura 6.3 se ilustra un diagrama unifilar típico que muestra la forma como se

implementan las protecciones de un grupo electrógeno que trabaja en paralelo conla red.

Figura 6.3 Protecciones básicas para el generador del grupo electrógeno que

opera en paralelo con la red

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Los relés de protección monofuncionales o multifuncionales o cualquier otro

dispositivo que pueda cumplir tarea de protección, se conectan a través de sus

salidas por contacto al módulo de señalización de alarmas. La presencia de una

falla, activa el relé K energizando la bobina de disparo ST del interruptorautomático CBp  y sacando de servicio el grupo electrógeno. Los relés de uso

corriente para protección del generador son los indicados en la figura 6.3 .

En dicha figura, el relé ENFR (K5) es el relé de falla del motor Diesel y pertenece

al circuito de protecciones del motor. El interruptor ES es el pulsador de paro de

emergencia con el cual no solo se abre el interruptor automático sino también se

detiene el motor Diesel. El relé temporizado TR impide la activación del módulode señalización de alarmas cuando el generador inicia la elevación de tensión.

Con el interruptor S se habilita la activación de la bobina de disparo del interruptor

automático.

Un circuito de protecciones similar se debe implementar para la red o para

cualquier otro generador que funcione en paralelo con el sistema.

Algunos fabricantes construyen paneles o tableros de control, protección y

alarmas para grupos electrógenos manejados por microprocesador, lo cual

proporciona muchos beneficios. Dichos equipos adicionan generalmente la

medición digital de las variables asociadas a los circuitos de protección y alarma

del conjunto motor - generador, como también la medición de las variables

eléctricas del generador.

Con estos tableros se elimina la necesidad de multiplicar los sensores de lamáquina, puesto que los utilizados para la medida (de tipo análogo) se pueden

referenciar para que sirvan también como sensores de alarma (de tipo digital o

discreto), lo cual reduce notablemente el cableado del equipo y el número de

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dispositivos independientes, mejorando la confiabilidad del sistema y facilitando la

supervisión y operación de la máquina.

6.2.1 Características generales

Con los tableros digitales de última generación basados en microprocesadores se

tiene la capacidad de realizar la gestión del grupo electrógeno en lo referente a:

•  Mediciones

•

  Supervisión, protección y alarmas•  Transferencia de carga

•  Puesta en paralelo

•  Gestión de comunicación.

Casi todos vienen equipados con una pantalla de cristal líquido en donde son

accesibles los parámetros eléctricos del generador y los mecánicos del motor, ya

sea en forma directa para lectura y configuración, o accesibles mediante códigos

de acceso en uno o varios niveles.

La configuración de los parámetros por teclado es la forma más simple de

operación. Mediante teclas separadas, se consigue el acceso a la lectura de

tensiones, frecuencia, corrientes, etc., y a los parámetros del motor como

velocidad, temperatura del refrigerante, presión y temperatura del aceite

lubricante, etc. Además, cuenta con “leds” de señalización para las diferentes

alarmas del sistema, incluyendo algunas programadas por el usuario.

Los tableros modernos tienen incorporados puertos (RS485/RS232) que permiten

exportar toda la información de la máquina a un sistema externo mediante

protocolos de comunicación como por ejemplo el “MODBUS”, el cual es

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ampliamente utilizado. La información es desplegada generalmente en varios

idiomas, los cuales son seleccionables por el usuario.

6.2.2 Componentes básicos

Los principales componentes que conforman un tablero o panel de control son

básicamente los siguientes:

•  Una tarjeta electrónica principal que contiene el microprocesador

(“Mainboard”, en inglés).

•  Una tarjeta de interface con módulos de entrada – salida para conectar los

sensores y actuadores.

•  Una fuente de corriente directa con la cual se pueden polarizar los

diferentes circuitos que componen el tablero.

•  Circuitos auxiliares para el manejo de los periféricos y del teclado.

•  Una pantalla alfanumérica del tipo de cristal líquido, casi siempre de

contraste de luz ajustable.

•  Teclas de mando funcionales para la operación y supervisión del grupo

electrógeno.

•  Señalizaciones luminosas tipo led en diferentes colores (verde, amarillo,

rojo) con las cuales se pueden visualizar condiciones de funcionamiento

normal, prealarmas y alarmas (fallas).

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Las condiciones de alarma, casi siempre se pueden programar con retardos

variables y con salidas por contactos NO y/o NC. Las salidas luminosas se

pueden configurar por programa para que tengan indicación intermitente (rápida o

lenta) o fija. La reposición se puede hacer en forma manual o automática en elpanel frontal o remotamente desde un computador o una consola de interfaz

hombre – máquina.

Cuando se hace desconexión automática es normal que el led deje de destellar y

cambie a luz fija. La luz deberá permanecer en dicho estado mientras la señal de

entrada que originó la falla esté presente.

Es común que se incorpore con la activación de una alarma una salida auditiva

para llamar la atención del operario del grupo electrógeno. Esta puede sonar en

forma continua hasta que se haga la desconexión manual o pueda habilitarse para

que se desconecte automáticamente después de un tiempo determinado.

Una función muy importante que viene incorporada en muchos de estos equipos

es la de monitorización de los conductores que llevan las señales de alarma. Si

se activa una alarma, ésta tiene prioridad sobre la indicación de falla en el

conductor, en este caso la alarma se indicará con los destellos normales o con

indicación luminosa fija.

Para las alarmas del generador se tienen consignadas básicamente las siguientes:

•  Sobre o baja tensión del generador

•  Sobrecarga del generador•  Sobre y baja frecuencia del generador

•  Pérdida de la tensión de “sensing”

•  Sobreexcitación y subexcitación del campo del generador

•  Falla a tierra del campo.

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Mediante los enlaces de comunicación serial empleando protocolos universales,

es posible desde una HMI o un PC remoto hacer la calibración y ajustes de todos

los parámetros de la máquina. Así mismo se permiten muchas de las funciones

de mando como: arranque–paro, aumentar–disminuir, ajustes de los parámetrosde los reguladores, programación de alarmas, transferencia de carga a otro

generador y la operación en paralelo con otros generadores, entre otras.

Es importante anotar que la programación del equipo se realiza bajo ambiente

Windows y en plataforma abierta en comunicaciones, lo cual facilita la integración

con sistemas de control distribuido (DCS), sistemas “SCADA” y controladores

lógicos programables (PLC), todo ello posible, gracias al uso de protocolosuniversales como el “Modbus”.

6.2.3 Aportes de la electrónica en el mando, regulación y protección de

grupos electrógenos

El empleo de dispositivos electrónicos de estado sólido para grupos electrógenos

se empezó a utilizar en la década de los años cincuenta. Los primeros elementos

fueron los reguladores de tensión que empleaban transistores y tiristores; equipos

que hoy en día se siguen construyendo por su bajo costo, alta confiabilidad y

facilidad de reparación, a pesar de que no es una tecnología de punta.

Años más tarde, empleando la misma tecnología, se incorporaron a las plantas

eléctricas otros sistemas electrónicos como los denominados reguladores de

potencia reactiva y de factor de potencia, limitadores de excitación, módulos desoporte de excitación, ajustadores de tensión remota, módulos de paralelismo,

reguladores automáticos de velocidad y diferentes relés de protección

normalizados de acuerdo a los estándares de la ANSI / IEEE. Estos últimos, se

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hicieron muy populares debido a su bajo costo, fácil montaje y simplicidad para su

configuración y ajuste.

Entre los relés de protección más utilizados para generadores se encuentranaquellos que tienen la siguiente función ANSI / IEEE:

•  25: Relé de chequeo o verificación de sincronismo

Utilizado para detectar las condiciones de igualdad de tensión, frecuencia,

secuencia y ángulo de fase nulo entre dos generadores o una red y un generadorque se desea paralelar. El relé proporciona salida por contactos NO / NC que

permiten bloquear la operación del interruptor automático en caso de que no se

cumplan las condiciones de sincronismo. Así mismo, da una salida luminosa y/o

auditiva para advertir al operario que puede ejecutar la maniobra sobre el

interruptor.

•  27: Relé de baja tensión

Se utiliza para detectar una caída de tensión del generador por debajo de cierto

valor mínimo de referencia ajustable (30% a 35%). La actuación del relé es

temporizada y genera la orden para abrir el interruptor automático del generador,

con el propósito de desconectar la carga.

•  32: Relé de potencia inversa

Con este relé se evita que el generador se motorice cuando el sentido del flujo de

potencia desde el generador a la red se invierte. Éste relé se calibra para que

reaccione en forma retardada (ajustable) con un nivel de potencia determinada

(generalmente un 10% de la potencia nominal del generador).

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•  40: Relé de pérdida de campo o excitación

Este protege contra pérdida de excitación total o parcial en el campo del

generador. Si un generador está conectado en paralelo y tiene una pérdida deexcitación, el resultado es un gran flujo de corriente inductiva por el generador. El

relé detecta esta condición y envía una orden al interruptor automático para que se

abra y la máquina se salga de servicio.

•  49: Relé de sobretemperatura

Es un relé destinado para dar protección contra sobrecarga térmica a losdevanados principales del generador. El relé monitorea la temperatura al interior

de la máquina empleando sensores de termocupla (49T) o de termistror (49R).

Incorpora un retardo ajustable de unos pocos segundos.

•  51: Relé de protección de sobrecorriente

Se trata de un relé de gran aplicación, en el cual se detectan las corrientes de

línea del generador. Cuando alguna de estas excede el valor de referencia

previamente definido, se produce la señal de alarma después de un retardo de

tiempo ajustable.

•  59: Relé de sobretensión

Se utiliza para detectar una elevación de la tensión del generador por encima de

cierto valor máximo de referencia ajustable (de 30% a 35%). La actuación del relées temporizada y genera la orden para abrir el interruptor automático del

generador con el propósito de desconectar la carga.

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•  64: Relé de falla a tierra del campo del generador

Utilizado para detectar cualquier conexión a tierra que se manifieste en el

devanado de campo del generador. Esta protección es conveniente porque lamayoría de los reguladores de tensión que se utilizan exigen que el campo de la

máquina este aislado de la tierra. Cuando actúa el relé se desconecta el regulador

de tensión para evitar daños en el mismo.

•  78: Relé de pérdida de sincronismo

Se encarga de actuar sobre el interruptor automático para sacar la máquina desincronismo cuando ésta se descompensa por efecto de la conexión o

desconexión súbita de una carga elevada. Una posible causa podría ser una

disminución de la velocidad del motor impulsor debido a un exceso de carga o

también por problemas asociados al regulador de velocidad o al gobernador de la

máquina.

•  81o/u: Relé de protección de sobre y baja frecuencia

Se utiliza para detectar un aumento o una caída de frecuencia del generador por

encima o por debajo de cierto valor máximo o mínimo de referencia ajustable. Las

variaciones de frecuencia son originadas normalmente por aumento o disminución

de la velocidad del motor impulsor, ya sea por defecto o por exceso de carga o

problemas en el regulador de velocidad. El rango de ajuste típico para la

referencia es entre 55 Hz a 65 Hz, para máquinas que operan a 60 Hz. Otros

rangos de ajuste están entre 45 Hz a 55 Hz para  máquinas de 50 Hz y entre360 Hz a 440 Hz para máquinas que operan a 400 Hz.

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La función del relé de frecuencia 81 (81u, 81o, 81o/u) es la de generar una señal

de mando para abrir el interruptor automático del generador, aislándolo de la carga

o del sistema.

•  87: Relé de protección diferencial

Utilizado para detección de cortocircuitos internos en el generador. El relé detecta

la más alta de las tres corrientes del generador y da la orden para la apertura del

interruptor principal, cuando se excede la corriente por encima de un nivel de

cortocircuito preestablecido. En este tipo de relé se incorpora un corto retardo de

tiempo ajustable.

Los últimos relés que han lanzado al mercado los fabricantes son los

multifuncionales basados en microprocesadores. Estos relés traen las funciones

necesarias para la correcta protección del generador y de otros sistemas

alimentadores.

Las principales características de los relés multifuncionales son la alta precisión,

medición más confiable, tratamiento de armónicos, registro de eventos, obtención

de reportes de falla detallados y contactos de salida programables en ambientes

Windows; así como facilidad de conexionado a diferentes sistemas de supervisión

y control a través de redes de comunicación por medio de los puertos RS232 ó

RS485 que normalmente incorporan.

Finalmente debe tenerse presente que los relés de protección generalmente

reciben señales de corriente y tensión provenientes del generador, las cuales seaplican a sus circuitos de muestreo o de “sensing” para realizar la acción de

supervisión y protección de la máquina.

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Para la medición o muestreo de la corriente, se utilizan normalmente en las fases

transformadores de corriente tipo ventana para salida de 5 amperios y con

capacidad de sobrecarga permanente para 6 amperios e instantánea hasta 300

amperios durante un segundo.

Cuando se utilizan varios relés de protección en los cuales se requiere una

muestra de la corriente del generador, un solo transformador de corriente puede

alimentar todos los relés, conectando los terminales del “sensing” de cada relé en

serie. El único requisito es que el “burden” del transformador sea de mayor valor

que la suma de los “burden” del circuito de corriente de cada relé.

Para la medición o muestreo de la tensión de salida del generador, se utilizan

normalmente transformadores de potencial, si esta tensión es diferente de la que

imponen los circuitos de “sensing” o muestreo de tensión del relé. Para tensiones

iguales el acople puede ser directo. El circuito de “sensing” debe ir protegido

siempre con fusibles para evitar daños por efecto de posibles cortocircuitos.

Se requiere también que el “burden” del transformador de potencial sea de mayor

valor que la suma de los “burden” de los circuitos de “sensing” de tensión de cada

relé cuando un solo transformador sirve de alimentador para varios de estos.

Puesto que los relés de protección proporcionan salidas de alarma por contacto

seco de relé o por contacto de estado sólido, se hace necesario especificar para

ellos las características de dichos contactos, las cuales son entre otras:

•  Número de contactos y su disposición eléctrica•  Corriente nominal o de servicio por los contactos (valor rms máximo

permanente)

•  Tensión máxima de servicio (valor rms máximo que admite el contacto en

condición de apertura)

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•  Vida mecánica de los contactos

•  Categoría de empleo o tipo de carga que puede manejar (inductiva,

resistiva).

6.3 CONSIDERACIONES PARA CONDICIÓN DE CORTOCIRCUITO Y

SOBRECARGA

Todos los generadores se calculan para una determinada potencia nominal y una

determinada corriente nominal. Estos valores nominales tienen validez bajo

ciertas condiciones normativas que son especificadas por el fabricante. Si sonmantenidos estos valores, entonces el generador tiene una determinada vida útil

probable. Por vida útil se entiende el lapso del tiempo en el cual el aislamiento de

la máquina, a una temperatura constante (la cual corresponde a la temperatura

límite permitida), permanece seguro en su funcionamiento. Si se excede uno de

estos valores, hay que contar con una sobrecarga del generador, aún si este

trabaja a potencia nominal. Si no se reduce el suministro de potencia, la

temperatura del generador alcanza valores extremadamente altos, lo cual reduce

su vida útil. Mientras más elevada sea y más dure la sobretemperatura, más

rápidamente se reduce la vida útil o como normalmente se dice, más

prematuramente “envejece” el material de aislamiento.

Por otro lado, sobreintensidades elevadas destruyen el aislamiento en un tiempo

relativamente corto, lo cual puede conducir a arcos perturbadores y finalmente a

cortocircuitos. El cortocircuito es sin lugar a dudas la más severa y molesta falla

en un generador y en su equipo asociado.

Un cortocircuito interrumpe el suministro de energía, lo cual puede llevar a graves

y elevadas consecuencias económicas.

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Los cortocircuitos destruyen no solamente partes del sistema, sino también ponen

en peligro al personal que lo maneja. Así mismo, las elevadas corrientes de

cortocircuito ejercen enormes fuerzas mecánicas en los conductores que portan la

corriente y además los calientan en tiempos extremadamente cortos atemperaturas elevadas.

La corriente máxima de cortocircuito que puede producir un generador está

afectada solo ligeramente por el tipo de regulador y depende en realidad de los

parámetros eléctricos del generador. La máxima corriente trifásica de cortocircuito

se presenta cuando los bornes del generador se ponen en corto. Sin embargo,

también es posible calcular la cantidad de corriente de cortocircuito que suministraun sistema para cualquier punto de la instalación donde se presente la falla.

En principio, para garantizar una protección adecuada, la capacidad interruptora

del dispositivo de protección debe ser igual o mayor que la intensidad de corriente

de cortocircuito que puede llegar hasta el punto del sistema en que se instala el

interruptor.

El valor de la corriente de cortocircuito es una función de la impedancia que se

encuentra desde el generador hasta el punto de cortocircuito. La máxima

corriente trifásica de cortocircuito que puede desarrollar un generador (por fase) es

la siguiente:

d

osc X

VI

′′=   (6.1)

Donde:Isc: Corriente de cortocircuito durante el período subtransitorio

X”d: Reactancia subtransitoria de la máquina por fase

Vo: Fuerza electromotriz inducida por fase.

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Un generador normalmente produce en estado subtransitorio entre 12 y 20 veces

su corriente nominal en una falla trifásica. Sin influencia externa, la corriente de

cortocircuito que desarrolla el generador decaerá dentro de 3 a 5 ciclos y caerá

finalmente a un valor estacionario (ya definido anteriormente en el capítulo 4)representado por la expresión:

d

oSC X

VI   =   (6.2)

Algunos interruptores modernos, tienen tiempos reales de apertura por

cortocircuito de menos de un ciclo (16.6 mseg), lo cual garantiza una protecciónmuy efectiva del generador.

Durante un cortocircuito, el generador debe continuar suministrando un alto nivel

de corriente para que haya tiempo de coordinar todos los dispositivos de

protección. El tiempo real necesario normalmente es mucho menor de

3 segundos, pero los requisitos de norma especifican que el generador debe estar

en capacidad de mantener durante un mínimo de 10 segundos niveles de corriente

de 300% por encima de la nominal. Para satisfacer estos requisitos, el generador

requiere que el regulador de tensión sea alimentado por medio de un excitador

piloto (PMG) o se acondicione con un módulo de soporte de excitación, lo cual

garantiza que el generador puede sostener la corriente de cortocircuito en un valor

elevado hasta que el dispositivo de protección asociado al generador reaccione y

la interrumpa.

La coordinación o selectividad de todos los dispositivos de protección desobrecorriente del sistema de distribución, es fundamental para que el sistema no

falle en su totalidad en caso de presentarse un cortocircuito.

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6.4 INTERRUPTORES DE PROTECCIÓN

Los interruptores de protección utilizados en generadores son dispositivos

diseñados para abrir y cerrar un circuito por medios manuales y para abrir elcircuito automáticamente en caso de que ocurra una sobrecarga o un cortocircuito,

sin que el dispositivo mismo sufra daño. Se conocen también como

INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS.

El tipo más común es el denominado TERMOMAGNÉTICO de caja moldeada,

tripolar, que da protección contra sobrecargas y/o cortocircuitos.

Una ventaja del interruptor automático es que una sobrecarga en un polo activa un

disparador común que abre todos los polos simultáneamente.

Los interruptores automáticos termomagnéticos son por lo general interruptores de

potencia que tienen en cada vía de corriente disparadores de sobreintensidad

térmicamente retardados (de tiempo inverso); y para la detección rápida de

corriente de cortocircuito poseen disparadores electromagnéticos (bobinas) sin

retardo (instantáneos). En la figura 6.4 se puede apreciar la curva característica

de disparo que poseen estos dispositivos.

t

tm1

IRI

AJUSTE IR

t

tm2

IMI

M

+=

t

I

ACCIÓN TÉRMICA

IR IM

m2

t m1

(SOBRECARGA)

ACCIÓN MAGNÉTICA(CORTOCIRCUITO)

SOBRECARGA CORTOCIRCUITO PROTECCIÓN 52

t

AJUSTE I

Figura 6.4  Curvas t vs I de un interruptor automático

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232

Los interruptores automáticos se especifican en amperios (rms) a una temperatura

ambiente de referencia (normalmente 40°C). La capacidad nominal en amperios

In, es la máxima corriente que el interruptor podrá conducir en forma continua, sin

disparo.

La capacidad de interrupción del interruptor se refiere a la máxima corriente de

cortocircuito (a una tensión de línea determinada) que puede interrumpir el

dispositivo sin dañarse a si mismo. Se especifica usualmente en kiloamperios

(kA).

Los interruptores pueden ser de corriente fija o ajustable. Para grandesgeneradores es deseable el empleo de interruptores ajustables.

El disparador contra sobrecargas se puede ajustar frecuentemente entre:

IR = (0.5 a 1.0)In 

Donde:

IR: Corriente térmica a partir de la cual el dispositivo empieza a reaccionar

por efecto de una sobrecarga.

La corriente de disparo para cortocircuito se puede ajustar generalmente entre:

IM = (3 a 10)IR 

Donde:

IM:  Corriente magnética a partir de la cual el dispositivo empieza a

reaccionar por efecto de un cortocircuito.

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El interruptor se debe calibrar siempre para:

IR = Inominal del generador 

Para calibrar la corriente magnética IM, se debe calcular primero la reactancia

subtransitoria y la fuerza electromotriz inducida. Los valores típicos de ajuste para

proteger un generador se hacen generalmente entre:

IM = (8 a 10)IR 

El tiempo de disparo por sobrecargas puede variar dependiendo de la intensidadde la corriente entre 4 segundos y 2 horas. Los tiempos mínimos de disparo

(tiempos muertos) por sobrecarga y cortocircuito (tm1, tm2) son del orden de

segundos y pocos milisegundos respectivamente.

Los interruptores automáticos modernos empleados en grupos electrógenos que

operan en paralelo se especifican con mecanismos de disparo de electroimán

(“Shunt trip coil”) y contactos auxiliares, como muestra la figura 6.5.

ST

"SHUNT TRIP COIL"BOBINA DE DISPARO

AUXILIARESCONTACTOS

IR (AJUSTE DE CORRIENTE TÉRMICA)

IM (AJUSTE DE CORRIENTE MAGNÉTICA)

 

Figura 6.5  Interruptor automático termomagnético con dispositivos auxiliares para

operación en paralelo

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El mecanismo de disparo resulta muy práctico para hacer que el interruptor se

dispare a distancia cuando hay un mal funcionamiento del generador, como ya se

anotó anteriormente.

Algunos interruptores automáticos vienen equipados con mecanismos de disparo

remoto de accionamiento por motor en lugar del mecanismo de electroimán. Otros

tienen mando motorizado para apertura y cierre, y bobina de disparo para abrirlo

ante ciertas fallas. Esta combinación es de especial importancia en sistemas de

mando remoto.

Los contactos auxiliares permiten la señalización luminosa local o remota poractuación del interruptor, o el enclavamiento eléctrico con otros interruptores.

En los interruptores automáticos con bobina de disparo, en caso de que esta se

accione, se requiere una reposición manual, no importa si el interruptor es de

mando motorizado. Un brazo o palanca (manija) se utiliza para el accionamiento

manual por parte del operador.

El interruptor automático debe instalarse directamente en el grupo electrógeno, al

lado del generador. Para garantizar una protección adecuada, no es conveniente

la instalación separada a gran distancia, ante la posibilidad de daños en los cables

de acometida que conectan el generador con el interruptor.

6.5 INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS CON UNIDAD DE DISPARO

ELECTRÓNICA

Se dispone actualmente de interruptores automáticos que llevan incorporada una

unidad de disparo de naturaleza electrónica en la cual se emplea la tecnología de

los microprocesadores. Con estos dispositivos se pueden llevar a cabo tareas y

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ajustes que no es posible implementar fácilmente con los interruptores

termomagnéticos. Las más relevantes son:

•  Regulación amplia en tiempo y corriente sobre la curva de protección queofrece el interruptor.

•  Gestión de energía (energía, factor de potencia, distorsión armónica, entre

otras).

•  Medición de variables eléctricas (tensión, corriente, potencias y frecuencia,

entre otras).

•  Protección (sobre y baja tensión, pérdida de aislamiento e inversión de

secuencia de fase, entre otras).

•  Señalización para indicación de fallas y del estado lógico del interruptor

(abierto – cerrado – disparado).

Cuando estos dispositivos incorporan funciones de medida y gestión de energía,

vienen acondicionados con una pantalla de cristal líquido sobre la cual se pueden

tomar las diferentes medidas que son de interés para el usuario, así como la

indicación de las alarmas que se presenten. Sin embargo, estas tareas que ofrece

el dispositivo no son en principio las más relevantes para definir el interruptor

automático que lleva el grupo electrógeno.

Si se tiene presente que todo generador debe llevar asociado un tablero deinstrumentación y control con el cual se supervisa la operación del mismo, además

de que por norma se acondiciona con diferentes relés de protección, resulta

evidente, para evitar redundancia que no es necesario el empleo de un interruptor

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automático con una unidad electrónica que ofrezca las opciones que se indicaron

anteriormente.

Por esta razón, los fabricantes de estos interruptores los suministran también enuna versión más simple, donde únicamente se ofrece la posibilidad de una

regulación amplia de la curva de protección permitiendo que el usuario pueda

moldearla para acomodarla a diferentes niveles de sobrecarga y sensibilidad como

se ilustra en la figura 6.6.

t

t m1

I R2I

1

2t m2

t m3

3

min max

4 5

I R1 I n I sc

A

B

C

0

 

Figura 6.6  Curva t vs I típica de un interruptor automático con unidad de disparo

electrónica

Los tiempos y corrientes indicados en la figura 6.6 están definidos como:

1. Ajuste de retardo de tiempo largo en sobrecarga: tm1 = (5 a 30 seg) para

6IR1 

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2. Ajuste de retardo de tiempo corto en sobrecarga: tm2 = (0.1 a 0.3 seg) de

tiempo independiente

3. Ajuste de nivel 1 para disparo por corriente de sobrecarga: IR1 = (0.5 a

1.0)In 

4. Ajuste de nivel 2 para disparo por corriente de sobrecarga: IR2 = (2 a 10)IR1 

5. Ajuste de disparo instantáneo por corriente de cortocircuito: ISC = (3 a 12)In. 

•  IR1 = InG:  Corriente nominal del generador

•  In: Corriente nominal del interruptor automático.

De la figura se aprecia que la curva A define el comportamiento del interruptor

para el primer nivel de sobrecarga, el cual se ajusta desde IR1 hasta IR2. A partir

de IR2  la curva A se deprime y queda definida por la curva B, la cual marca una

aceleración de la reacción del interruptor a la apertura. Esta se prolonga hasta el

nivel de la corriente de cortocircuito (ISC) donde empieza la apertura (curva C)

“inmediata” del interruptor, teniendo presente que el tiempo muerto de reacción

(tm3) para esta situación es muy pequeño.

Este tipo de interruptores, en su versión simple sin unidad de medida ni gestión

pueden ser muy ventajosos cuando se hace necesaria una buena coordinación de

la protección general con los demás interruptores que actúan sobre la instalación

eléctrica que atiende el generador.