ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL GRUPO MOTOR...

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UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA

ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA MERIDA- VENEZUELA

ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL GRUPO

MOTOR-GENERADOR DE 2MVA DE LA EMPRESA SERVIMAR.

Trabajo presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Br. Nelson Enrique Altuve Guillen Tutor Académico: Ing. Pedro O. Mora

Tutor Industrial: Ing. Henry Romero

Agosto 2004

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ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL GRUPO MOTOR-GENERADOR DE 2MVA DE LA EMPRESA

SERVIMAR.

Br. NELSON ENRIQUE ALTUVE GUILLEN

El Trabajo de Grado titulado “Análisis del sistema de Protecciones del Grupo

Motor-Generador de 2MVA de la Empresa Servimar”, presentado por Nelson

Enrique Altuve Guillen, en cumplimiento parcial de los requisitos para optar al Título

de Ingeniero Electricista, fue aprobado por el siguiente jurado.

______________________ ____________________

Prof. Ricardo Stephens Prof. José G. Contreras C.I. C.I.

______________________

Tutor Prof. Pedro O. Mora

iii

AGRADECIMIENTOS

Al Ingeniero Henry Romero, por confiar en mi y brindarme toda su ayuda,

orientación, paciencia y estimulo, en la realización de este proyecto.

A los Profesores Pedro Mora, Ricardo Stephens e Hildemaro Briceño, por su

valiosa colaboración y gran aporte al desarrollo de este trabajo.

A la Ilustre Universidad de Los Andes, por haberme brindado la oportunidad de

adquirir nuevos conocimientos y permitirme obtener un Titulo Profesional.

A todas aquellas personas que directa o indirectamente hicieron posible la

realización de este proyecto.

Gracias a Todos.

iv

INDICE GENERAL

Página

APROBACION………………………………………............... ii

AGRADECIMIENTO…………………………………………. iii

INDICE DE TABLAS…………………………………………. ix

INDICE DE FIGURAS………………………………………… xi

RESUMEN DEL TRABAJO…………………………………... xv

INTRODUCCION……………………………………………... 1

CAPITULO I

ASPECTOS PRELIMINARES……………………………… 3

1.1. DESCRIPCION GENERAL DE LA EMPRESA……………… 3

1.1.1. Estructura Organizacional de SERVIMAR C.A……………….. 5

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………… 6

1.3. OBJETIVO GENERAL………………………………………... 6

1.4. OBJETIVOS ESPECIFICOS…………………………………... 7

1.5. JUSTIFICACION……………………………………………… 7

CAPITULO II

MARCO TEORICO……………………………...................... 9

2.1. CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DE LOS 9

v

SISTEMAS ELÉCTRICOS…………………………………………...

2.1.1 Estudio de Cortocircuito……………………………………….. 11

2.1.2 Obtención de los Valores de impedancias de las componentes del Sistema……………………………………………………………. 12

2.2. SISTEMAS DE PUESTAS A TIERRA……………………….. 16

2.2.1. Puesta a Tierra del Neutro……………………………………... 18

2.3. DISPOSITIVOS PARA LA PROTECCIÓN DE SISTEMAS…………………………………………………………. 20

2.3.1. Dispositivos de Protección contra Sobrecorrientes……………. 20

2.4. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO………………. 21

2.4.1. Transformadores de Corriente…………………………………. 22

2.4.1.1. Transformador de Corriente para Mediciones……………….. 25

2.4.1.2. Transformador de Corriente para Protecciones………………. 27

2.4.2. Transformadores de Potencial…………………………………. 29

2.4.2.1. Transformadores de Voltaje para Protecciones………………. 32

2.5. RELEVADORES DE PROTECCIÓN…………………………. 33

2.5.1. Relevador Electromecánico……………………………………. 34

2.5.1.1. Relevador de atracción electromagnética……………………. 35

CAPITULO III

ANÁLISIS DE LA SITUACION ACTUAL………………… 39

3.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA………………………………… 39

3.1.1. Especificaciones Técnicas del Sistema………………………… 41

3.2. CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (FIAB)……………... 43

vi

3.2.1. Protecciones Existentes en el FIAB……………………………. 45

3.3. CENTRO DE CONTROL DE GENERADORES (AROS)……... 49

3.3.1. Protecciones Existentes en el AROS…………………………... 50

3.4. CENTRO DE CONTROL REMOTO (PLC)……………………. 51

3.4.1. Protecciones Existentes en el Centro de Control Remoto……… 52

3.4.2. Relés de Control del Sistema………………………………… 55

3.5. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA……………………… 60

3.6. ENSAYOS REALIZADOS POR EL CONVERTIDOR DE FRECUENCIA………………………………………………………... 61

CAPITULO IV

PROPUESTAS DE DISEÑO………………………………… 67

4.1. PREPARACION DEL SISTEMA PARA EL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO Y ANALISIS DE PROTECCIONES………….. 67

4.2. PROPUESTAS DE PROTECCIÓN PARA LOS GENERADORES……………………………………………………... 69

4.2.1. Selección de Puesta a Tierra de los Generadores………………. 71

4.2.2. Protección contra Falla a Tierra en el 95% del Estator a través de un Transformador Monofasico de Distribución…………………… 72

4.2.2.1. Sobretensiones por Fallas Intermitentes en un Generador…… 76

4.2.2.2. Calculo del Modelo de Protección del 95% del Estator del Generador de 2 MVA de la Empresa SERVIMAR…………………… 79

4.2.2.3. Calculo del Modelo de Protección del 95% del Estator del Generador de 1,3 MVA de la Empresa SERVIMAR…………………. 83 4.2.3. Protección contra Falla a Tierra en el 95% del Estator a través de un Transformador Trifásico de Distribución………………………. 87

4.2.4. Protección contra Falla a Tierra en el 95% del Estator a través de la conexión de una baja resistencia en el neutro…………………… 89

vii

4.2.5. Protección Diferencial restringida a falla a tierra para Generadores que Disponen de 4 Terminales………………………….. 92

4.2.6.Protección de Generadores Mediante la Conexión a Tierra de una Reactancia………………………………………………………… 94

4.2.7. Protección de Generadores Mediante Puesta a Tierra de Baja Impedancia a través de un Transformador Tipo Zig-Zag…………….. 96

4.3.PROPUESTA DE PROTECCIÓN DE FALTA DE AISLAMIENTO DE LOS GENERADORES………………………... 101

4.4. REVISIÓN DE LAS PROTECCIONES EXISTENTES EN EL SISTEMA…………………………………………………………….. 103

4.4.1. Conexiones Realizadas en las Protecciones Existentes………... 112

4.4.2. Ensayos Realizados para el Ajuste de las Protecciones Existentes…………………………………………………………… 116

CAPITULO V

PLANES DE APLICACIÓN DE LA PROPUESTA……….. 121

5.1. FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LAS PROTECCIONES DEL GENERADOR…………………………………………………. 121

5.2. IMPLEMENTACIÓN DEL DISPOSITIVO GEN-GUARD™ (PROTECCION BAJO AISLAMIENTO EN GENERADOR)………. 126

5.2.1. GEN-GUARD™ Modelo GP500G1………………………….. 127

5.3. APLICACION DE UN CONVERTIDOR DE FRECUENCIA ESTATICO…………………………………………………………… 130

5.3.1. Especificaciones y Características del Convertidor Estático…... 133

5.3.2. Variador de frecuencia Danfoss tipo VLT®-5500 VVC Plus…… 135

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………. 141

viii

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………... 145

ANEXOS……………………………………………………………… 147

ix

INDICE DE TABLAS

Página

2.1. Datos de Reactancia de Maquina Síncronas…………………….. 14

2.2. Datos para transformadores de subestaciones Integrales y Unitarias………………………………………………………………. 15

2.3. Limites de error de los Transformadores de Corriente para Mediciones……………………………………………………………. 26

2.4. Limite de error de los Transformadores de Corriente para Mediciones………………………………………. 26

2.5. Limites de error de los Transformadores de Corriente para Protecciones………………………………………………………….. 28

2.6. Limite de error de transformadores de Voltaje………………….. 32

2.7. Limites de error para Transformadores de Voltaje para protecciones…………………………………………………………… 33

3.1. Relés de protección del centro de control remoto………………. 54

3.2. Niveles de tensión a aplicar par los ensayo s de potencial aplicado……………………………………………………………….. 64

3.3 Duración del ensayo dependiendo de la frecuencia de prueba…. 65

4.1. Concepto de protección y de vigilancia para pequeñas centrales. 70

4.2. Situación del Relé R1…………………………………………….. 104


4.4. Situación del Relé R3, R4 y R5………………………………….. 106

x

4.5. Situación del Relé R6, R7 y R8………………………………….. 107


4.7. Situación del Relé R10, R11 y R12……………………………… 109

4.8. Situación del Relé R13…………………………………………… 110

4.9. Situación del Relé R14…………………………………………… 111

4.10. Modificaciones de R6, R7 y R8………………………………... 112

4.11. Modificaciones de R9…………………………………………... 113

4.12. Modificaciones de R10, R11 y R12……………………………. 114

4.13. Modificaciones de R13………………………………………… 115

4.14. Modificaciones de R14………………………………………… 116

4.15. Datos del ensayo del relé de Sobrecorriente……………………. 117

4.16. Datos del ensayo del relé de Sobrevoltaje………………………. 120

5.1. Análisis económico comparativo entre las propuestas estudiadas.. 125

5.2. Especificaciones Probador automático GP500G1……………….. 130

xi

INDICE DE FIGURAS

Página

2.1. Forma de oscilograma para una corriente de cortocircuito simétrica………………………………………………………………. 14

2.2. Circuito equivalente simplificado de un transformador de corriente……………………………………………………………….. 23

2.3. Diagrama fasorial de un transformador de corriente………….. 24

2.4. Circuito equivalente simplificado de un transformador de voltaje. 29

2.5. Diagrama fasorial simplificado de un transformador de voltaje… 30

2.6. Curva de operación de un relé de atracción……………………… 37

3.1. Diagrama General del Convertidor de Frecuencia……………….. 40

3.2. Grupo Motor-Generador #2 de la empresa SERVIMAR………... 42

3.3. Convertidor de seis pulsos de conmutación no instantánea……... 43

3.4. Panel de Control de Motores (FIAB)……………………………. 44

3.5. Fusibles de protección del rectificador………………………….. 47

3.6. Convertidor de seis pulsos semicontrolado………………………. 49

3.7. Panel para el Control de los Generadores (AROS)……………… 50

3.8. Tablero de Control Remoto de los grupos Motor-generador de la empresa SERVIMAR…………………………………………………. 52

3.9. Relés de Protección del Sistema…………………………………. 55

xii

3.10. Diagrama funcional de los Relés de Control …………………… 59

3.11. Ensayo en vació de un transformador…………………………... 62

3.12. Ensayo en cortocircuito de un transformador…………………... 63

3.13. Esquema de montaje para la prueba de potencial aplicado……... 64

4.1. Diagrama unifilar para el estudio de cortocircuito……………….. 68

4.2. Generador con puesta a tierra de alta impedancia………………... 73

4.3. Protección de respaldo de un generador contra fallas a tierra……. 74

4.4. Determinación de la resistencia del neutro en función de la capacitancia por fase………………………………………………….. 75

4.5. Voltaje y corriente de la fase A cuando ocurre un fallo en ella….. 76

4.6. Interconexión de las redes de secuencia…………………………. 76

4.7. Circuito equivalente de un generador con neutro conectado a tierra a través de una resistencia, durante una falla a tierra…………... 78

4.8. Capacitancia total a tierra del sistema……………………………. 79

4.9. Red de Secuencia Cero…………………………………………… 81

4.10. Distribución de la corriente de Falla……………………………. 82

4.11 Distribución de la corriente de Falla…………………………….. 84

4.12. Protección de un generador a través de un transformador trifásico……………………………………………………………….. 88

4.13. Protección de un generador mediante una baja resistencia…….. 90

4.14. Protección diferencial de un generador, restringida a fallas a tierra…………………………………………………………………... 92

4.15. Puesta a tierra de baja impedancia mediante la conexión de un reactor en el neutro del sistema……………………………………….. 94

4.16. Red de secuencia cero equivalente……………………………… 95

xiii

4.17. Diagrama de conexiones de un transformador de puesta a tierra (zig-zag)………………………………………………………………. 97

4.18. Conexión del neutro a tierra mediante transformador zig-zag….. 98

4.19. Red de secuencia cero equivalente (Transformador zig-zag)…... 98

4.20. Impedancia adicional al Transformador zig-zag……………….. 99

4.21. Red de secuencia cero equivalente (zig-zag con impedancia adicional)……………………………………………………………… 100

4.22. Diagrama de conexión del relé de protección R1………………. 104


4.24. Diagrama de conexión de los relés de protección R3, R4 y R5… 106

4.25. Diagrama de conexión de los relés de protección R6, R7 y R8… 107


4.27. Diagrama de conexión de los relés de protección R10, R11 y R12……………………………………………………………………. 109

4.28. Diagrama de conexión del relé de protección R13……………... 110

4.29. Diagrama de conexión del relé de protección R14……………... 111

4.30. Conexión del TC3b (HKK)…………………………………….. 114

4.31. Conexión del TC2b Salida Generador 2………………………... 115

4.32. Multi-Amp SR51A……………………………………………… 116

4.33. Grafica relés de Sobrecorriente Marca ASEA tipo RXIG-21….. 119

5.1. Probador de resistencia de aislamiento automático GEN-GUARD™……………………………………………………… 128

5.2. Interruptor de Tierra Meg-alert™………………………………... 129

5.3 Dimensiones del probador GP500G1…………………………….. 129

xiv

5.4. Representación funcional simplificada de un Convertidor de Frecuencia Estático. ………………………………………………….. 132

5.5. Esquema del Convertidor de Frecuencia Estático VLT 5500……. 139

xv

RESUMEN

ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL GRUPO MOTOR-GENERADOR DE 2MVA

DE LA EMPRESA SERVIMAR.

Br. Nelson Enrique Altuve Guillen

Tutor: Prof. Pedro Omar Mora

El objetivo principal del análisis de sistemas de protecciones en industrias se basa en proporcionar la información necesaria para lograr: seguridad, confiabilidad, energía uniforme, continuidad del servicio, fácil operación, mejor mantenimiento y ahorro de energía. Al diseñarse y construirse un sistema de distribución de energía eléctrica industrial, posiblemente se calcularon y coordinaron correctamente sus dispositivos de protección, pero no hay seguridad de que aun conserven esa coordinación. A menudo las modificaciones y ampliaciones cambian las necesidades de protección. Los cambios en la potencia de entrada, en la carga de la planta y en los dispositivos de protección puede ser un indicativo de que ya no se cuenta con la protección que una vez se tuvo. El presente proyecto contempla el análisis del sistema de protecciones del laboratorio de alta tensión de la empresa SERVIMAR, ubicada en la costa oriental del lago de Maracaibo. Inicialmente se hizo un pequeño estudio del sistema actual y se verificó el estado de sus protecciones. El análisis se basó en el diseño de protecciones de puesta a tierra de los generadores teniendo en cuenta la conexión de neutro a tierra de los mismos. Además se realizó una revisión de las protecciones existentes (sobrecorriente, sobrevoltaje, sobretemperatura y sobre velocidad). Se actualizaron los planos del sistema de control y se propuso la implementación de un nuevo equipo (Convertidor de Frecuencia estático), que viene a sustituir al grupo motor-generador.

Descriptores: Cota: *

Sistemas de energía eléctrica – Protección TK1005

Energía eléctrica – Distribución A58

Análisis del sistema de protecciones del Grupo Motor-Generador de la empresa SERVIMAR

1

INTRODUCCION

Los generadores son los equipos más costosos de un sistema de potencia y a su

vez los que pueden sufrir los más variados tipos de fallas y anomalías; por esta razón,

requieren de un gran número de protecciones para detectar todas estas situaciones

potencialmente peligrosas. Los relevadores y fusibles son dispositivos que protegen

adecuadamente y aislan averías. Se seleccionan e instalan para operar con valores

correctos de corriente y por medio de una coordinación adecuada entre si. Es

necesario un estudio de sistemas para determinar estos valores y las necesidades de

coordinación.

Desafortunadamente, a veces la administración de la planta se percata de que el

sistema de protecciones necesita que se le revise, actualice o de mantenimiento solo

cuando ocurre un accidente, incendio o una interrupción grave de energía.

Un sistema debidamente protegido incluye todos los dispositivos de protección

que van desde los disyuntores principales o fusibles en la subestación de entrada de la

planta hasta los diferentes disyuntores, fusibles y relevadores del sistema de

distribución de tensión media y baja en toda la planta.

Al diseñarse y construirse un sistema de distribución de energía eléctrica en

plantas industriales, posiblemente se calcularon y coordinaron correctamente sus

dispositivos protectores, pero no hay seguridad de que aun conserven esa

coordinación. A menudo las modificaciones y ampliaciones cambian las necesidades


2

de protección. Algunos de los dispositivos protectores pueden ser incapaces de aislar

los corto circuitos probables en el sistema que se ha ampliado. Los cambios en la

potencia de entrada, en la carga de la planta y en los dispositivos protectores puede

ser una indicación de que ya no se cuenta con la protección que una vez se tuvo.

Además en un sistema que se ha ampliado puede haber protección hipersensible o

sobreprotección, por estos motivos, muchas plantas trabajan tomando en cuenta

conceptos equivocados si no es que hasta peligrosos.

Las revisiones periódicas de los ajustes de los dispositivos protectores son tan

importantes como el mantenimiento periódico del sistema de distribución para evitar

interrupciones de energía. Estas revisiones periódicas son particularmente

importantes en las plantas industriales que dependen cada vez más de un suministro

continuo de energía eléctrica. En la mayoría de los procesos industriales, aun una

pérdida momentánea de energía ocasiona considerables pérdidas de materiales y

producción. Solo mediante un análisis de coordinación del sistema y el estudio y

aplicación apropiado del mismo pueden establecerse los ajustes de los relevadores,

interruptores y fusibles para proporcionar la protección máxime al equipo así como

operar selectivamente en condiciones de falla.

El objetivo de este trabajo es realizar un análisis a los sistemas de protecciones

del laboratorio de alta tensión de la empresa SERVIMAR, y determinar a ciencia

cierta que tan eficiente es el mismo, y si cumple con las condiciones mínimas de

funcionamiento.


3

CAPITULO I

ASPECTOS PRELIMINARES

1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA EMPRESA

SERVIMAR C.A, tiene sus comienzos el 31 de Marzo de 1978, dirigida por sus

accionistas Mario B. Tomasi Ceben y Maria Toigo A. De Tomasi. En ese mismo año,

una pequeña empresa, comienza a proporcionar soluciones alternativas al suministro

de servicio eléctrico a empresas locales como ENELVEN, CADAFE y al

departamento eléctrico de la entonces SHELL, aquella formaba parte de un grupo de

empresas alrededor de electro transformadores TECA y la cual se conoció como

RETICA, siendo en aquel entonces uno de sus accionistas el Sr. Domenico Volante.

Ambas empresas se desarrollaron paralelamente, SERVIMAR dedicada cien por

ciento a las actividades de mantenimiento petrolero y RETICA netamente al sector

eléctrico.

Para el año de 1986 RETICA, se fusiona con la transnacional ASEA BROWN

BOVERI, quien eleva la capacidad de las operaciones para formar un taller de

excelencia en servicios eléctricos dirigidos a transformadores de potencia hasta 100

MVA y 13,8 KV.

Para el año de 1990, se realiza la venta de la compañía SERVIMAR al Sr.

Domenico Palmerino Volante Palombo y para febrero de 1999, la dirección de las


4

actividades del taller, es tomada por él, ya que adquiere de ABB la totalidad de las

instalaciones de la anterior RETICA y comienza un nuevo periodo con el incremento

de las operaciones y la administración, desde una misma plataforma, donde Servicios

Mario, C.A, ahora se encuentra desarrollando nuevas y antiguas actividades (

mantenimiento, servicios y construcción), desde sus instalaciones en la carretera “N”

parque industrial, galpones 5 y 6, Ciudad Ojeda, Estado Zulia. Teniendo un nuevo

enfoque que da pie a incorporar nuevas actividades, equipos y recursos como son los

servicios de campo, suministro de personal y alquiler de equipo especializado.

SERVIMAR representa al espíritu de una empresa pujante, abierta a sus clientes

y dedicada a las prestaciones de toda clase de servicios generales, construcción de

obras civiles y eléctricas.

Todos nuestros trabajos, a lo largo de estos 26 años, han sido evaluados,

calculados y desarrollados por personal Venezolano, formando especialistas con

muchos años de experiencia y entrenamiento, desarrollando un conocimiento

tecnológico propio, que ha trascendido hacia nuestros clientes y nuestra competencia,

otorgándonos un nombre y prestigio a la hora de hablar de servicios eléctricos. Todos

estos trabajos realizados con contratos terminados en los últimos cinco años en

empresas tales como: ENELBAR, ENELVEN, ENELCO, CADELA, EDELCA,

ALCASA, PDVSA, ELECENTRO, ELEOCCIDENTE.


5

1.1.1. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE SERVIMAR, C.A.


6

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Los transformadores eléctricos se someten a ensayos en los laboratorios de

pruebas con el fin de comprobar la capacidad para soportar los esfuerzos a que se

verán sometidos una vez puestos en servicio, y también para verificar la

correspondencia de las características del transformador con respecto a los datos de

diseño. Estas pruebas se rigen a través de la norma COVENIN 536-85.

La empresa SERVIMAR ubicada en la Costa Oriental del Lago realiza pruebas a

transformadores eléctricos de hasta 100 MVA en 13.8 KV mediante un laboratorio

de alta tensión constituido por dos grupos Motor-generador de 2 MVA y 1.7 MVA

respectivamente. El grupo de 2 MVA sufrió daños debido a la falta de protecciones

en el sistema o ineficacia de las protecciones existentes, esto obliga a efectuar una

reconstrucción total del motor y el generador.

En este sentido el propósito principal del presente proyecto de grado se basa en

la actualización del sistema de protecciones de los grupos Motor-Generador que evite

que fallas similares vuelvan a ocurrir y detectar la falla que ocasiono el daño al

sistema.

1.3. OBJETIVO GENERAL

Analizar los planos de control para determinar la correcta operación del sistema

y a su vez diseñar nuevos esquemas de protecciones para aislamiento y temperatura

de los grupos Motor-Generador de la empresa SERVIMAR.


7

1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Actualizar los planos de control del grupo.

Diseñar un nuevo sistema de protección que mida resistencia de aislamiento e

impida que se energice el grupo si el aislamiento es bajo.

Diseñar un sistema de detección de sobre temperatura en los devanados.

Diseñar un sistema de detección de sobre temperatura en los cojinetes.

Revisión del sistema de protección diferencial, de sobre tensión, de sobre

corriente y de fallas a tierra del grupo.

1.5. JUSTIFICACIÓN

Las maquinas eléctricas suponen uno de los accionamientos más importantes en

la industria. En muchos casos, la causa de una parada de un proceso industrial es un

simple motor. Producciones de muy alto costo y máquinas de gran valor quedan

totalmente paralizadas suponiendo un gran gasto, incluso más elevado que el costo

del rebobinado del motor. La experiencia nos demuestra que la protección de motores

y generadores continúa siendo un problema, dado el alto número de averías que se

producen a diario.

En más del 60 % de los casos los fallos se deben a causas que producen un

excesivo calor en los bobinados que pueden ser detectadas y prevenidas midiendo y

analizando las intensidades absorbidas por la maquina o vigilando el límite de

temperatura de sus bobinados, un exceso de temperatura de 10º C supone una

reducción de la vida útil de la maquina a la mitad.


8

La protección de los sistemas eléctricos, es uno de los aspectos esenciales que

deben ser considerados en el diseño y operación de las instalaciones eléctricas

industriales, de esta forma la empresa obtendrá un sistema de protección que

permitirá detectar y aislar rápidamente la parte afectada del sistema, ya sea que ocurra

en cortocircuito, o bien, en otra condición anormal que pueda producir daño a la parte

afectada o a la carga que alimenta el grupo.


9

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

Las condiciones de operación anormales contra las que se deben proteger los

sistemas eléctricos son el cortocircuito y las sobrecargas.

El Cortocircuito se puede definir como una corriente que se encuentra fuera de

sus rangos normales. Algunos cortocircuitos no son mayores que las corrientes de

carga, mientras que otros pueden ser muchas veces más los valores de la corriente

normal. Un cortocircuito se puede originar de distintas maneras, por ejemplo, la

vibración del equipo puede producir en algunas partes perdidas de aislamiento, de

manera que los conductores queden expuestos a contacto entre si o a tierra. Otro caso

puede ser el de los aisladores que pueden estar excesivamente sucios por efecto de la

contaminación, y en presencia de lluvia o llovizna ligera, puede producir el flameo

del conductor a la estructura (tierra), cualquiera que sea la causa; los cortocircuitos

son por lo general el resultado de una ruptura dieléctrica del aislamiento, esta ruptura

se puede presentar ya sea que el aislamiento sea hule, madera, cinta de lino barnizada,

o bien, una distancia en aire.

Las Sobrecargas se definen como corrientes que son mayores que el flujo de

corriente normal, están confinadas a la trayectoria normal de circulación de corriente


10

y pueden causar sobrecalentamiento del conductor si se permite que continuara

circulando. En general, una sobrecorriente que no excede de cinco a seis veces la

corriente normal, cae dentro de la clasificación de una sobrecarga, aun cuando

pudiera ser un cortocircuito y ser visto por el dispositivo de protección como una

sobrecarga.

La coordinación, es la selección o ajuste, o ambas cosas, de los dispositivos de

protección, para aislar la parte afectada del sistema cuando ocurre alguna

anormalidad. Este aspecto se debe considerar en cualquier sistema eléctrico bien

diseñado.

Es importante que a partir del servicio, o bien, de las características de las cargas

por alimentar, la información requerida en principio sea la siguiente:

El plano de la planta, mostrando las obras adyacentes.

El punto de entrega o suministro de energía eléctrica por la compañía

suministradora.

Naturaleza de la carga conectada y voltajes de utilización.

Valor del cortocircuito en el punto de suministro.

Forma de conexión a tierra de los neutros.

Diagrama unifilar que contenga la siguiente información:

• Fuentes de alimentación

• Tamaño, tipo, ampacidad y número de todos los conductores.


11

• Capacidad, voltajes, impedancias, conexión de devanados y conexión

a tierra de los mismos.

• Identificación y cantidad de dispositivos de protección.

• Transformadores de instrumentos.

Toda esta información, debe permitir realizar los siguientes estudios:

Cortocircuito. Calculo de la corriente y/o potencia del cortocircuito en todas

las barras del sistema y las contribuciones en los elementos.

Protección. Diseñar los sistemas de protección requeridos, que deben ser

considerados como una parte integral de diseño total del sistema.

2.1.1. Estudio de Cortocircuito

El calculo de las corrientes de cortocircuito, es esencial para le selección de la

capacidad adecuada del equipo de protección y los dispositivos de interrupción. En

los estudios de protección, también es básico para la coordinación de protecciones.

Los procedimientos de cálculo de cortocircuito son generales, ya que por un lado el

fenómeno es el mismo y, por el otro, la metodología no difiere en forma importante

entre un sistema eléctrico de potencia clásico y un sistema de potencia de tipo

industrial.

Los sistemas eléctricos de potencia en plantas industriales, se diseñan para

alimentar las cargas en una forma segura y confiable. Uno de los aspectos a los que se

le pone mayor atención en el diseño de los sistemas de potencia, es el control

adecuado de los cortocircuitos o de las fallas, como se le conoce comúnmente, ya que


12

estas pueden producir interrupciones de servicio con la consecuente perdida de

tiempo, la interrupción de facilidades importantes o servicios vitales y, desde luego,

el riesgo de daño a personas, equipos e instalaciones.

El máximo valor de la corriente de cortocircuito esta directamente relacionado al

tamaño y capacidad de la fuente de potencia, y es independiente de la corriente de

carga del circuito protegido por el dispositivo de protección. Entre mayor es la

capacidad de cortocircuito de la fuente de potencia, mayor es la corriente de

cortocircuito.

Cuando se hace un estudio para determinar la magnitud de las corrientes de

cortocircuito, es muy importante que se consideren todas las fuentes de cortocircuito

y que las características de las impedancias de estas fuentes sean conocidas.

2.1.2. Obtención de los Valores de impedancias de las componentes del Sistema

Para los estudios de cortocircuito, en la elaboración de diagramas de impedancias

es necesario representar los valores de las impedancias o reactancias de los elementos

del sistema; algunos de estos valores se obtienen directamente de datos de placas de

cada componente, y otros se obtienen a través de algunos cálculos y consideraciones.

En esta parte, se hará referencia a estos criterios.

Transformadores. La reactancia o impedancia de los transformadores se

expresa comúnmente en porciento (%Zr) referida a la potencia nominal del

transformador en KVA. Este valor de impedancia, usualmente se expresa a la

capacidad del transformador (en KVA) a la capacidad de autoenfriamiento.


13

Maquina Rotatorias. La impedancia de una maquina rotatoria, consiste en

principio de una reactancia que no es un valor simple, como es el caso de la

impedancia de los transformadores, ya que para las maquinas, es un valor complejo y

variable con el tiempo.

Si se aplica un cortocircuito trifásico a los terminales del generador, se observa,

cuando se toma un oscilograma, que se inicia con un valor alto y decae a un valor de

estado estacionario, después de algún tiempo que se ha iniciado el cortocircuito. Con

el propósito de simplificar, se consideran tres valores de reactancias para generadores

y motores en el cálculo de cortocircuito en tiempo específico. Estos valores se

conocen como:

a. Reactancia subtransitoria (X”d): Es la reactancia aparente del devanado del

estator en el instante en que ocurre el cortocircuito y determina el valor de la

corriente que circula durante los primeros pocos ciclos después de la falla.

b. Reactancia Transitoria (X´d): Esta reactancia determina la corriente que

sigue al periodo cuando la reactancia subtransitoria decae. La reactancia

transitoria es efectiva después de uno y medio ciclos, esto, dependiendo del

diseño de la maquina.

c. Reactancia Sincrónica: Es la que determina la corriente que circula cuando

se llega a la condición de estado permanente. No es efectiva hasta después de

varios segundos de que ocurre el cortocircuito.


14

En la figura 2.1. se puede observa como varia la reactancia en función del tiempo

Figura 2.1. Forma de oscilograma para una corriente de cortocircuito

simétrica.

En las siguientes tablas se ilustran los valores de reactancias típicos para

maquinas sincrónicas (tabla 2.1) y transformadores de subestaciones (tabla 2.2).

Tabla 2.1 Datos de Reactancia de Maquina Síncronas

X”d X´d

Rango Medio Rango Medio

A) GENERADORES.

1. Tuborgeneradores de rotor liso.

2 Polos 625-9375 KVA

2 Polos 12500 KVA o mayores

4 Polos 12500 KVA o mayores

6-13

8-12

10-17

9

10

14

No se usa en los

cálculos de

cortocircuito


15

X´´d X´d

Rango Medio Rango Medio

2. Generador de polos salientes (sin devanado de amortiguamiento)

12 Polos o menos

14 Polos o mas

15-35

25-45

25

35

No se usa en

cortocircuito

3. Generador de polos salientes (con devanado de amortiguamiento)

12 Polos o menos

14 polos o mas

10-25

18-40

18

24

No se usa en

cortocircuito

B) Condensadores Síncronos 9-38 24

C) Motores Síncronos

4 Polos

8-14 Polos

7-16

11-22

10

15

10-22

17-36

15

24

Tabla 2.2. Datos para transformadores de subestaciones Integrales y

Unitarias.

TIPO SECO EN ACEITE

440 V 2400 - 4800 V 6,9 – 15 KV 2400 – 1500 V KVA

%Z X/R %Z X/R %Z X/R %Z X/R

75 3 0.83 6.2 2.15

112.5 4.6 1.63 4.5 1.77 6.1 1.93

150 5.5 2.08 4.2 1.95 5.3 2.33


16

TIPO SECO EN ACEITE

440 V 2400 – 4800 V 6,9 – 15 KV 2400 – 1500 V KVA

%Z X/R %Z X/R %Z X/R %Z X/R

225 5.9 4.58 4.6 1.75 6.1 2.4 2.0 2.5

300 4.9 2.5 5.2 3.57 6.0 3.22 4.5 3.0

500 4.1 3.69 5.3 4.33 6.4 4.43 4.5 3.5

2400 – 15000 V

%Z X/R

750 5.2 2.88 5.75 5.0 5.75 4.0

1000 4.7 3.46 5.75 3.7 5.75 4.75

1500 5.75 6.5 5.75 5.5

2000 5.75 7.2 5.75 9.0

2500 5.75 7.5 5.79 6.0

2.2. SISTEMAS DE PUESTAS A TIERRA

En los sistemas eléctricos, por distintas causas se presentan sobretensiones, que

pueden producir colapsos del aislamiento y en consecuencia daños y/o pérdida del

servicio.

La aislación debe ser elegida económicamente, sobredimensionarla implica

aumentos de tamaño, y peso de los cables y equipos, aumento de la resistencia al flujo

de calor (en consecuencia disminución de las densidades de corrientes y del


17

aprovechamiento), factores que se reflejan todos en mayores costos. Por otra parte, la

aislación debe estar dimensionada para soportar las solicitaciones que efectivamente

se presentarán; un ulterior sobre-dimensionamiento no implica beneficio alguno.

Las sobretensiones que se presentan dependen de factores externos,

características de componentes, y de características de diseño de la red. El problema

debe ser correctamente planteado desde el comienzo del diseño, en forma tal de

lograr que las sobretensiones sean mínimas, evitando configuraciones de la red que

puedan causar sobretensiones, eligiendo componentes adecuados por sus parámetros

y formas de operación, previendo y proyectando las protecciones oportunas.

Uno de los factores que más influye en la magnitud de las sobretensiones es la

conexión a tierra del centro de estrella del sistema, a medida que la impedancia de

tierra disminuye se reduce el valor de las sobretensiones que se pueden presentar.

Pero a su vez la reducción de la impedancia de tierra aumenta las corrientes de

falla monofásicas, es así que la elección del sistema de puesta a tierra de la red es un

compromiso entre condiciones de aislación y corrientes de cortocircuito aceptables.

La amplitud de las sobretensiones está especialmente ligada a la conexión más o

menos efectiva del neutro del sistema a tierra.

Si el sistema está aislado de tierra, en general las tensiones son elevadas ya que

no existe posibilidad de descarga de las capacitancias de secuencia cero, en estos

casos se pueden alcanzar tensiones elevadas por causas estáticas.

En casos de neutro aislado también los contactos con circuitos de tensión

superior son muy peligrosos ya que no implican falla del sistema de tensión superior,


18

y su desconexión. Las sobretensiones de origen interno están ligadas a la tensión

nominal del sistema a través de algún coeficiente que depende de la puesta a tierra.

2.2.1. Puesta a Tierra del Neutro

La aislación del neutro de la red, o su conexión a tierra directa, o por medio de

una impedancia (resistencia o reactancia) o con una bobina resonante, constituye una

cuestión que debe ser examinada bajo distintos puntos de vista, y que permite llegar a

distintas soluciones según el criterio que se fije.

Cuando en un sistema trifásico se produce una falla a tierra de una fase, se

presentan tensiones y corrientes de falla que para su estudio se descomponen en

componentes simétricas.

En los sistemas con neutro aislado, el potencial de los distintos puntos del

sistema respecto de tierra no está definido. El sistema está conectado a tierra a través

de capacidades, sin embargo se denomina sistema con neutro aislado, ya que no tiene

una conexión a tierra intencional. En un sistema con neutro aislado, la aparición de

una falla no afecta la operación pero pone al sistema en una condición muy riesgosa

ya que la segunda falla creará una condición de cortocircuito bifásico, con corriente

de falla elevada y que puede afectar distintas líneas. El tiempo de funcionamiento de

un sistema con neutro aislado en condiciones de falla debe ser limitado, para

minimizar riesgos.

La corriente de falla está limitada por las impedancias de las capacidades

equivalentes, y eventualmente la resistencia de la falla, esta corriente es


19

independiente (prácticamente) del punto en que ocurre la falla. El punto de falla, si

está conectado a tierra a través de cierta resistencia, asume una tensión que no debe

alcanzar valores peligrosos es importante entonces que las conexiones a tierra sean de

baja impedancia y seguras para que no presenten peligro.

En la práctica las desventajas de los sistemas con neutro aislado son tales, que

sólo se utilizan en redes de distribución de pequeña magnitud.

Se puede lograr una buena detección de la falla aún con corrientes relativamente

pequeñas, del orden de las corrientes normales y aún menos (10 - 50 A). Esta

situación se consigue con una resistencia de puesta a tierra, o un transformador

conectado entre el centro de estrella y la tierra, y con una resistencia en el secundario.

La corriente de falla puede limitarse menos del 25 % de la falla trifásica.

En tensiones medias no existen casi ventajas económicas en la aislación (solo se

tienen para los descargadores) y en consecuencia se prefiere limitar las corrientes de

falla, manteniéndolas suficientemente elevadas para lograr una buena coordinación de

las protecciones, y en general se hacen instalaciones con resistores de puesta a tierra,

mientras que en bajas tensiones las dificultades de detección de fallas homopolares,

hacen que sean necesarias corrientes de falla en la fases de valor elevado, entonces la

puesta a tierra del sistema nuevamente se hace rígida.


20

2.3. DISPOSITIVOS PARA LA PROTECCIÓN DE SISTEMAS

2.3.1. Dispositivos de Protección contra Sobrecorrientes

Los dispositivos de protección contra sobrecorriente son los elementos que han

sido contemplados para proteger los sistemas eléctricos de los daños por sobrecarga y

corrientes de cortocircuito. Por esta razón, es obvio que estos dispositivos representan

una función extremadamente importante. De aquí que una definición de la protección

contra sobrecorriente sea la siguiente: “la protección contra sobrecorriente para

conductores y equipos se proporciona con el propósito de interrumpir el circuito

eléctrico, si la corriente alcanza un valor que pudiera causar una temperatura excesiva

y peligrosa en el conductor o su aislamiento”.

De aquí que casi todos los circuitos eléctricos deban tener protección contra

sobrecorriente en alguna forma; solo en algunos casos, muy raros, se diseñan los

circuitos sin protección por sobrecorriente.

Los dispositivos de protección contra sobrecorriente, deben cumplir con los

siguientes requerimientos generales:

a). Ser completamente automáticos.

b). Transportar la corriente normal sin interrupción.

c). Interrumpir inmediatamente las Sobrecorrientes.

d). Ser fácilmente reemplazables o reestablecidos.

e). Ser seguros bajo condiciones normales y de sobrecorriente.


21

Para reunir los requerimientos para la protección contra cortocircuito, deben

cumplir totalmente con las siguientes especificaciones básicas:

Debe ser capaz de cerrar en forma segura sobre cualquier valor de corriente

de carga o corriente de cortocircuito, dentro del rango de capacidad

momentánea del dispositivo.

Debe ser seguro para abrir cualquier corriente que pueda circular dentro del

rango de interrupción del dispositivo.

Debe interrumpir automáticamente un flujo anormal de corriente dentro de su

capacidad interruptiva.

Existen básicamente dos dispositivos fundamentales que se usan en forma

común para cumplir con las funciones de protección, estos son:

1. Los Interruptores.

2. Los fusibles.

2.4. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO

Se denominan transformadores de instrumentos o de medición, a los que se

emplean para alimentar circuitos que tienen instrumentos de medición y/o protección,

el uso de estos transformadores se hace necesario en las redes de alta tensión en

donde se requiere reducir los valores de voltaje y corriente a cantidades admisibles

para los instrumentos, ya sea por razones de seguridad o por comodidad.

Los propósitos específicos para los que sirven los transformadores de

instrumento son, entre otros, los siguientes:


22

a) Aísla los instrumentos de medición y protección del circuito primario o de

alta tensión, permitiendo así medir altos voltajes y altas corrientes con

instrumentos de bajo alcance.

b) Dar mayor seguridad al personal, al no tener contacto con partes en alta

tensión.

c) Permite la normalización de las características de operación de los

instrumentos.

Existen básicamente dos tipos de transformadores de instrumentos: los

transformadores de potencial (TP) que reducen el voltaje y los transformadores de

corrientes (TC) que reducen la corriente, conectados en paralelo y en serie,

respectivamente.

2.4.1. Transformadores de Corriente

Los transformadores de corriente se pueden dividir, de acuerdo a su uso, en dos

grandes grupos:

Transformadores de corriente para mediciones

Transformadores de corriente para protecciones

Los transformadores de corriente para mediciones deben transformar con gran

exactitud la corriente primaria de carga. Esta corriente puede variar desde un pequeño

porcentaje de la corriente nominal, cuando la carga es baja, hasta un valor algo

superior a la corriente nominal, cuando el circuito primario esta ligeramente

sobrecargado. Cuando se presenta un cortocircuito no tiene ninguna importancia que


23

un transformador de corriente para mediciones reproduzca con exactitud o con error

la corriente, puesto que un cortocircuito es de muy corta duración y no va a afectar la

lectura de los aparatos conectados al transformador. Por el contrario, un

transformador de corriente para protecciones debe reproducir con exactitud no solo la

corriente de carga sino también la corriente de cortocircuito, que normalmente tiene

valores muy elevados, para que los relés de protecci6n puedan operar correctamente.

Se puede ver entonces que existe una gran diferencia entre los dos grupos de

transformadores y que cada grupo debe tener sus características propias.

En al figura 2.2. se muestra el circuito equivalente simplificado de un

transformador de corriente.

Figura 2.2. Circuito equivalente simplificado de un transformador de

corriente

En la figura 2.2:

Ip = corriente primaria

Ips = corriente primaria referida al secundario


24

Is = corriente secundaria

Ies = corriente de excitación

Zs´ = impedancia secundaria del transformador

Xms = reactancia de la rama magnetizante

Zc = impedancia de los cables de conexión

Zb = impedancia de la carga conectada al transformador

Es = tensión secundaria inducida

Vs = voltaje secundario en los terminales del transformador

Utilizando el circuito equivalente simplificado se puede construir el diagrama

fasorial del transformador que se muestra en la figura 2.3.

Figura 2.3. Diagrama fasorial de un transformador de corriente

Del diagrama fasorial se puede ver claramente que la corriente secundaria Is es

diferente a la corriente ideal Ips, es decir, existe un error en la corriente secundaria.

Este error no es solo en magnitud sino también en ángulo.


25

2.4.1.1.Transformador de Corriente para Mediciones

En la práctica al conocerse los errores máximos de los transformadores, se puede

escoger para una aplicación un transformador cuyo error se pueda despreciar. Por

ejemplo, si en una aplicación determinada el error máximo en corriente no debe

exceder del 2% será necesario escoger un transformador con error menor del 2%.

Existen varios métodos o normas para expresar el error de los transformadores de

corrientes para mediciones. En general, estos métodos dependen del país donde haya

sido construido el transformador. A continuación se estudiara el método según

normas BS 3938 (Inglaterra), por ser los transformadores objeto del estudio de

fabricación Europea.

Normas BS 3938, para Transformadores de Corriente para Mediciones

Estas normas son iguales a las normas IEC-185 en lo concerniente a clases de

exactitud y limites de error. En las normas BS 3938 (o IEC-185) se define un error

de corriente o de relación de la siguiente manera:

100*Ip

IpIs*NpNs

ε−

= [2.1.]

La clase de un transformador es igual al error de corriente máximo permisible

cuando la corriente es nominal. En las tablas 2.3. y 2.4. se especifican los límites de

error para cada una de las clases.


26

Tabla 2.3. Limites de error de los Transformadores de Corriente para

Mediciones

Error de I (%) para el rango de

corriente especificado abajo

Error de φ (min.) para el rango de

corriente especificado abajo

CLASE

I>10%In a

I<20%In

I ≥20% In

a I<100%In

I≥100%In

a I<120%In

I>10%Ina

I<20%In

I ≥20% In

a I<100%In

I≥100%In

a I<120%In

0.1 0.25 0.2 0.1 10 8 5

0.2 0.5 0.35 0.2 20 15 10

0.5 1 0.75 0.5 60 45 30

1 2 1.5 1 120 90 60

Tabla 2.4. Limite de error de los Transformadores de Corriente para

Mediciones

Error de I (%) para el porcentaje de la

corriente nominal indicado abajo CLASE

50

120

3 3 3

5 5 5

Además de la clase de un transformador es necesario conocer la carga secundaria

(burden) nominal. Las cargas secundarias normalizadas son 2.5 VA, 5 VA, 7.5 VA,


27

10 VA, 15 VA y 30 VA. Cuando se especifica un transformador primero se da la

carga nominal y luego la clase, por ejemplo, 15 VA clase 0.5.

Para las clases 0.1 a 1 los limites de error de la tabla 2.3. no deben excederse

cuando la carga secundaria tiene cualquier valor comprendido entre el 25% y el 100%

de su valor nominal.

Para las clases 3 y 5 los limites de error de la tabla 2.4. no deben excederse

cuando la carga secundaria tiene cualquier valor comprendido entre el 50% y el 100%

de la carga nominal.

2.4.1.2. Transformador de Corriente para Protecciones

Los transformadores de corriente para protecciones deben mantener una

precisión razonable para corrientes de cortocircuito elevadas. Las normas IEC y las

normas BS definen el factor límite de precisión como el valor máximo de la corriente

primaria (en múltiplos de la corriente primaria nominal) para el cual el transformador

no excede un error determinado. Los factores límites de precisión normalizados son

5, 10, 15, 20 y 30.

En general, un transformador de corriente para protecciones conserva su

exactitud si no se satura. Cuando un transformador se satura su flujo se hace

constante y su tensión inducida, es, se hace cero (dφ/dt=0) lo cual hace que la

corriente secundaria, is trate de hacerse cero (es=is*Rs+Ls*dis/dt). La corriente is no

se hace cero tan pronto el transformador se satura debido a la inductancia del

secundario.


28

Normas IEC-185 o BS 3938 para transformadores de corrientes de

Protecciones

Las normas IEC y BS establecen que el error de un transformador no se excede si

la corriente primaria (en múltiplos de la corriente nominal) no excede el factor límite

de precisión y la carga conectada al transformador no excede la carga nominal.

En estas normas se definen dos clases de transformadores para protecciones. Clase 5P

y Clase 10P. La clase es una medida del error según se puede ver en la tabla 2.5. La

letra P es para indicar “Protección”.

Tabla 2.5. Limites de error de los Transformadores de Corriente para

Protecciones

CLASE

Limite del error de

I para una

corriente primaria

nominal, ε

Limite del error en

φ para una

corriente primaria

nominal

Limite del error

compuesto para

una corriente igual

al factor limite de

precisión, εc

5P ± 1% ± 60´ 5%

10P ± 3% ± 60´ 10%

Además de la clase del transformador es necesario especificar la carga

secundaria nominal y el factor limite de precisión. Por ejemplo, un transformador se

puede definir como 10VA, clase 10P15. Esto significa que la carga nominal es de 10

VA, la clase es 10P y el factor limite de precisión es 15.


29

Las cargas secundarias normalizadas son 2.5 VA, 5 VA, 7.5 VA, 10 VA, 15 VA

y 30 VA.

Los factores límites de precisión normalizados son 5, 10, 15, 20 y 30.

2.4.2. Transformadores de Potencial

Los transformadores de voltaje se pueden clasificar en dos grupos principales:

a) Transformadores electromagnéticos, los cuales a su vez pueden subdividirse

en transformadores convencionales, con un solo núcleo por fase, y

transformadores en cascada, con varios núcleos por fase. Para simplificar, el

transformador convencional se designa simplemente transformador de voltaje,

sin agregarle mas calificativos.

b) Divisores de tensión capacitivos, también llamados transformadores

capacitivos.

En la figura 2.4. se muestra el circuito equivalente simplificado de un

transformador de voltaje.

Figura 2.4. Circuito equivalente simplificado de un transformador de voltaje.


30

Donde:

Ip, Is = corriente primaria y secundaria, respectivamente.

Ies = corriente de magnetización y de perdida en el hierro, referida al secundario.

Ips = corriente primaria referida al secundario de un transformador ideal.

Vp, Vs = voltajes en el primario y secundario, respectivamente.

Vps = voltaje secundario de un transformador ideal.

Rfes = resistencia de perdidas en el hierro, referida al secundario.

Xms = reactancia de magnetización, referida al secundario.

Rts = resistencia serie total, referida al secundario.

Xts = reactancia serie total de dispersión, referida al secundario.

Utilizando el circuito equivalente simplificado se puede construir el diagrama

fasorial del transformador que se muestra en la figura 2.5.

Figura 2.5. Diagrama fasorial simplificado de un transformador de voltaje.

Del diagrama fasorial de la figura 2.5. es evidente que los voltajes Vps y Vs no

son iguales en magnitud ni están en fase, al contrario de lo que ocurre en un

transformador ideal. Por consiguiente, el voltaje secundario no es exactamente una


31

replica fiel del voltaje primario. El ángulo γ representa un error en ángulo y la

diferencia en los módulos de Vps y Vs es una medida del error en la relación de

transformación. Es necesario tener presente que el diagrama fasorial de la figura 2.4.

se obtuvo a partir de un circuito aproximado. Si se desean cálculos extremadamente

precisos, se debe utilizar el circuito completo; sin embargo, en las protecciones no se

necesitan cálculos tan exactos, y el circuito de la figura 2.4. junto con su diagrama

fasorial de la figura 2.5. son más que suficientes.

Normas IEC 60186

En estas normas el error en magnitud se define entre el voltaje primario, obtenido

a partir de una medición de voltaje secundario, y el voltaje primario verdadero. Este

error representa la clase del transformador.

%100*

−=

p

psn

VVVK

ε [2.2.]

Las cargas normalizadas, con un factor de potencia de 0,8 en atraso, tienen los

siguientes valores, en VA: 10-15-25-30-50-75-100-150-200-300-400-500

Los valores en negrita son valores preferidos.

Los errores máximos permitidos, de acuerdo a la clase del transformador, se

indican en la tabla 2.6. Estos errores no deben ser excedidos para cualquier voltaje

comprendido entre el 80% y el 120% del voltaje nominal y para cualquier carga

secundaria comprendida entre 25% y el 1005 de la carga nominal, con un factor de


32

potencia de 0,8 en atraso. Los factores de Sobretensión normalizados son 1.2, 1.5 y

1.9

Tabla 2.6. Limite de error de transformadores de Voltaje

CLASE Error en magnitud, ε, % Error en ángulo, minutos

0,1 ± 0,1 ± 5

0,2 ± 0,2 ± 10

0,5 ± 0,5 ± 20

1,0 ± 1,0 ± 40

3,0 ± 3,0 No se especifica

2.4.2.1. Transformadores de Voltaje para Protecciones

La clase de estos transformadores se designa mediante un numero seguido de la

letra P. el numero representa el error máximo en magnitud y la letra P indica que es

un transformador para protecciones. Los errores máximos permitidos, indicados en la

tabla 2.7., no deben ser excedidos para cualquier voltaje comprendido entre el 5% del

voltaje nominal y la tensión nominal multiplicada por el factor de Sobretensión, y

para cualquier carga secundaria comprendida entre el 25% y el 100% de la carga

secundaria nominal, con un factor de potencia 0,8 en atraso. Los factores de

Sobretensión normalizados son 1.2, 1.5 y 1.9, para voltajes menores del 5% se debe

llegar a un acuerdo entre el fabricante y el usuario, en cuanto al error se refiere.


33

Tabla 2.7. Limites de error para Transformadores de Voltaje para

protecciones

CLASE Error en magnitud, % Error en ángulo, minutos

3P ± 3,0 ± 120

6P ± 6,0 ± 240

Debido a la diversidad de voltajes secundarios normalizados en los países

productores de transformadores de voltajes, la norma IEC permite los siguientes

voltajes normalizados: 100 – 110 – 115 – 120

100/√3 - 110/√3 - 115/√3 - 120/√3

La primera fila de valores corresponde al voltaje secundario de transformadores

monofásicos, o al voltaje secundario de línea de transformadores conectados en

estrella. La segunda fila corresponde al voltaje de fase de transformadores conectados

en estrella

2.5. RELEVADORES DE PROTECCIÓN

Un relevador de protección, es un dispositivo que se puede energizar por una

señal de voltaje, una señal de corriente o por ambas. Cuando es energizado, opera

para indicar o aislar las condiciones anormales de operación. Básicamente un

relevador de protección, consiste de un elemento de operación y de un conjunto de

contactos; el elemento de operación toma la señal de dispositivos sensores en el

sistema, tales como los transformadores de potencial o de corriente, o ambos en

algunos casos.


34

Cuando el relevador opera, puede actuar sobre una señal, o bien, completar un

circuito para disparar un interruptor, el cual a su vez aísla la sección del sistema que

tiene problemas. Los relevadores se fabrican en cualquiera de los siguientes tipos

básicos:

Electromecánicos.

Estáticos.

De microprocesadores.

Esta clasificación se refiere a su tipo constructivo y principio de operación. Los

del tipo electromecánicos son los mas antiguos y su uso es cada vez mas restringido

en los sistemas eléctricos de potencia, aun cuando son aplicables en las instalaciones

eléctricas industriales con ciertas ventajas.

En esta sección hablaremos solo del tipo electromecánico, por ser los utilizados en

el estudio de este proyecto.

2.5.1. Relevador Electromecánico

El relevador electromecánico en su concepto más elemental, consiste de un

elemento de operación y un grupo de contactos. El elemento de operación en si,

determina la forma constructiva, que puede ser, en el caso de los relevadores

electromecánicos, de cualquiera de los tipos siguientes:

Atracción de núcleo.

Armadura con bisagra.

Disco inducción.


35

Copa inducción.

2.5.1.1. Relevador de atracción electromagnética

En los relés de atracción la fuerza viene dada por la expresión:

2I2K21KFe == φ [2.3.]

donde,

K1, K2 = constantes

φ= flujo magnético en weber

El flujo a su vez puede calcularse por la expresión:

aI

µoANI=φ [2.4.]

donde,

A = área atravesada por el flujo

µo = permeabilidad magnética del aire

N = numero de espiras en la bobina

I = corriente

Ia = longitud del entrehierro

La fuerza total en la armadura es el resultado de la fuerza electromagnética y la

fuerza opositora, representada esta ultima por la acción del resorte y el peso mismo de

la armadura.

3K2I2K3K21KF −=−= φ [2.5.]


36

La armadura se mueve (es decir, el relé opera) cuando la fuerza electromagnética

es mayor que la fuerza opositora o resistente. El punto crítico se obtiene cuando la

fuerza neta se hace cero, definiéndose así la corriente mínima de operación o

corriente de arranque, Iarr

03K2arrI2KF =−= [2.6.]

4K2K3K

arrI == [2.7]

La curva característica de operación de estos relés tiene la forma mostrada en la

figura 2.5.

De acuerdo a las ecuaciones 2.4. y 2.5 la corriente de arranque se puede variar

cambiando el número de espiras N, cambiando la longitud del entrehierro y

cambiando la fuerza resistente (fuerza del resorte).

Los relés de atracción pertenecen a una clase de relés denominados instantáneos.

Se denominas así por que operan en un tiempo muy breve y sin ningún tiempo

intencional de retardo. Cuando la corriente de operación supera una tres veces la de

arranque, el relé opera prácticamente en el mismo tiempo (t1 en la figura 2.6.),

independientemente de la magnitud de la corriente; estos es debido a la saturación del

material ferromagnético.


37

Figura 2.6. Curva de operación de un relé de atracción.

Los relés que operan cuando la corriente excede un mínimo se denominan relés

de sobrecorriente, siendo este un uso común de los relés de atracción. Los relés de

atracción se pueden utilizar también como relés de sobrevoltaje y como relés de bajo

voltaje, ya que la expresión de la fuerza electromagnética (ecuación 2.3) se puede

sustituir I por V, por ser la corriente proporcional al voltaje.

3K25KFe −= V [2.8.]

cuando la fuerza se hace cero se tiene:

6K5K3K

arrV == [2.9]

donde,

Varr = Voltaje de arranque

Si el voltaje que se aplica al relé es mayor que el voltaje de arranque (K5V2 >

K3), el relé opera, es decir, cierra sus contactos a y abre sus contactos b. Si el voltaje


38

que se aplica al relé es menor que el de arranque (K5V2 < K3), el relé permanece

desnergizado, o se repone si estaba energizado y el voltaje es inferior al de

reposición; al reponerse cierra sus contactos b y abre sus contactos a. como para darle

una orden de apertura a un interruptor hay que energizar un contactor de disparo

(mediante el cierre de uno de sus contactos), es usual que los relés de Sobretensión

tengan contactos a y los de Subtensión contactos b.

En un relé de Sobretensión, en condiciones normales de operación, el voltaje aplicado

es inferior al de arranque y el relé esta desnergizado; en cambio, en un relé de

Subtensión, en condiciones normales, el voltaje aplicado es superior al de arranque y

el relé esta energizado. El relé de Sobretensión envía una orden al interruptor cuando

se activa, mientras que el relé de Subtensión envía la orden al interruptor cuando se

desactiva o desnergiza.


39

CAPITULO III

ANÁLISIS DE LA SITUACION ACTUAL

3.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

El convertidor de frecuencia de la empresa SERVIMAR consta de dos grupos

motor-generador. Cada grupo consiste en un motor DC y un generador CA, montados

juntos en un plato común y acoplados mediante un cinturón de caucho. Los motores

DC son idénticos entre sí, y por consiguiente es posible intercambiarlos.

El sistema de alimentación para los convertidores consiste de un conjunto de

Tiristores Principales y un campo de excitación para los motores DC. Se puede

escoger el motor a utilizar cambiando manualmente dos barras ubicadas dentro del

cajón. Este sistema que controla los motores se denomina FIAB en la figura 3.1.

Para los generadores hay dos juegos de Tiristores montados juntos en un cajón,

donde se escoge el generador a utilizar mediante un interruptor ubicado en la parte

frontal de la puerta. También se encuentran ubicados dispositivos para conectar con el

Tiristor principal (FIAB). Este sistema se denomina AROS en la figura 3.1.

Se dispone de un tablero de mando a control remoto, integrado principalmente

por un controlador lógico programable (PLC), además posee instrumentos de

medición y protección, así como de señales de identificación visuales para alarmas y

funcionamiento del sistema.


40

En la figura 3.1. se muestra un diagrama general del Convertidor de Frecuencia

utilizado por la empresa SERVIMAR.

Figura 3.1. Diagrama General del Convertidor de Frecuencia


41

3.1.1. Especificaciones Técnicas del Sistema

Convertidor A

Motor DC: Asea tipo LAE 500S, N° 6013692, 450 KW, 1500 r/m (máx. 1800

r/m), Arm. 440 V - 1090 Amp, exc. 110 V - 7 Amp, Ventilador Elec.

3x440 V, 60 Hz, 2.5 KW, 5.2 Amp, 1740 r/m, tipo SOD 4-315-143

Tacho BD 2510 B, 100 V/1000 r/m.

Generador AC: ASEA tipo GA 1207, N° 4223935, 2 MVA x 0.8, máx. 1800 r/m,

11 KV, 100 Amp, exc. 40 V – 240 Amp, máx. 60 Hz.

Motor y Generador están montados en un plato común y acoplados mediante un

cinturón de caucho ASEA tipo BEK 660, N° 308253-56.

Convertidor B

Motor DC: Igual que el motor anterior N° 6013691.

Generador AC: SIEMENS tipo 1FM2 349(-260), N° N9982122

1700 KVA 1345 r/m 1450 V 675 Amp

1300 KVA 1080 r/m 1170 V 640 Amp

Motor y Generador están montados en un plato común y acoplados mediante un

cinturón de caucho ASEA tipo BEK 660, N° 308257-60.

Tiristor Principal: FIAB tipo RFR 525/1100, N° N-E5892

Input: 3x440 V, 60 Hz, 880 Amp.

Output: 0-525 V, DC, 1100 Amp, Carga motor DC, exc. 110 V.


42

Conjunto de Tiristores para Generador: AROS tipo BBP 100/190 BBP, N° 87017

Input: 3x440 V, 60 Hz, 63 Amp.

Output A: 0-40 V, 240 Amp para Gen. ASEA GA1207.

Realimentación de voltaje por vía del TP en el generador.

Output B: 0-100 V, 190 Amp para Gen. SIEMENS 1FM2-349.

Realimentación de voltaje por vía del TP en el generador.

En la siguiente figura 3.2. se puede observar el grupo Motor-Generador

denominado Convertidor B en las especificaciones descritas anteriormente. A la

izquierda del recuadro se encuentra el generador y ala derecha el motor DC, y arriba

del motor se aprecia el motor de enfriamiento.

Figura 3.2. Grupo Motor-Generador #2 de la empresa SERVIMAR.


43

3.2. CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (FIAB)

El sistema cuenta con dos motores DC, que son controlados y protegidos a través

de varios dispositivos que se encuentran montados en un cajón denominado FIAB

(ver figura 3.1). El dispositivo principal es un rectificador puente totalmente

controlado de seis pulsos de conmutación no instantánea, que alimenta la armadura de

los motores y es el encargado del control de encendido de los mismos. En la figura

3.3. se muestra el diagrama general de un convertidor totalmente controlado

conectado a la armadura del motor.

Figura 3.3. Convertidor de seis pulsos de conmutación no instantánea

Los motores DC y el rectificador cuenta cada uno con un sistema de

enfriamiento para evitar la sobretemperatura en ellos. El ventilador del rectificador

esta ubicado dentro del gabinete del FIAB, así como el sistema de control de los

pequeños motores de ventilación.

El FIAB también es el encargado de alimentar el campo de excitación de los

motores DC a través de un rectificador SIEMENS denominado G1 (ver plano #2

FIAB).


44

El FIAB cuenta con unas series de tarjetas electrónicas que se encargan de

controla el nivel del pulso de disparo de los tiristores, para el control de arranque y

velocidad del motor DC, entre ellas se encuentran:

GFD 036B1 (unidad rampa integradora)

GWX 201 ( Amplificador de Voltaje)

GWX 202 ( Amplificador de Corriente)

GWP 805 (unidad de pulsos de disparos)

En la figura 3.4. (Izquierda) se tiene una imagen del FIAB ubicado en el

laboratorio de alta tensión de la empresa SERVIMAR. (Derecha) plano mayor del

rectificador de tensión de la armadura del motor DC.

Figura 3.4. Panel de Control de Motores (FIAB)


45

3.2.1. Protecciones Existentes en el FIAB

Las protecciones existentes en el FIAB constan de fusibles, interruptores

termomagnéticos, así como de contactores de desconexión en caso de falla por:

Protección de sobrevelocidad en los Motores:

Este tipo de protección se realiza a través de un rele tacometrico SM155 que tiene

rango de medición de 200 – 2.000 r.p.m. cuyo valor es ajustable. El rele es controlado

a través de un sensor inductivo colocado en el eje del motor que es el encargado de

monitorear la velocidad del mismo. Este mecanismo simplemente consiste en un

sensor que dependiendo de la velocidad del eje del motor, emite un valor de voltaje

que al superar el máximo posible, activa la bobina del rele y este a su vez abre o

cierra sus contactos produciéndose de esta forma la desconexión de la maquina.

Se dispone de dos mecanismos idénticos uno para cada maquina, que difieren en

el ajuste de velocidad requerido para cada motor.

Protección de sobretemperatura en los Motores y Generadores:

La protección de sobre temperatura en los motores y generadores se realiza a

través de relés térmicos (Termal Trip) tipo Telemecanique LL2SCC00, que se

encargan de sensar la temperatura en los devanados y cojinetes de los motores y

generadores (excepto los devanados del rotor), se cuenta con 8 relé térmicos uno

para el devanado y otro para los cojinetes en cada maquina.

La temperatura se controla con termistores dispuestos en los devanados y

cojinetes de las maquinas, los termistores son del tipo PTC (Coeficiente de


46

Temperatura Positiva) estos están definidos por una temperatura de referencia (RT),

la resistencia de estos termistores aumenta considerablemente tan pronto se alcanza el

valor de RT y una vez se enfrié vuelve a su valor de resistencia original, debido a su

pequeño tamaño el termistor es capaz de seguir rápidamente cualquier variación de

temperatura que ocurra en el punto donde el se instala.

La temperatura de disparo para los devanados será de 90°C y para los cojinetes

de 70°C, los terminales de dichos termistores se encuentran el la caja de cables para

los devanados y fuera para los cojinetes. No existe ninguna instalación eléctrica

interior para estos relés, estos deben conectarse al circuito de resumen de error (Ver

Plano #2 FIAB) entre el K17 conexión 14 y K18 conexión A1 (alambre 00119)

Protección de sobretemperatura y circuito en los Tiristores:

Debido a que los tiristores son los encargados de alimentar la armadura de los

motores DC, son indispensables a la hora del correcto funcionamiento del sistema,

por consiguiente estos poseen protección para evitar sobrecalentamiento y corrientes

altas que los averíen.

La protección de sobretemperatura se realiza mediante un dispositivo térmico

ubicado en el disipador de los termistores, dicho dispositivo se encarga de monitorear

la temperatura de funcionamiento y en caso de ser esta mayor al valor normal dispara

un contacto que desnergiza la bobina K14, activando esta la alarma de

sobretemperatura en los tiristores (ver plano #2 FIAB).


47

La protección contra altas corrientes en los tiristores se realiza mediante fusibles

de desconexión conectados en serie con cada rama del rectificador como lo ilustra la

figura 3.5. al fundirse uno de estos fusibles quedan desbalanceadas las fases de la

armadura del motor, por consiguiente se debe parar la maquina. Esta operación se

realiza a través de el contactor K15 que tiene conectados los sensores de cada fusible

(seis en total) en serie con el, así de esta manera al activarse uno de esto se produce

una alarma de Fusible de Tiristor y se detiene el motor (ver plano #2 FIAB).

Figura 3.5. Fusibles de protección del rectificador.

Protección de sobrecarga en los ventiladores de enfriamiento:

Debido a que los motores del sistema están acoplados a generadores que

demandan una potencia mayor a la entregada por ellos, estos deben tener un sistema

de enfriamiento directo, es decir, deben poseer ventiladores que ayuden a enfriar


48

rápidamente sus partes y evitar que estas alcancen grandes temperaturas

especialmente los devanados ya que acortaría notablemente la vida del motor. Este

tipo de acoplamiento es posible debido a que el grupo esta diseñado para realizar

servicios de duración limitada (cortos periodos de trabajo). Al igual que los motores

los tiristores por ser dispositivos de potencia que soportan grandes corrientes,

presentan temperaturas alta, por ello se dispone de un ventilador que ayuda al

enfriamiento de estos.

La protección de los ventiladores de enfriamiento se logra a través de

interruptores y contactores termomagnéticos para el rectificador y los motores

respectivamente. Estos poseen elementos que activan instantáneamente en caso de

cortocircuito o temporizadamente en caso de sobrecarga, el disparo se realiza a través

de la bobina del contactor K16 que emite la alarma y detiene el sistema (ver plano #2

FIAB).

Protección para falla en el campo de excitación de los motores:

La protección para el campo de excitación de los motores se basa en un contactor

de disparo variable, este contactor operara cuando el campo o corriente que circule

por la bobina sea menor a el valor nominal del campo del motor (7 A), es decir, un

contacto normalmente abierto, permanecerá abierto (desconecta el circuito), cuando

circule una corriente menor de 7A por el campo de excitación (ver K16 plano #2

FIAB).


49

3.3. CENTRO DE CONTROL DE GENERADORES (AROS)

Al igual que los motores DC los generadores sincrónicos necesitan de un

rectificador controlado para excitar los devanados de campo montados sobre estos. El

AROS consta de un gabinete donde se alojan dos rectificadores tipo puente

semicontrolados con diodo de derivación, uno para cada generador. En la figura 3.6.

se observa un diagrama de un rectificador semicontrolado con diodo de derivación.

El AROS permite controlar el nivel de tensión generada a través de un

dispositivo llamado MOP.

Figura 3.6. Convertidor de seis pulsos semicontrolado

Al igual que el FIAB el AROS posee una serie de tarjetas electrónicas que nos

permiten controlar el nivel de disparo de la compuerta de los tiristores que componen

el rectificador en la figura 3.7. se tiene una imagen del gabinete AROS del que

dispone el laboratorio de alta tensión.


50

Figura 3.7. Panel para el Control de los Generadores (AROS).

3.3.1. Protecciones Existentes en el AROS

El AROS posee fusibles de protección para el rectificador y los diferentes

circuitos de control de los generadores, además cuenta con ventiladores de

enfriamiento para los juegos de tiristores. Para la puesta en marcha del AROS se

requiere de una señal de habilitación introducida mediante el PLC que se encuentra

en el control remoto, de esta manera la generación de potencia se da solo si el PLC se

encuentra encendido y habilitado, proporcionando así protección a los generadores.


51

Protección de sobrecalentamiento en los Tiristores:

Los dispositivos encargados de la rectificación, manejan altas corrientes que

generan un aumento considerable de la temperatura en ellos. Por esta razón se prevé

de sensores de temperatura que permiten la desconexión del generador en caso de

presentarse sobretemperatura en los tiristores. Esta acción se logra a través de los

sensores TC1 Y TC2 conectados en serie con el Rele RL2, cable 0109 (ver plano #3

AROS).

3.4. CENTRO DE CONTROL REMOTO (PLC)

Su componente principal se basa en un controlador lógico programable (PLC)

que se encarga de recibir las señales procedente de los dispositivos de control y

medición, para mantener el correcto funcionamiento del sistema o interrumpir el

accionar de las maquinas eléctricas y a su vez indicar ya sea de manera visual o

sonora que a ocurrido una falla. El centro posee controles de mando que permite

manipular el sistema de forma remota, y monitorear las señales a través de una serie

de instrumentos de medición

Este centro se anexo al sistema original del convertidor de frecuencia, lo cual

implico modificaciones a los circuitos de control.

En la figura 3.8. se observa una imagen del tablero de control remoto del

sistema, ubicado en la empresa SERVIMAR.


52

Figura 3.8. Tablero de Control Remoto de los grupos Motor-generador de la

empresa SERVIMAR.

3.4.1. Protecciones Existentes en el Centro de Control Remoto

Si bien el PLC permite la manipulación remota del sistema, una de sus funciones

principales consiste en la protección del sistema en general, ya sea a los motores,

generadores, transformadores, banco de condensadores, banco de reactores, etc.

Todas las señales que emiten las protecciones ubicadas en el centro de control

remoto son llevadas al PLC quien se encarga de desconectar las maquinas del

sistema. Las protecciones existentes son las siguientes:

Protección de Sobrecorriente 3φ al terminal de BT del Transformador

Reductor.

Protección de Sobrecorriente 3φ a la salida de la carga.

Protección de Sobrecorriente 3φ del banco de condensadores.

Protección de Sobrecorriente 3φ de la salida de los generadores.


53

Protección de falla a tierra del grupo reactor.

Protección de sobrevoltaje de los generadores.

Protección de Sobrevoltaje del terminal de AT del Transformador Reductor.

Las protecciones de sobrevoltaje se realizan con el siguiente rele electromecánico

instantáneo:

Marca: ASEA

Tipo: RXEG 21 RK 411 101-DE

Tensión de Disparo: 80-240 VAC 50-60 Hz

Taps: 80-100-120-140-160-180-200-220-240

Tensión de trabajo: 24 / 48-60 VDC

Las protecciones de sobrecorriente se realizan con el siguiente rele

electromecánico instantáneo:

Marca: ASEA

Tipo: RXIG 21 RK 411 001-DH

Corriente de Disparo: 2,5 - 7,5 A 50-60 Hz

Taps: 2,5-3,125-3,75-4,375-5,0-5,625-6,25-7,5

Tensión de trabajo: 24 / 48-60 VDC

En la tabla 3.1. se muestran los diferentes tipos y dispositivo al cual protege los

relés ubicados en el centro de control remoto.


54

Tabla 3.1. Relés de protección del centro de control remoto

RELÉ TIPO DISPOSITIVO PROTEGIDO

R1 Sobrecorriente Terminal TXreduc. Baja tensión

R2 Sobrecorriente Carga conectada

R3 Sobrecorriente

R4 Sobrecorriente

R5 Sobrecorriente

Banco de Inductancias

R6 Sobrecorriente

R7 Sobrecorriente

R8 Sobrecorriente

Banco de Inductancias

R9 Sobrevoltaje Ninguno

R10 Sobrevoltaje

R11 Sobrevoltaje

R12 Sobrevoltaje

Salida generador 2 Terminal TXreduc. Alta tensión

R13 Sobrecorriente Salida Generador 1 Salida Generador 2

R14 Sobrecorriente Banco de capacitores

En la figura 3.9. se observa (Izquierda) un grupo de tres relés conectados para

brindar una protección trifásica. (Derecha) se tiene una vista detallada de uno de estos

relés.


55

Figura 3.9. Relés de Protección del Sistema.

3.4.2. Relés de Control del Sistema

En el centro de control remoto se encuentran conectados unas series de relés de

conexión y desconexión de señales que permiten la manipulación remota del sistema.

Dichos relés se denominan:

Relé 15 (R15) :

El relé 15 es el encargado de habilitar el sistema, la bobina de disparo esta

conectada con la salida 0 del PLC (ver anexo disposición física del PLC).

La salida 0 del PLC emite un bajo para indicar que el sistema esta acto para

trabajar o emite un alto si se presenta o presento una falla en el mismo. De esta forma

el relé 15 se encuentra desnergizado en función normal o energizado cuando ocurre

una falla.

La función de control se cumple a través de los contactos normalmente cerrados

1-4 (ver plano #1 PLC), que son los encargados de habilitar los interruptores HKK


56

(motor 1) o EH-800 (motor 2), esto en caso de que el sistema este trabajando, lo cual

permite desconectar el generador de la carga.

Relé 16 (R16) y Relé 21 (R21) :

El relé 21 es el que habilita al R16 mediante sus contacto normalmente abierto 6-7

(ver plano #1 PLC), la bobina de disparo del R21 esta conectada a un contactor

normalmente cerrado K5 dispuesto en el FIAB. Este contactor K5 abre o cierra

dependiendo del motor que este trabajando (Off si motor 1 trabaja y On si motor 2

trabaja), es decir si el motor 1 trabaja el R21 se energiza y si motor 2 trabaja el R21

se encuentra desnergizado.

El relé 16 es el encargado de conectar el interruptor HKK al sistema. En resumen

si el motor 1 trabaja se energiza R21 y a su vez R16, que habilita el interruptor HKK.

Si el motor 2 trabaja R21 y R16 se mantienen desnergizados y por ende el interruptor

HKK también.

Relé 22 (R22) :

El relé 21 es el encargado de energizar la bobina del interruptor EH-800 a través

de sus contactos normalmente abiertos 1-3 y 8-6.

La bobina del relé 22 se encuentra conectada a los contactos normalmente

cerrados 1-4 del relé 21, de esta forma si motor 1 trabaja R22 se encuentra

desnergizado y si motor 2 trabaja el R22 se energiza.

Relé 17 y Relé 18 (R17, R18) :

Los relés 17 y 18 son los encargados de emitir las señales sonoras y visuales de

falla del sistema. Sus contactos normalmente abiertos están conectados, unos a 12


57

voltios y los otros a las alarmas sonoras y luces de falla, de tal forma que cuando se

activa algún relé de estos cierra sus contactos y se produce la advertencia.

Las bobinas de los relés R17 y R18 están conectadas a la salida 77 y 3 del PLC

que se activan al presentarse cualquier tipo de falla o parada de emergencia del

sistema.

Relé 19 (R19) :

El relé 19 es el encargado de encender el FIAB de forma remota, a través de sus

contactos normalmente abiertos 1-3 (ver plano #2 FIAB).

La bobina de control de disparo del R19 se encuentra conectada con la salida 1

PLC que se activa al pulsar el botón de encender FIAB ubicado en el panel frontal del

control remoto. Adicionalmente los otros contactos normalmente abiertos 8-6 del R19

conectan una señal que indica al personal que labora, que el FIAB se encuentra en

funcionamiento y que debe mantenerse alejado del mismo.

Relé 20 (R20) :

El relé 20 es el encargado de conectar el AROS de forma remota a través de sus

contactos normalmente abiertos 1-3 (ver plano #3 AROS).

La bobina de control de disparo del R20 se encuentra conectada con la salida 2

PLC que se activa al pulsar el botón de encender AROS, ubicado en el panel frontal

del control remoto. También dispone de una señal de advertencia a las personas

cercanas ya que se genera altos valores de voltaje en las barras del sistema.


58

Relés de Selección (R23, R24 y R25) :

Los dos grupos de motor-generador existentes en el laboratorio de prueba

trabajan dependientemente, es decir nunca se tiene a los dos grupos conectados al

mismo tiempo, se conecta el motor 1 y generador 1 o se conecta el motor 2 y

generador 2.

Esta condición permite tener un diseño de protección único para los dos grupos es,

decir se tiene un solo sistema de relés de protección, pero se necesitan en cada grupo

un sistema de transformadores de instrumento. Debido a esto se necesita un

mecanismo que acople los transformadores con los relés de protección dependiendo

del grupo que trabaje.

Este mecanismo esta constituido por los relés de selección de grupo R23, R24 y R25.

El relé R23 escoge entre que transformador de potencial acoplara a la entrada del

los relés de protección de sobrevoltaje (ver plano #1 PLC).

El relé R24 escoge entre que transformador de corriente acoplara a la entrada del

los relés de protección de sobrecorriente (ver plano #1 PLC).

El relé R25 escoge entre que transformador de corriente acoplara a la entrada de la

regleta de medición del panel remoto (ver plano #1 PLC).

Las bobinas de estos relés se encuentra conectadas en paralelo la activación se

produce dependiendo de que motor trabaje estos se logra a través del contactor K5

ubicado en el FIAB (ver Plano #3 AROS)

En la siguiente figura 3.10. se puede observar un diagrama funcional de los relés

de control del dispositivo remoto del sistema


59

Figura 3.10. Diagrama funcional de los Relés de Control


60

3.5. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA


61

En el estudio de sistemas eléctricos de potencia o para aplicaciones industriales,

el uso de diagramas unifilares resulta de gran utilidad y representa un elemento básico

para el diseño y los estudios de sistemas eléctricos. El diagrama unificar se define

como: “un diagrama que indica por medio de líneas sencillas y símbolos

simplificados, la interconexión y partes componentes de un circuito o sistema

eléctrico”. En caso donde los sistemas eléctricos de potencia, son instalaciones

trifásicas, se puede representar este diagrama de forma trifilar, es decir tres hilos. El

propósito del diagrama unifilar es que el diseñador desarrolle a través de una manera

sencilla sus ideas y tenga una forma simple de comunicar a otros su proyecto para

comentarios y/o aprobaciones.

3.6. ENSAYOS REALIZADOS POR EL CONVERTIDOR DE FRECUENCIA

Como ya se explico anteriormente el sistema formado por los dos grupos motor-

generador, cumplen con la función de someter a ensayos a los transformadores de

distribución y potencia que se reconstruyen en el taller de la empresa. Dichos ensayos

se especifican a continuación:

Ensayo en Vació

Con este ensayo es posible determinar las perdidas del circuito magnético y los

parámetros de vació del transformador.

Para realizarlo se procede a alimentar al transformador a tensión nominal por el

lado de baja tensión dejando los bornes de alta tensión abiertos como se muestra en la


62

figura 3.11. en estas condiciones no hay potencia de salida; entonces toda la potencia

de entrada se transforma en pérdida.

Figura 3.11. Ensayo en vació de un transformador.

Wo = perdidas hierro + perdidas instrumentos + io2.r2

Si se eligen instrumentos adecuados, se pueden suponer que las perdidas en los

instrumentos son despreciables en comparación con las perdidas del circuito

magnético. En forma análoga, las perdidas Joule producidas por io al circular en el

devanado de baja pueden considerarse despreciables, ya que nunca superan el 1% de

las perdidas en el material y suponer así que la lectura del vatímetro indica solamente

las perdidas producidas en el circuito magnético.

Wo = perdidas en el hierro

Ensayo en Cortocircuito

En este ensayo es posible determinar las perdidas por efecto Joule en los

devanados y los parámetros de corto del transformador.

Para realizarlo se procede a alimentar el transformador a tensión reducida por el

lado de alta tensión dejando los bornes del lado de baja cortocircuitados tal como se


63

ilustra en la figura 3.12. de tal manera que por ellos circule la corriente nominal o un

valor cercano a ella. Como en el ensayo anterior no hay potencia de salida, en

consecuencia toda la potencia de entrada se transforma en perdidas.

Figura 3.12. Ensayo en cortocircuito de un transformador.

Wcc = perdidas Joule + perdidas hierro + perdidas instrumentos

Análogamente al caso anterior se pueden despreciar las perdidas en los

instrumentos. Las pérdidas del circuito magnético, en estas condiciones se reducen

aproximadamente con el cuadrado de la tensión, y por lo tanto se supone que el

vatímetro marcara solamente las pérdidas producidas por el calentamiento de los

devanados.

Wcc = perdidas Joule

Prueba de Potencial Aplicado

Con este ensayo se comprueba si efectivamente el aislamiento del transformador

se encuentra en perfecto estado; la tensión a aplicar depende de la tensión para la cual

se ha diseñado el transformador la tabla 3.2. define la magnitud de esta tensión.


64

Tabla 3.2. Niveles de tensión a aplicar par los ensayos de potencial aplicado

Tensión Primaria

(KV)

Tensión aplicada

(KV)

2.4 15

4.8 19

6.9 26

7.2 26

12.47 34

13.8 34

14.4 34

34.5 70

El procedimiento consiste en aumentar paulatinamente la tensión aplicada al

transformador a ensayar hasta alcanzar el voltaje de prueba en un tiempo no mayor de

15 segundos, mantener este valor durante 60 segundos y al final de este lapso

disminuir gradualmente la tensión y desconectar la fuente, una vez se llegue a mínima

tensión, el transformador se encuentra con aislamiento adecuado si en ese lapso y con

la tensión aplicada el spinterometro no se dispara, la conexión se especifica en la

figura 3.13.

Figura 3.13. Esquema de montaje para la prueba de potencial aplicado.


65

Prueba de Potencial Inducido

Esta prueba consiste en hacer funcionar el transformador en vació, con una tensión el

doble de la tensión nominal del devanado de B.T. y con un tiempo de duración

correspondiente a una frecuencia no inferior a 120 Hz para completar 7200 ciclos, es

decir:

(seg)f

7200t = [3.1.]

La tabla 3.3. nos indica los tiempos de duración de este ensayo en función de la

frecuencia usada.

Tabla 3.3 Duración del ensayo dependiendo de la frecuencia de prueba.

Frecuencia (Hz) Duración (seg.)

120 60

180 40

240 30

360 20

480 18

Esta prueba tiene por objeto comprobar el estado de aislamiento entre espiras y

entre las secciones que tiene un mismo devanado. La prueba realmente consiste en

observar si se produce: absorción anormal de corriente, humo en los devanados,

fuertes vibraciones, o ruidos anormales exceptuando el producido por el fuerte ruido

magnético propio de la elevada inducción a que se somete al transformador.


66

Prueba de Calentamiento

Esta prueba se realiza para determinar la temperatura que alcanzan los devanados

y el aceite cuando el transformador trabaja a plena carga, y verificar si esta

temperatura no supera los límites preestablecidos a fin de garantizar el tiempo

estimado de vida.

Dicho ensayo se realiza por el lado de A.T. con el devanado de B.T. en

cortocircuito, a tensión reducida y a una corriente tal, que corresponda a la potencia

de perdidas totales corregidas a la temperatura de diseño del transformador (55°C o

65°C).

Prueba de Impulso

Esta prueba sirve para determinar si el aislamiento del transformador esta en

capacidad de soportar las ondas provenientes de descargas atmosféricas. Para simular

estas descargas es necesario el uso de un generador de impulso, que es en realidad la

conexión de condensadores en paralelo los cuales se cargan al nivel de tensión

deseado y súbitamente se conectan en serie por medio de explosores en forma de

esferas (gaps).


67

CAPITULO IV

PROPUESTAS DE DISEÑO

4.1. PREPARACION DEL SISTEMA PARA EL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO Y ANALISIS DE PROTECCIONES

Para el estudio de cortocircuito, es necesario reparar la red, por lo que para tal fin,

se seguirá el siguiente procedimiento, basado en la combinación de un diagrama

unifilar y un diagrama de impedancias representado en cantidades en por unidad,

referidos a un valor base común de potencia (MVA) y los niveles de base de voltaje:

1. Preparar el diagrama unifilar del sistema, incluyendo todas las componentes

significativas y los datos de cada componente, como son: potencia, voltaje e

impedancia. Este diagrama es simplificado en su estructura, pero representa

las partes de interés para el estudio, como se muestra en la figura 4.1

2. Luego de obtener el diagrama unifilar, obtenemos el diagrama de

impedancias, el cual se obtiene remplazando cada elemento por su

impedancia, conservando su interconexión.


68

Figura 4.1. Diagrama unifilar para el estudio de cortocircuito


69

La única fuente de potencia que se tomara para el estudio de cortocircuito en el

laboratorio de potencia de la empresa SERVIMAR son los dos generadores, debido a

que estos trabajan independientemente de la red de suministro de ENELCO, es decir,

los transformadores a los cuales se les realizan los diferentes ensayos, son

alimentados exclusivamente por los generadores.

Como se sabe, los generadores eléctricos están accionados por motores DC, de

modo que cuando ocurre un cortocircuito en el circuito alimentado por el generador,

este tiende a seguir produciendo voltaje, debido a que la excitación del campo se

mantiene y el motor continua accionando al generador. El voltaje generado produce

una corriente de cortocircuito de gran magnitud que circula del generador al punto de

cortocircuito. El valor de esta corriente, se encuentra limitada solo por la impedancia

del generador y la del circuito entre el generador y el punto de falla. Si se trata de un

cortocircuito en los terminales del generador, la corriente solo esta limitada por la

propia impedancia de este.

4.2. PROPUESTAS DE PROTECCIÓN PARA LOS GENERADORES

Los generadores son los equipos más costosos de un sistema de potencia y a su

vez los que pueden sufrir los más variados tipos de fallas y anomalías; por esta razón

se requieren de un gran número de protecciones para detectar todas estas situaciones

potencialmente peligrosas.

La avería en el aislamiento de los conductores de un generador puede conducir a

fallas entre fases o fallas a tierra en el estator y a fallas a tierra en el rotor. Uno de los


70

problemas detectados inicialmente por el estudio hecho a las protecciones del

sistema, fue la falta de protección interna de los generadores.

Según estudios hechos por el Dr. Helmut Ungrad de ABB Relays AG, llamado

“Concepto de protección y de vigilancia para pequeños alternadores y para servicios

auxiliares de centrales”, en donde se muestra un concepto posible de protección y de

vigilancia, considerando la potencia del alternador, como se ilustra en la Tabla 4.1.

Tabla 4.1. Concepto de protección y de vigilancia para pequeñas centrales

Potencia del Alternador (MW)Función de Protección ANSI

0,5–1 1-5 5-10 > 10

Rotor: Sobrecarga

Cortocircuito a tierra

49R

64R

O

O

O

O

X

X

X

X

Protec. Diferencial del alternador

Del bloque transformador

87G

87T

O

O

X

X

X

X

X

X

Frecuencia mínima y máxima 81 X X X X

Sobretensión 59 X X X X

Estator: Sobrecarga

Corto circuito a tierra 95%

49S

59N

X

O

X

X

X

X

X

X

Falla de la excitación 40 O O X X

Retorno de potencia activa 32 O O X X

Impedancia mínima 21 - - O O

Carga desequilibrada 46 O X X X

Sobreintensidad 51 X X X X

Subtensión 27 X X X X

X) Función recomendada O) Función opcional


71

En vista de que la tabla anterior se basa en un concepto de diseño para

alternadores en general, se debe adaptar este estudio al requerimiento del convertidor

de frecuencia de la empresa y determinar cuales son las protecciones que realmente se

ameritan. Los generadores en estudio entran en el rango de capacidad entre 1 y 5

MW, como se resalta en la tabla 4.1.

En el análisis de las protecciones de los generadores se despreciaran las fallas

debidas al Rotor, falla de excitación y retorno de potencia activa, debido a que no

son necesarias por la capacidad y utilidad de los mismos.

La investigación se centrara en el estudio de las protecciones del estator de los

generadores, debido a que estos carecen totalmente de algún dispositivo que proteja

los devanados en caso de una falla a tierra de los mismos

4.2.1. Selección de Puesta a Tierra de los Generadores

Los generadores tienen conectado el neutro a tierra rígidamente (a través de una

impedancia nula), las corrientes de falla entonces dependen del sistema y del punto de

falla. Las corrientes de falla son relativamente elevadas, las tensiones de falla para

que no sean peligrosas exigen impedancias de las conexiones a tierra muy bajas. El

sistema no puede funcionar con falla, y la corriente de falla se utiliza como orden de

actuación de las protecciones, y se aísla la falla. Si se utiliza este sistema se debe:

Eliminar rápidamente la falla.

Controlar las tensiones peligrosas en caso de falla.


72

En los sistemas con corrientes de falla elevadas se presenta el inconveniente de

que deben realizarse ciclos de mantenimiento frecuentes sobre los aparatos, y en

especial los interruptores.

Es conveniente entonces tratar de limitar de alguna manera las corrientes de falla,

y en especial las que tienen mayores probabilidades de ocurrencia, fallas monofásicas

a tierra, para esto se conecta el neutro a tierra a través de una impedancia (resistencia

o reactancia).

La limitación de la corriente de falla monofásica es necesaria también para evitar

solicitaciones dañinas en los generadores, e interferencias en las redes de

comunicación.

4.2.2. Protección contra Falla a Tierra en el 95% del Estator a través de un

Transformador Monofasico de Distribución

En la puesta a tierra de alta resistencia del neutro del generador, se utiliza un

transformador de distribución y una resistencia secundaria. La resistencia secundaria

es usualmente seleccionada de modo que en una falla entre fase y tierra en los

terminales del generador, la potencia disipada en la resistencia sea aproximadamente

igual a los voltamperios reactivos en la reactancia capacitiva de secuencia cero de los

devanados del generador, sus conductores, y los devanados de los transformadores

conectados a los terminales del generador. Usando este método de puesta a tierra, una

falla entre fase y tierra estará generalmente limitada entre 3 y 25 amperios primarios.


73

El esquema de protección contra falla a tierra del estator usado más

comúnmente en sistemas con puesta a tierra de alta impedancia, es un relé de

sobrevoltaje con retardo de tiempo (59N) conectado a través de la resistencia de

puesta a tierra para detectar el voltaje de secuencia cero, como se muestra en la

Figura 4.2. El relé que se usa para esta función está diseñado para ser sensible al

voltaje de frecuencia fundamental e insensible a los voltajes de tercera armónica y

otros voltajes armónicos de secuencia cero presentes en el neutro del generador.

Típicamente, el relé de sobrevoltaje tiene un ajuste mínimo aproximado de enganche

(pickup) de 5 V. Con este ajuste y las relaciones típicas de los transformadores de

distribución, este esquema es incapaz de detectar fallas a través de todo el devanado

del estator.

Figura 4.2. Generador con puesta a tierra de alta impedancia

El esquema de protección con 59N es claro y confiable, sin embargo este relé

protege únicamente un 90-95% del devanado del estator. Esto es así pues una falla


74

entre el 5 y 10% restante del devanado, cerca del neutro, no produce suficiente voltaje

residual de 60 Hz. Es importante dotar a los principales generadores con un sistema

de protección adicional contra fallas a tierra, para obtener una cobertura del 100% del

devanado. Sin embargo en nuestro estudio basta con proteger el estator del generador

en un 95%

La protección 59N se puede suplementar con una protección de respaldo de

sobrecorriente conectada de cualquiera de las dos formas indicadas en la figura 4.3. Si

el transformador de corriente va conectado en el neutro del generador su relación

puede ser de 5/5 (o de 5/1), y si va conectado en el secundario del transformador de

distribución su relación debe ser tal que la máxima corriente por el relé sea igual a la

máxima corriente primaria de falla en el generador.

Figura 4.3. Protección de respaldo de un generador contra fallas a tierra


75

Con el fin de evitar sobretensiones por fallas intermitentes, se escoge el valor de

la resistencia de acuerdo a la siguiente desigualdad:

3X

R

C 3ω1R

cp

p

≤

≤

[4.1]

Donde R es la resistencia referida al primario del transformador de distribución y

CP es la capacitancia total por fase (incluyendo las capacitancias parásitas y las

concentradas, si existen), tal como se indica en la figura 4.4.

Figura 4.4. Determinación de la resistencia del neutro en función de la

capacitancia por fase

Muchas veces el criterio que se sigue para determinar el valor de R es fijar la

corriente de falla a un valor determinado, pero debe tenerse presente que si la

resistencia es muy alta pueden presentarse sobretensiones por fallas intermitentes, de

manera que siempre es conveniente verificar que se cumpla la desigualdad [4.1]


76

4.2.2.1. Sobretensiones por Fallas Intermitentes en un Generador

Cuando ocurre una falla de línea a tierra en un sistema con neutro aislado, el

neutro toma una tensión con respecto a tierra. Como la única corriente de falla es la

que puede retornar por las capacitancias de las dos fases sanas, su valor es muy

pequeño y puede extinguirse al pasar por cero, es decir, cuando la tensión es máxima,

ya que el voltaje y la corriente estarían desfasados 90° como se muestra en la figura

4.5.

Figura 4.5. Voltaje y corriente de la fase A cuando ocurre un fallo en ella.

Figura 4.6. Interconexión de las redes de secuencia.


77

Si la corriente se extingue al pasar por cero (condición simulada con S

abierto), el capacitor Cp de la red de secuencia cero quedaría cargado a la tensión

máxima (E) del generador y el neutro quedaría con una tensión –E con respecto a

tierra. Medio periodo después de extinguida la corriente la tensión de la fuente es

igual a –E, lo cual implica que la tensión a través de S (abierto) sea máxima e igual a

-2E, haciendo que las probabilidades de que el arco se reencienda sean máximas. El

capacitor de la red de secuencia cero recibe una carga adicional aumentando

nuevamente su voltaje. Si el fenómeno de extinciones y reencendidos (falla

intermitente) se repite varias veces, la tensión del neutro aumenta progresivamente,

haciendo que las tensiones de línea a tierra también aumente, llegándose

irremediablemente a una falla polifásica de muy alta corriente.

El problema descrito se puede evitar conectando el neutro a tierra solidamente

(lo cual no es aconsejable en un generador debido a las elevadas corrientes que se

presentarían durante un cortocircuito monofasico), o a través de una impedancia. Si

se coloca una resistencia en el neutro, la red simplificada de secuencias quedaría

como se indica en la figura 4.7.


78

ppp CRCRt

RCtt

eeee ωπ

ωω

τ 333−−−−

===

13 ≤pCRω

Figura 4.7. Circuito equivalente de un generador con neutro conectado a tierra a

través de una resistencia, durante una falla a tierra.

La carga acumulada en el capacitor Cp de la red de secuencia cero puede

descargase a través de la resistencia 3R durante el tiempo que no hay corriente de

falla, es decir, mientras S este abierto. Si se supone que los reencendidos ocurren a

intervalos de medio periodo, el voltaje de Vng se habría reducido proporcionalmente

a:

[4.2]

Si se obliga a que 3RωCp sea menor o igual a 1, el voltaje se reduce por lo

menos a un 4,3% del valor que tenía al finalizar el último reencendido.

0.043πe =− [4.3]

El valor anterior se considera bastante seguro, de ahí la costumbre de escoger la

resistencia de tal manera que:


79

4.2.2.2. Calculo del Modelo de Protección del 95% del Estator del Generador de

2 MVA de la Empresa SERVIMAR

Inicialmente necesitamos la capacitancia total a tierra del sistema donde incluye:

Las bobinas del generador, el devanado de bajo voltaje del transformador de potencia,

el devanado de alto voltaje del transformador reductor, las bobinas de los

transformadores de instrumentos, la capacitancia de la línea de conexión entre el

generador y el transformador.

Figura 4.8. Capacitancia total a tierra del sistema.

Debido a que no se cuenta con los datos necesarios para hacer un cálculo preciso

de la capacitancia a tierra del sistema, se opto por tomar un valor experimental que se

ajustara a los generadores de la empresa.

Capacitancia total a tierra = 0,53 µf

Como en todo calculo en un sistema se debe tomar una base de potencia y su

respectivo valor de voltaje referido al punto del cálculo.


80

BASE: 10MVA y 13,8 KV en los terminales del transformador

19,044Ω10

213.8

baseMVA

2baseKV

baseZ ===

418,37A1000*13.8*3

10

baseKVA3baseMVA

baseI ===

5004,86Ω60)(0.53)2(3.1416)(

610jC f 2π

610jXc =−=−=

pu8,26286,5004*213,8

10

baseXcXcXcpu ==

Ω=

Como se expuso en la parte 4.2.1.1 con el fin de evitar sobretensiones por fallas

intermitentes, se escoge el valor de la resistencia de acuerdo a la siguiente

desigualdad:

En la figura 4.9. se muestra el diagrama de conexión equivalente de la red de

secuencia Cero.

pu8,2623R3

XcR

≤

≤


81

Figura 4.9. Red de Secuencia Cero.

De este diagrama se puede obtener la impedancia equivalente para la red,

mediante la simplificación en paralelo:

°∠=°∠

=+

= 45-185,83j262,8-262,8

)90-(262,8*262,8XoC3RXoC*3R

oZ

Zopu1.0IoI2I1 ===

pu°∠=°∠

= 4500538,045-185,83

1.0Iopu

A25,237,418*00538,0baseI*Iopu Io ===

6,75A2,25*33IoFallaI ===

1668,28Ω3

5004,863

XCprimarioR ===


82

El valor de resistencia conectado al secundario del transformador se obtiene de la

siguiente manera:

2

13800120

secundarioR

= primarioR

Ω=

= 1262.0

2

13800120*28,1668secundarioR

En la figura 4.10. se puede observar como se distribuye la corriente de falla

Figura 4.10. Distribución de la corriente de Falla.

1,59ACos45*IoIoR =°=

4,77A1,59 *3 3IoR ==


83

AIoR 55,548120

13800*77,4120

13800*3secundarioI =

=

=

69,227V0,1262*548,55secundarioR*secundarioI3Vo ===

La potencia de la resistencia durante la falla es:

undarioRundarioI sec*sec2aresistenciW =

KW97,37)1262,0(*2)55,548(aresistenciW ==

De forma similar para el transformador:

KVAIoR 38313800*3

dortransformaKVA ==

4.2.2.3. Calculo del Modelo de Protección del 95% del Estator del Generador de

1,3 MVA de la Empresa SERVIMAR

Para los cálculos de las protecciones del generador de 1,3 MVA se asumirá que

cuando ocurra una falla entre un devanado y el estator, esta tendrá un valor de 5 A.

BASE: 1,3 MVA y 1,17 KV en los terminales del generador

1,053Ω1,3

21,17

baseMVA

2baseKV

baseZ ===

641,5A1000*1,17*3

1,3

baseKVA3baseMVA

baseI ===


84

En la figura 4.11 se puede observar como se distribuye la corriente de falla

Figura 4.11 Distribución de la corriente de Falla.

5A3IoFallaI ==

35

3FallaI

Io ==

Io = 1,67 A


3,54A1,179 *3 3IoR ==


85

190,82Ω3,54

3/11703IoR

3/FallaVprimarioR ===

El valor de resistencia conectado al secundario del transformador se obtiene de la

siguiente manera:

2

13800120

secundarioR

= primarioR

Ω=

= 01443,0

2


AIoR 59,406120

13800*54,3120


=

=




2385,5W0,01443)(*2)59,406(aresistenciW ==


28,2KVA313800*3IoR

dortransformaKVA ==


86

De forma similar y con el fin de evitar sobretensiones por fallas intermitentes, se

debe cumplir la siguiente desigualdad:

3X

R

C 3ω1R

cp

p

≤

≤

Si tomamos Capacitancia a Tierra = 0,53µf

5004,86Ω60)(0.53)2(3.1416)(

610jC f 2π

610jXc =−=−=

1668,29190,823

5004,86190,82

3XcR

≤

≤

≤

Cambiando la relación de transformación se puede obtener diferentes valores

de resistencia en el secundario y voltajes de operación del relé.

Relación de transformación = 1200/120

Nt=10

190,82Ω3,54

3/11703IoR

3/FallaVprimarioR ===

2

1200120

secundarioR

= primarioR


87

Ω=

= 91,1

2


AIoR 4,351201200*54,3


=

=

-




2393,54W1,91)(*2)4,35(aresistenciW ==


2,46KVA31200*3IoR

dortransformaKVA ==

4.2.3. Protección contra Falla a Tierra en el 95% del Estator a través de un

Transformador Trifásico de Distribución

En la figura 4.12. se representa un esquema de protección que cumple con las

mismas finalidades que el diseño planteado anteriormente (protección con un

transformador monofasico), su uso se limita a generadores que no poseen el neutro


88

aterrados, ya que esta conexión se realiza a través del transformador trifásico de

distribución.

Figura 4.12. Protección de un generador a través de un transformador

trifásico.

Para los cálculos se procede de forma análoga al método anterior por lo cual se

obtiene valores idénticos para:

Capacitancia total a Tierra: 0,53 µf

Xc = 5004,86Ω Xcpu = 4046,95 pu referida a 1,45 KV

Iopu = 0,0003495∠45° Io = 0,23654 A (1,45 KV)

Ia = 3Io = 0,7096 A

IoR = Io cos45° = 0,1673 A

19.2395A

12013800*0,1673

12013800*IoRsecundarioIoR =

=

=


89

Ω=

= 135,1

2

13800120*86,5004*3secundario3R




W420)135,1(*2)2395,19(aresistenciW ==


2,3KVA13800*0.1673dortransformaKVA

VLL*IoRdortransformaKVA

==

=

4.2.4. Protección contra Falla a Tierra en el 95% del Estator a través de la

conexión de una baja resistencia en el neutro.

La conexión a tierra de resistencia baja usa una resistencia que produce una

corriente de perdida a tierra de tal magnitud que asegure la activación adecuada de los

relevadores de conexión a tierra. La mayoría de los sistemas de conexión a tierra de

baja resistencia tienen niveles de corriente de falla de 50 a 1200 A.

En la figura 4.13. se muestra el diagrama de este tipo de protección, donde la

corriente de falla se detecta a través de un transformador de corriente tipo ventana

conectado al conductor de la conexión a tierra del neutro del sistema.


90

Figura 4.13. Protección de un generador mediante una baja resistencia.

Se utiliza un relevador de sobrecorriente con retardo que se conecta al

secundario de un transformador de corriente de secuencia cero, cuyo primario esta en

el neutro del generador conectado en Y.

El valor de la resistencia del neutro se obtiene seleccionando la máxima corriente

permisible de perdidas a tierra y dividiendo el voltaje del generador fase a neutro

entre la corriente de falla seleccionada, se puede omitir la reactancia del generador

3IoNLE

ohmsR −=

La corriente que fluye a través de la resistencia del neutro se restringe entre

100A. y un máximo de 1,5 veces la corriente nominal del generador. El límite

superior de 1,5 veces la corriente nominal se establece debido a las perdidas en la

resistencia durante la falla a tierra. Si la corriente fuera mayor a 1,5 veces la corriente

nominal del generador, se utilizaría una resistencia de menor valor óhmico con una


91

perdida de varias veces la carga total de la maquina, ocasionando una resistencia de

muy alto costo.

Generador 2 MVA - 13,8 KV:

Se restringe la corriente de falla a tierra a un valor de: 100 A.

Ω== 67,79100

313800/ohmsR


ohmsR*2)o(3IaresistenciW =

,7KW796)67,79(*2)100(aresistenciW ==

Generador 1,3 MVA – 1,17 KV:

Se restringe la corriente de falla a tierra a un valor de: 100 A.

Ω== 76,6100

31170/ohmsR


ohmsR*2)o(3IaresistenciW =

67,6KW)76,6(*2)100(aresistenciW ==


92

4.2.5. Protección Diferencial restringida a falla a tierra para Generadores que

Disponen de 4 Terminales

En el caso de generadores pequeños que dispongan de 4 terminales solamente

(tres fases y neutro) se puede utilizar una protección diferencial de alta impedancia,

restringida a fallas a tierra, tal como se muestra en la figura 4.14. La corriente IR por

el relé es diferente de cero únicamente cuando se presenta una falla a tierra en el

generador. La relación de los Tc se escoge en base a la corriente nominal del

generador, y todos los transformadores, incluido el del neutro, deben tener la misma

relación.

Figura 4.14. Protección diferencial de un generador, restringida a fallas a

tierra.


93

Al igual que la sección anterior el cálculo de la resistencia se basa

principalmente en el enunciado de sobretensiones intermitentes (sección 4.2.2.1).

Capacitancia total a tierra = 0.53 µf

5004,86Ω60)(0.53)2(3.1416)(

610jC f 2π

610jXc =−=−=

De manera análoga al análisis hecho al sistema de protección anterior se obtiene

la corriente de secuencia cero (Io), y la corriente de falla por la resistencia (IoR)

A2365,0Io =

0,7096A0,2365*33IoIa ===


0,5018A0,1673 *3 3IoR ==


R*2(3IoR)aresistenciW =

420,08W(1668,29)*2(0,5018)aresistenciW ==

Para los Transformadores de corriente:

676,89A1000*1,45*3

1,7KV3

nMVAnI ===

Relación TC = 700/5

Ω≤

≤

29,1668R3

XcR


94

Este tipo de protección cumple las mismas funciones que la descrita en la

sección anterior (Protección contra fallas a tierra en el 95% del estator), estando

limitada debido a que se necesita una resistencia de puesta a tierra que el sistema de

la empresa no posee.

Para efectuar en el generador una verdadera protección diferencial que detecte

fallas entre devanados de diferentes fases se necesita tener acceso a los dos

terminales de cada bobina, es decir se necesita los seis terminales de los devanados

del generador.

4.2.6. Protección de Generadores Mediante la Conexión a Tierra de una

Reactancia.

Este tipo de puesta a tierra limita la corriente de falla a valores aproximados

entre 50 y 600 A. La forma típica de este tipo de protección se hace con la conexión

de puesta a tierra a través de una reactancia con el neutro, como se observa en la

figura 4.15.

Figura 4.15. Puesta a tierra de baja impedancia mediante la conexión de un

reactor en el neutro del sistema.


95

Para el análisis de este tipo de protección se toma en cuenta exclusivamente la

impedancia equivalente del generador, quedando esta como impedancia del sistema.

Cuando ocurre una falla a tierra en el sistema, la corriente que circulara por el neutro

será equivalente a la corriente de secuencia cero, quedando de esta forma la red como

se muestra en la figura 4.16.

Figura 4.16. Red de secuencia cero equivalente.

Donde:

Zs = impedancia equivalente del sistema (generador).

3Z = reactancia de puesta a tierra * 3 (equivalente de red de secuencias).

Para obtener el valor de la reactancia deseada se supone un valor de corriente de

falla que se quiere que circule por el neutro, teniendo en cuenta que se encuentre

dentro de los parámetros de este tipo de protección (50-600 A).

Se quiere limitar la corriente de falla a 200 A. y tenemos que la impedancia del

generador es de 22%


96

Xs = 0,22 pu

Xototal = 3Z + Xs = j (0,22 + 3X) pu

Para Ifalla = 200 A

I1 = I2 = Io = 200/3 = 66,67 A

676,89A1000*1,45*3

1,7

baseKVA3baseMVA

baseI ===

pu0985,0676,8966,67IoI2I1 ====

Zopu1.0Io =

pu3107,3X =

4,094Ω1,7

3,3107*2(1,45)

baseMVA

Xpu*2baseKV

ΩX ===

4.2.7. Protección de Generadores Mediante Puesta a Tierra de Baja

Impedancia a través de un Transformador Tipo Zig-Zag

Este tipo de protección se utiliza para obtener una conexión de neutro en

sistemas que no lo tienen, con el propósito de aterrizarlos. Corresponde básicamente a

un transformador trifásico de dos enrollados por fase, conectados entre si en conexión

zig-zag, quedando tres terminaciones por fase y un terminal de neutro. De esta

manera, deberá presentar una alta impedancia al ser alimentado con tensiones de


97

secuencia positiva o negativa, y una baja impedancia al ser alimentado con tensión de

secuencia cero. En la figura 4.17. se puede ver el diagrama de conexiones.

Figura 4.17. Diagrama de conexiones de un transformador de puesta a

tierra (zig-zag).

El valor de impedancia del transformador se obtiene al igual que el método

anterior suponiendo o restringiendo la corriente de falla a un valor específico,

teniendo de nuevo en cuenta que este valor se encuentre dentro de los límites

establecido para este tipo de protección (50-600 A). En la figura 4.18. se muestra el

diagrama de un sistema de baja impedancia mediante un transformador zig-zag.

Restringimos la corriente de falla = 200 A

Impedancia de la Fuente (generador) = 22%

I1 = I2 = Io = 200/3 = 66,67 A

676,89A1000*1,45*3

1,7

baseKVA3baseMVA

baseI ===


98

pu0985,0676,8966,67IoI2I1 ====

Figura 4.18. Conexión del neutro a tierra mediante transformador zig-zag.

En la figura 4.19. se muestra la red de secuencia cero equivalente para la

protección de baja impedancia a través de un transformador conexión tipo zig-zag.

Figura 4.19. Red de secuencia cero equivalente (Transformador zig-zag).


99

Xototal = j XT pu

X1 = X2 = j (Xs + XT) = j (0,22 + XT)

X1 + X2 + Xo = j (0,44 + 3XT)

Zpuj1.0Iopu =

3XT)j(0,44j1.00,0985+

=

XT = 3,238pu

4,005Ω1,7

3,238*21,45

baseMVA

Xpu*2baseKV

ΩXT ===

En el caso que se cuente con un transformador que tenga una impedancia

diferente a la requerida, se puede utilizar dicho transformador, pero se necesita

acoplar una impedancia conectada en el neutro del transformador, de modo que logre

compensar la impedancia requerida. En la figura 4.20. se observa este tipo de

conexión.

Figura 4.20. Impedancia adicional al Transformador zig-zag.


100

El valor de dicha impedancia depende de si esta es una resistencia o es una

reactancia, en la siguiente figura 4.21. se puede ver la red equivalente de secuencia

cero, para dicho sistema de protección.

Figura 4.21. Red de secuencia cero equivalente (zig-zag con impedancia

adicional).

Para adicionar una Reactancia:

Xototal = j (XT + 3 Xadicional)

X1 = X2 = j (Xs + XT)

Zo = j (2Xs + 3XT + 3Xadicional)

De esta forma si tenemos la corriente de secuencia cero y los valores de

impedancia de la fuente (Xs) y del transformador zig-zag (XT), se puede obtener la

impedancia adicional mediante la siguiente ecuación:

( )

3

3XT2XsjIopuj1.0

adicionalX+−

=


101

Para adicionar una Resistencia:

Xototal = 3 Radicional + j XT

X1 = X2 = j (Xs + XT)

Zo = 3Radicional + j ( 2Xs + 3XT )

Zpuj1.0Iopu =

Si restringimos la Ifalla=200A y tenemos KVAbase=1,45 y MVAbase=1,7

Obtenemos: Iopu =0,0985 pu

De esta forma 3XT)j(2Xs3R

j1.0?0,0985++

=∠

Se puede resolver mediante la suma de los cuadrados

(3R)2 + (2Xs+3XT)2 = (10,152)2

( )

3

23XT2Xs2

Iopu1

puR+−

=

4.3. PROPUESTA DE PROTECCIÓN DE FALTA DE AISLAMIENTO DE

LOS GENERADORES

El mantenimiento predictivo se puede definir como una herramienta de

planeación usada para determinar la necesidad de acciones correctivas de

mantenimiento. Los datos obtenidos en un programa de mantenimiento predictivo,

proporcionan información para aumentar capacidad de producción, calidad del

producto y efectividad de la planta.


102

Algunas herramientas usadas son: análisis de aceite, termografía, monitoreo de

vibración, análisis de gas, parámetros del proceso, monitoreos ultrasónicos,

inspecciones visuales y mediciones eléctricas.

Una de las mayores fallas en equipos eléctricos es causada por falla de

aislamiento. El aislamiento es afectado por envejecimiento, humedad, polvo,

condiciones ambientales, parámetros operacionales y prácticas de mantenimiento o

limpieza.

Las paradas inesperadas de equipos eléctricos debido a las fallas en aislamiento,

no sólo afectan la producción sino que también ocasionan daños potenciales a

equipos, riesgos al personal y mayores tiempos de reparación entre otros.

Se puede supervisar el deterioro del aislamiento y predecir las condiciones de

falla con las herramientas y técnicas adecuadas. Un método usado ampliamente en la

industria para medir el estado del aislamiento ha sido la prueba del megger. Aunque

este método ha demostrado durante los años su eficacia, es una operación manual y

pueden mencionarse varias desventajas en su uso: disponibilidad de un técnico para

tomar lecturas, consumo de tiempo, riegos de seguridad para el personal involucrado,

el cuidado y precisión del megger.

Debido a estos factores, se desea implementar un equipo para lectura de

aislamiento en línea, que use un voltaje reducido para probar los dispositivos

eléctricos mientras están en condiciones de reposo.


103

4.4. REVISIÓN DE LAS PROTECCIONES EXISTENTES EN EL SISTEMA

Mediante inspecciones hechas a los relés de protecciones (R1-R14) existentes en

el centro de control remoto se logro detectar conexiones erróneas en los mismos, que

evitan el correcto funcionamiento del sistema de protección. Debido a esto se

procedió a hacer los debidos ajuste en las conexiones y se realizaron ensayos a los

diferentes tipos de relés, para obtener sus curvas de trabajo y de esta manera dar el

correcto ajuste de la protección.

Estos relés son los encargados de proteger al sistema de: sobretensiones,

Sobrecorrientes y Puesta a tierra. (ver tabla 3.1. Relés de protección del control

remoto).

El sistema consta de 14 relés (10 sobrecorriente y 4 sobrevoltaje), de todos estos

se encontró que solo 5 de ellos tenían su cableado conectado correctamente, a

continuación se especifica la conexión de cada uno de ellos y sus respectivas

observaciones.


104

Relé de Protección de Sobrecorriente R1:

Tabla 4.2. Situación del relé R1.

PLC Entrada

TC

Regleta X4

(Cable) IN OUT Observaciones

R92 am

S93 am

T94 am

X95 am

590

589

588

587

00 50

Protección I>>TC1A

Entrada baja tensión

TX1

Conexión OK.

Figura 4.22. Diagrama de conexión del relé de protección R1.


105



PLC Entrada

TC

Regleta X4


R235 r

S236 v

T237 v

X238 v

594

593

592

591

01 51

Protección I>>TC2A

Pórtico de Salida a la

carga.

Conexión OK.



106

Relés de Protección de Falla a Tierra R3, R4 y R5:

Tabla 4.4. Situación de los relés R3, R4 y R5.

PLC Entrada

TC

Regleta X4


R96 v

S97 v

T98 v

X99 am

598

597

596

595

04 54

Protección I>>TC3A

Bandeja de

reactancias

Conexión OK.

Figura 4.24. Diagrama de conexión de los relés de protección R3, R4 y R5.


107

Relés de Protección de Falla a Tierra R6, R7 y R8:


PLC Entrada

TC

Regleta X4


R246 r

S201 v

R100 v

T202 v

600

601

602

599

05 55

Protección I>>TC4A

Bandeja de

reactancias

T202 intercambiado

Falta Tierra

Figura 4.25. Diagrama de conexión de los relés de protección R6, R7 y R8.


108

Relé de Protección de Sobrevoltaje R9:


PLC Entrada

TC

Regleta X4


33 v

73 v

603

604 02 52

La entrada de la

bobina no se

encuentra conectada,

el PLC emite señal de

sobrecorriente

Mal conectado



109

Relés de Protección de Sobrevoltaje R10, R11 Y R12:


PLC Entrada TC

Regleta X4


X3-22/ X3-21

X3-21/ X3-20

X3-20/ ?

580

581

582

06 56

Protección

V>>TT1-TT2

Salida Generador 2,

entrada de bobina sin

conexión

Mal conectado

Figura 4.27. Diagrama de conexión de los relés de protección R10, R11 y

R12.


110



PLC Entrada

TC

Regleta X4


X3-20 g

X3-21 g

X3-22 g

67 n

606

607

608

605

03 53

Protección

I>>TC6A-TC7A

Salida Generador 1 y

Generador 2

respectivamente

Conexión de TC de

entrada mala



111



PLC Entrada

TC

Regleta X4


R211 am

S212 am

T213 am

X217 am

632

633

634

631

X X

La entrada en la

bobina, pertenece al

TC4 (capacitancias)

No posee conexión

de salida al PLC



112

4.4.1. Conexiones Realizadas en las Protecciones Existentes

Las modificaciones realizadas en las conexiones fueron las siguientes:

Modificaciones Realizadas en R6, R7 y R8:

Se conecto correctamente la entrada del TC, en este caso pertenece al TC4A

(banco de reactancia).

Tabla 4.10. Modificaciones de R6, R7 y R8.

Anterior Actual

Fases TC / Regleta

Tierra TC / Regleta

Fases TC / Regleta

Tierra TC / Regleta

R246 / 600 R100 / 600

S201 / 601 T202 / 599 S201 / 601 X99 / 599

R100 / 602 T202 / 602

Modificaciones Realizadas en R9:

El relé R9 es del tipo de sobrevoltaje monofasico, que protege la salida del

Generador 1, donde se encuentra TP1 (transformador de voltaje monofasico). Se debe

tener en cuenta que la conexión entre los cables del TP1 (603-604) y la bobina de

disparo del relé (111-221) no se encontraban conectados al momento de la inspección

(ver figura 4.29), esta puede ser una causa de la falla en la protección al momento del

cortocircuito en el generador 1 que provoco el incendio y posterior salida de servicio

del mismo.


113

Se desconecto la salida de señal hacia el PLC, ya que esta emite una alarma de

sobrecorriente, no existe en el PLC una señal de sobrevoltaje en TP1, pero se podría

utilizar la señal de sobrevoltaje de TP2 y TP3 que emite el PLC (IN 06), ya que el

TP2 queda inhabilitado si el TP1 se encuentra en funcionamiento. La entrada de este

relé, por ahora no se conecta debido a que no se cuenta con el TP1, tan pronto se

ponga en servicio el Generador 1, se debe conectar dicha entrada con los cables del

respectivo TP.

Tabla 4.11. Modificaciones de R9.

Anterior Actual

Fases TC / Regleta

Salida PLC IN / Cable

Fases TC / Regleta


33 v / 603

73 v / 604 02 / 220 Nada 06 / 220

Modificaciones Realizadas en R10, R11 y R12:

Los relés R10, R11 y R12 están conectados a un relé de control (R23) que permite

seleccionar entre TP2 (Salida Generador 2) y TP3 (Entrada alta tensión

Transformador 1). Tanto TP2 y TP3 los constituyen tres transformadores de voltaje

monofasicos conectados en estrella con neutro a tierra.

Las entradas de las bobinas de disparo (carga de los transformadores) no tenían

una conexión específica (delta o estrella), se escogió realizar esta del tipo estrella ya

que permite obtener los tres voltajes de línea.


114

Tabla 4.12. Modificaciones de R10, R11 y R12.

Anterior Actual

Fases TC / Regleta

Fases TC / Regleta

Fases TC / Regleta

Tierra TC / Regleta

R88 / 580

R218

S89 / 581

S219

R88 / 580

R218

S89 / 581

S219

R88 / 580

R218

S89 / 581

S219

X91 / 561

X221 T90

/ 582 T220

? / ? T90

/ 582 T220


El relé R13 esta conectado a un relé de control (R24) que permite seleccionar

entre TC2b (Salida Generador 2) y TC3b (Salida Generador 1). TC2b y TC3b los

constituyen tres transformadores de Corriente monofasicos conectados en estrella con

neutro a tierra.

Se chequeo las conexiones de TC2b y TC3b de la siguiente manera:

Figura 4.30. Conexión del TC3b (HKK).


115

Figura 4.31. Conexión del TC2b Salida Generador 2


Anterior Actual

PLC / HKK TC2b

PLC / TC TC3b

PLC / HKK TC2b

PLC / TC TC3b

70 v / 562 84 v / 84v 70 v / 564 84 v / 85v

71 v / 565 85 v / 87 v 71 v / 565 88 n / 86 v

72 v /566 86 n / ? 72 v /566 85 v / 87 v

73 v / 563 67 n / 85 v 73 v / 563 67 n / 84 v


En este caso la entrada del TC a la bobina de disparo esta correctamente

conectado y estas pertenecen a TC4 (banco de condensadores). El error en la

conexión surge en que el Relé R14 no tiene conexión de salida al PLC. Se procedió

entonces a conectar la salida del relé R14 a la entrada (IN 02) del PLC, dicha entrada

pertenecía a la salida de R9, pero esta fue desconectada en modificación anterior,

quedando a disposición del R14.


116


Anterior Actual



Ninguna / 220 02 / 220

4.4.2. Ensayos Realizados para el Ajuste de las Protecciones Existentes

Prueba de Curva de Disparo de relés de Sobrecorriente y Sobrevoltaje

Las pruebas de curvas de disparo para los relés de Sobrecorriente y Sobrevoltaje,

se desarrollaron en el laboratorio de Sistemas de Protección de la Universidad de los

Andes. El ensayo se realizó con un equipo de prueba de relés universal (Multi-Amp

SR-51) que se puede observar en la figura 4.32, este es un dispositivo capaz de medir

el tiempo de cierre de los contactos de un relé una vez que su bobina se encuentre

correctamente energizada.

Figura 4.32. Multi-Amp SR51A


117

En la tabla 4.15. se tienen los datos obtenidos para el ensayo a el relé de

Sobrecorriente Marca ASEA tipo RXIG-21

Tabla 4.15. Datos del ensayo del relé de Sobrecorriente.

TAP x 1 = 2,5 A IDISPARO(MÍNIMO) = 2,6 A

IDISPARO (A) TDISPARO (Ciclos)

3 4,2

3,5 3,6

4 3,3

5 3,1

6 3,0

TAP x 1.25 = 3,125 A

IDISPARO(MÍNIMO) = 3,2 A


3,5 5

4 4

5 3,4

7,5 3

8 3

TAP x 1.5 = 3,75 A



4 5

6 3,4

7,5 3,1

10 3


118

TAP x 2 = 5 A IDISPARO(MÍNIMO) = 5,1 A


5,4 5 6 4

7,3 3,4 8 3,2 10 3

TAP x 2.5 = 6,25 A



6,5 5,8 7,5 4 10 3,3

12,5 3 15 3

TAP x 2,75 = 6,875 A IDISPARO(MÍNIMO) = 7 A


7,5 5 8,5 4 10 3,4

12,5 3 15 3

TAP x 3 = 7,5 A



7,8 5,8 9 4 10 3,5

12,5 3,1 15 3


119


120

En la tabla 4.16. se tienen los datos obtenidos para el ensayo a el relé de

Sobrevoltaje Marca ASEA tipo RXEG-21

Tabla 4.16. Datos del ensayo del relé de Sobrevoltaje.

TAP x 1 = 80 V VISPARO(MÍNIMO) = 82 V

VDISPARO (V) TDISPARO (Ciclos)

Para cualquier valor de

Voltaje 3


121

CAPITULO V

PLANES DE APLICACIÓN DE LA PROPUESTA

5.1. FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LAS PROTECCIONES DEL

GENERADOR

Los diseños propuestos en el capitulo anterior para los generadores de la empresa

SERVIMAR, se centraron en protecciones contra corto-circuito del estator, debido a

que estos carecen de algún dispositivo que monitoree internamente los generadores.

A continuación se analizara desde el punto de vista práctico y económico la

implementación de cada una de estas:

• Propuesta 1: Protección contra falla a tierra del estator a través de un

transformador monofasico de distribución.

Esta protección es del tipo de conexión a tierra de alta resistencia, este diseño

puede ser implementado en sistemas de baja y media tensión. La conexión a tierra por

medio de una alta resistencia limita las corrientes de perdida a tierra a un valor muy

bajo, generalmente a menos de 0,1 por ciento de la corriente de falla trifásica. Por lo

común la corriente se mantiene entre 1 ampere a un máximo de 10 amperes. Esta

resistencia de alto valor amortiguara el circuito resonante hasta un punto tal que

impedirá el desarrollo de sobrevoltajes excesivos. Este tipo de sistema permite que la

primera perdida a tierra actué hasta que se detecte y elimine, por esta razón se usa


122

frecuentemente en servicios importantes donde la alimentación continua de energía es

esencial.

Debe permitirse el flujo suficiente de corriente de perdida a tierra para compensar

la corriente de carga de la capacitancia a tierra del sistema, de otra manera, podrían

generarse sobrevoltajes transitorios durante las conexiones que alteren el circuito.

La disposición protectora asociada con la conexión a tierra de alta resistencia es

de detección y alarma, sin embargo, en el diseño implementado para la empresa

SERVIMAR, la disposición de esta protección será de desconexión inmediata al

ocurrir la primera falla, ya que es primordial la integridad del equipo y del personal

que opera cerca de el.

• Propuesta 2: Protección contra falla a tierra del estator a través de un

transformador trifásico de distribución.

Este tipo de protección es similar en funcionalidad y aplicación a la propuesta A,

su diferencia radica en que se implementa en sistemas que no tienen una conexión

física del neutro a tierra, principalmente en sistemas conectados en delta. En

comparación con la propuesta A, tiene la desventaja económica que utiliza un

trasformador trifásico, mientras que la propuesta A, posee un transformador

monofasico.


123

• Propuesta 3: Protección contra falla a tierra del estator a través de la

conexión de una baja resistencia en el neutro.

La conexión a tierra de baja resistencia se recomienda para sistemas entre 1000 y

15000 V. Produce una corriente de perdida a tierra de tal magnitud que asegure la

activación adecuada de los relevadores de conexión a tierra. La mayoría de los

sistemas de conexión a tierra de baja resistencia, la corriente de perdida de fase a

tierra se mantiene por lo general en el 20% de la corriente trifásica de falla y menor a

400 Amperes. El circuito se vuelve resistivo al conectarse la corriente de perdida a

tierra y tiene corrientes y sobretensiones insignificantes. En consecuencia, las

sobretensiones y corrientes transitorias relacionadas a las perdidas a tierra son

mínimas y están bajo control.

Este tipo de protección brinda mayor esperanza de vida en los aislantes de los

motores, transformadores y otros componentes por que reduce la magnitud y duración

de las sobretensiones. Además se tienen conexiones mejoradas de protección, ya que

las fallas de tierra se pueden detectar en forma rápida y selectiva por medio de

relevadores sensibles.

• Propuesta 4: Protección Diferencial restringida a falla a tierra.

Este tipo de protección es del tipo de alta resistencia, implementándose en

aquellos generadores que posean solo 4 terminales (3 fases y 1 neutro), cumpliendo

las mismas funciones que la propuesta A. De esta manera no se justifica una inversión

adicional en equipos de detección.


124


conexión a tierra de una Reactancia.

La conexión a tierra por reactancia se utiliza comúnmente en generadores de bajo

voltaje, es decir menores de 600 V. Este método permite el uso de dispositivos

protectores al neutro que hacen que sea útil donde la exposición a rayos es severa.

Para minimizar los sobrevoltajes transitorios, el reactor se debe seleccionar para

que limite la corriente de perdida a tierra a un mínimo de 25% de la corriente trifásica

de falla. En menos de un 25% del valor de un fallo trifásico, pueden volverse

peligrosos los sobrevoltajes transitorios debido a la reconexión repetitiva en un arco

de un circuito con perdida a tierra. La característica indeseable es que puede producir

daños en el punto de falla. La desventaja es la posibilidad de que se queme el hierro

debido a las posibles corrientes elevadas de perdidas a tierra. Por lo tanto la conexión

a tierra por medio de un reactor usualmente no se considera como una alternativa para

la conexión a tierra del neutro en sistemas de voltaje medio.


Conexión a Tierra de un transformador tipo Zig-Zag.

La conexión del neutro a tierra a través de un transformador zig-zag, se

implementa en sistemas ya instalados con conexión delta, este procedimiento se usa

en particular en los sistemas existentes mas viejos de 600 V o menos, e igualmente,

en muchos sistemas ya instalados de 2400, 4800 y 6900 V.


125

Los transformadores para conexión a tierra en zig-zag proporcionan un punto

neutro estable, lo que los hace adecuados para conectar a tierra un sistema con neutro

aislado. Los transformadores para conexión a tierra se diseñan para soportar un

régimen de corriente determinado solo durante un tiempo limitado: alrededor de 10

segundos. En consecuencia, un transformador para conexión a tierra puede ser de una

décima del tamaño físico de un transformador común y trifásico para la misma

capacidad.

Tabla 5.1. Análisis económico comparativo entre las propuestas estudiadas.

Propuesta Aplicación Costo

Inicial Mantenimiento Disponibilidad Sumario

1 A AA B A A

2 C BB C B B

3 A DD A C C

4 C DD C D D

5 D BB B B C

6 C CC C B C

A = Muy Bueno B = Bueno C = Regular D = Malo


126

En la tabla 5.1. se muestra un breve análisis comparativo entre las propuestas de

protección hechas para los generadores de la empresa SERVIMAR. En dicha tabla se

puntuó las propuestas de acuerdo a su aplicación en el sistema ya existente, costo

inicial de los dispositivos requeridos para dicha propuesta, mantenimiento de los

equipos de protección y disponibilidad de la empresa en adquirirlos. Como se puede

observar en el renglón de costo inicial se dio una puntuación doble debido a la

importancia de este a la hora de una implementación.

5.2. IMPLEMENTACIÓN DEL DISPOSITIVO GEN-GUARD™

(PROTECCION BAJO AISLAMIENTO EN GENERADOR)

El probador de resistencia de aislamiento automático GEN-GUARD™, es un

dispositivo que supervisa la condicion de los generadores electricos de corriente

alterna, mediante la aplicación de un voltaje operativo potencial con limitación de

corriente al dispositivo supervisado. Se conectan al interruptor del generador y a la

tierra del equipo.

Aplica un voltaje de prueba DC fijo al bobinado mientras el generador se

encuentre en reposo o mínima carga. Los voltajes de la prueba típicos son 500, 1000,

2500 o 5000 dc. El voltaje seleccionado se aproxima al voltaje operativo del equipo.

El probador mide la corriente de fuga a tierra actual, la cual se relaciona con la

rigidez dieléctrica del aislamiento del equipo. La corriente de la prueba limita a

350µA para evitar sobre esforzar el aislamiento debido a la aplicación prolongada de

voltaje.


127

Un circuito comparador de estado sólido será el encargado de supervisa

cualquier corriente de fuga. El punto de alarma o disparo se puede ajustar de 0.5 a 30

megohm para satisfacer la aplicación Cuando la corriente de fuga excede el punto de

ajuste, el probador puede activar una alarma y bloquear el equipo supervisado. Los

equipos no pueden arrancar hasta que la falla se aclare. Los contactos de alarma o

falla permanecen retenidos mecánicamente y permanecen asegurados hasta que el

personal de mantenimiento accione un botón de "reset" o restablecimiento.

El punto de disparo de pre-alarma se puede ajustar de 15 a 50 megohms. Esta

información anticipada permite que el personal de mantenimiento programe una

investigación. Sin embargo el generador continua disponible para operar sin riesgo de

disparo del interruptor principal o daño al generador. Una pre-alarma proporcionara

información par permitir que personal de mantenimiento empiece a supervisar el

deterioro de aislamiento en sus fases incipientes.

5.2.1. GEN-GUARD™ Modelo GP500G1

El verificador de resistencia de aislamiento automático GP500G1 posee un

medidor analógico que visualiza e indica la resistencia de aislamiento en megohms

con un dial colorido que indica los rangos verde, amarillos y rojos; dos LED que

muestran las condiciones “test on" y “ alarma”, junto con dos salidas para la

indicación remota, y una para prueba interior, además posee botón de calibración y

otro para reset manual, un contacto para una alarma externa y otro que puede usarse

para bloquear el generador cuando se presente la condición de alarma.


128

En la figura 5.1. se muestra el probador GP500G1 junto con su medidor de

megohm.

Figura 5.1. Probador de resistencia de aislamiento automático

GEN-GUARD™

La fuente de poder y control de señal serán de 120 VAC con fusibles de 1,5

amperios. El voltaje de salida de prueba será de 500 VDC y corriente limitada a

200µA máximos. El verificador de resistencia de aislamiento automático sólo

supervisará la resistencia del generador cuando este se encuentre apagado y activará

una señal de alarma cuando la resistencia de aislamiento en el estator cae a 1,5

megohm.

En los generadores conectados a tierra se instalará un interruptor de tierra para

desconectar el cable neutro automáticamente de la tierra cuando el generador este

apagado, y permitir al verificador de resistencia de aislamiento automático probar los

bobinados del estator, en la figura 5.2. se puede ver un interruptor de tierra usado por

el probador automático.


129

Figura 5.2. Interruptor de Tierra Meg-alert™

El interruptor de tierra tendrá un circuito de seguridad para asegurar que el

generador no operare a menos que el cable neutro se reconecte a tierra. El interruptor

de tierra incluye una lámpara indicadora de que la tierra esta cerrada y un contacto de

salida que activa el sistema de alarma/bloqueo. El interruptor de tierra tendrá su

fuente de poder y control de señal a 120VAC con fusibles de 3 amperios.

En la figura 5.3. se observan las dimensiones del probador automático GP500G1

Figura 5.3 Dimensiones del probador GP500G1


130

En la tabla 5.2. se muestran las especificaciones del probador de resistencia de

aislamiento automático GP500G1.

Tabla 5.2. Especificaciones Probador automático GP500G1

Entrada de Poder 115-125 VAC 50/60 Hz @ 0,15 A máx.

Señal de Control 120 VAC 50/60 Hz

Contactos Alarma/Bloqueo

5A @ 240 VAC o 28 VDC

LED Display Test on: Verde (Flash)

Falla: Rojo (Flash)

Precision 2%

Temp. ambiente -10ºC a 60ºC

Montaje Especificaciones UL 508

El Plano del Montaje del probador automático GP500G1 se puede Observar en el

anexo #1

5.3. APLICACION DE UN CONVERTIDOR DE FRECUENCIA ESTATICO

Gracias a los avances que han tenido los dispositivos semiconductores en el área

de potencia, es posible implementar hoy en día convertidores de frecuencia estáticos,

de gran capacidad de potencia. El laboratorio de alta tensión con el que cuenta la

empresa SERVIMAR, fue concebido como un convertidor de frecuencia, del tipo con

maquinas rotativas, ya que para la época en que fue ensamblado no se contaba con la


131

disponibilidad o en su defecto implementar un convertidor estático implicaba un coste

mayor que uno del tipo rotativo.

Debido a esto se plantea la posibilidad de adquirir un convertidor estático, de

modo de suplantar al generador averiado. Si bien los convertidores de frecuencia

estáticos, se implementan en plantas donde se desea controlar la velocidad de motores

de jaula de ardilla, estos pueden cumplir funciones extras, como en el caso de la

empresa SERVIMAR donde se quiere obtener una señal de salida sinusoidal, con

valores de frecuencia de salida mayores a los que provee la red (60 Hz), dependiendo

del tipo de ensayo y los términos de este.

Un convertidor de frecuencia estático rectifica la tensión alterna de alimentación

en tensión continua, después de lo cual dicha tensión continua se convierte en

corriente alterna variable con amplitud y frecuencia variable. De este modo, el motor

recibe una tensión y frecuencia variable, lo que permite una regulación infinitamente

variable de la velocidad de motores CA trifásicos estándar.

Una representación funcional de un Cambiador de frecuencia, se muestra en la

Figura 5.4. una fuente de voltaje AC sinusoidal teniendo una amplitud Vi y

frecuencia angular fi, que se conecta al terminal de entrada del cambiador de

frecuencia. Este voltaje sinusoidal es convertido en una onda de voltaje con amplitud

V0, y frecuencia angular fo, que se aplica a la carga.


132

Figura 5.4. Representación funcional simplificada de un Convertidor de

Frecuencia Estático.

Donde:

1.- Alimentación de red

3 x 200 – 240 VAC, 50/60 Hz.

3 x 380 – 500 VAC, 50/60 Hz.

3 x 550 – 600 VAC, 50/60 Hz.

2.- Rectificador

Puente rectificador trifásico que convierte la tensión alterna en tensión continua.

3-. Circuito intermedio

Tensión continua = 1.35 x tensión de alimentación [V]

4.- Bobinas del circuito intermedio

Nivelan la intensidad del circuito intermedio y limitan la carga de la red y de los

componentes (transformador de red, cables, fusibles y contactores).

5.- Condensador del circuito intermedio

Nivela la tensión del circuito intermedio.

6.- Inversor

Convierte la tensión continua en tensión alterna variable con frecuencia variable.

7.- tensión de motor

Tensión alterna variable, un 0-100% de la tensión de alimentación.

Frecuencia variable: 0,5-132 / 0,5-1000 Hz.


133

8.- Tarjeta de control

Aquí se encuentra el ordenador que controla el inversor, el cual genera el tren de

impulsos que convierte la tensión continua en tensión alterna variable con frecuencia

variable.

5.3.1. Especificaciones y Características del Convertidor Estático

Al momento de evaluar una solución con convertidor de frecuencia se debe referir

a una serie de características y especificaciones que debe cumplir dicho dispositivo

para lograr un correcto funcionamiento del sistema.

Características de la Carga

Antes de especificar un convertidor estático se debe revisar las características de

la carga de tal forma que pueda manejar la carga desde su arranque y en todo el rango

de trabajo sin ningún problema.

o Se debe conocer el comportamiento del torque y de la potencia en todo el

rango de velocidad.

o Se debe conocer el rango normal de trabajo para el torque y velocidad.

Una vez que las características de la carga han sido determinadas, están nos

ayudaran a calcular el calibre y las características de operación del Convertidor,

partiendo por la corriente nominal y/o potencia a la salida.

Especificaciones del Convertidor

o Alimentación de Red.

o Datos de Salida.


134

o Características del Torque.

o Salidas y Entradas de Control Programables.

o Características de Control.

o Longitud de Cable y Temperatura Ambiente.

o Grado de protección.

o Hardware.

o Filtro RFI.

-. RFI, son oscilaciones eléctricas con frecuencias entre 10 KHz y los GHz,

se emite por conducción o radiación y se acoplan a las señales de tensión y

corriente de baja frecuencia generando alteraciones en dichas señales.

o Filtro LC.

-. Se ubica externo al convertidor y entre este y la carga, permite generar

una onda casi senoidal al reducir el tiempo de crecimiento de la tensión

dV/dt y los rizados de corriente dI/dt, reduce el ruido acústico, reduce el

desgaste del aislamiento del devanado.

Condiciones Extremas de Funcionamiento.

El convertidor debe estar diseñado para manejar ciertos eventos de peligro y

proteger al sistema de:

o Cortocircuito

o Falla a Tierra

o Conmutación a la salida


135

o Sobretensión generada por el Motor

o Corte en la Alimentación

o Sobrecarga Estática

Factores que reducen la Potencia.

Es importante tener en cuenta los siguientes factores que pueden afectar el

rendimiento del convertidor si no son considerados en el momento de especificar

dicho convertidor.

o Temperatura Ambiente

o Presión Atmosférica

o Velocidad Baja

o Cable de Motor

5.3.2. Variador de frecuencia Danfoss tipo VLT®-5500 VVC Plus

Este tipo de variador posee un sistema de control del inversor denominado

VVCPlus, el más reciente desarrollo de control del vector tensión, el sistema controla

los motores de inducción al alimentarlos con una frecuencia y una tensión variables

para cada instante. Si se modifica la carga del motor, también cambia la

magnetización del motor y, por lo tanto, la velocidad. La frecuencia y la tensión del

motor se ajustan para asegurar que el punto de funcionamiento del motor sigue siendo

óptimo en condiciones variables.

Este tipo de variador posee las siguientes características:


136

o Ajuste Automático al Motor (función AMA): el VLT se adapta al motor

conectado sin hacerlo girar y muestra la parte activa y reactiva del motor, optimiza la

eficiencia del motor; mejoras las capacidades de arranque asegurando el mejor

torque; compensa las variaciones debidas a las características propias de los cables

del motor.

o Optimización Automática del Motor (AEO): minimiza el consumo de energía;

maximiza la eficiencia del motor controlando la corriente de magnetización; el VLT

entrega la energía necesaria en el tiempo real necesario.

o Supresión de Armónicos: Viene con las inductancias de entrada y salida

incorporadas, lo cual garantiza una excelente limitación de armónicos de voltaje y

corriente; factor de potencia verdadero cerca de la unidad; la I rms verdadera ≈ a la I

nominal del motor lo que significa una alta supresión de armónicos; una muy alta

limitación de armónicos significa ahorro de energía.

o Compactibilidad Electromagnética (EMC): cumple normas EMC; mueble

metalito; rechazo contra interferencias radiadas y conducidas.

o Amistoso: Todos los parámetros son preprogramados y optimizados para

diferentes aplicaciones; menú rápido en la puesta en marcha; idioma español, display

alfanumérico extraíble sin que se apague el VLT; no se requiere de personal

altamente capacitado para su operación.

o Extremadamente Rápido y Preciso: El VLT tiene una velocidad 3 milisegundos

par compensar todo tipo de respuesta o falla; alta resolución de la frecuencia de salida

= 0,003 Hz; precisión en lazo abierto de ± 0,5% y en lazo cerrado de ±0,1%


137

o Protecciones al Motor: Contra cortocircuito; falla a tierra; inversión de fase y

tierra; bajo y alto voltaje; perdida de fase (muestra en display cual de las fases del

motor esta fallando o si esta bajo el aislamiento); alta temperatura; transientes;

aislamiento galvánico.

o Estabilidad: Compensación precisa de deslizamiento; alta estabilidad de la

velocidad del motor; alta estabilidad de la frecuencia de salida; estabilidad de torque

lineal hasta 1000 Hz.

o Controlador PID: Puede manejar variables de procesos por si mismo sin

necesidad de un PLC; puede manejar procesos normales o inversos en lazo

cerrado/cerrado; fuente propia de 24 VDC; manejo de unidades de ingeniería (bares,

GPM, RPM, etc.).

o Aplicaciones: Cubre la mayoría de las aplicaciones bajo su configuración

estándar (torque constante, velocidad constante, otras); otras opciones de

sincronización, posicionamiento, wobbler y otras más.

o Software de Programación protocolos: Interfase de comunicación RS-485;

software en español bajo ambiente Windows; intercambio dinámico de datos DDE;

registro histérico, tendencias de variables de proceso; como opción protocolos de

comunicación Device Net, Profibus y otros.

El convertidor de frecuencia incorpora de forma estándar un número de

componentes que, normalmente, deben adquirirse por separado. Estos componentes

integrados (filtros RFI, bobinas CC, abrazaderas de apantallamiento y puerto de


138

comunicación serie) sirven para ahorrar espacio y simplificar la instalación, ya que el

convertidor de frecuencia cumple la mayoría de los requisitos sin necesidad de

componentes suplementarios.

Corriente de fuga a Tierra: La corriente de fuga a tierra esta causada

principalmente por la capacidad entre las fases del motor y el apantallamiento del

cable del motor. Cuando se utiliza un filtro RFI, este contribuye a una corriente de

fuga adicional, ya que el circuito del filtro se conecta a tierra mediante

condensadores. El tamaño de la corriente de fuga a tierra depende de los factores, en

este orden de prioridad: longitud del cable de motor, cable del motor con o sin

apantallamiento, frecuencia de conmutación, utilización o no de un filtro RFI,

conexión a tierra del motor o no en su instalación.

La corriente de fuga es importante para la seguridad durante el manejo y

funcionamiento del convertidor de frecuencia si no se ha establecido una conexión a

tierra del mismo (por error). Debido a que la corriente de fuga es >3,5 mA, debe

establecerse una conexión a tierra reforzada, que se requiere par cumplir la norma

EN50178. En los convertidores de frecuencia trifásicos, solo se deben utilizar relés

para corriente con defecto a tierra que sean adecuados para la protección contra

intensidad CC (DIN VDE 0664). Los relés RCD de tipo B cumplen estos requisitos

de acuerdo con la norma IEC755-2.

En la figura 5.5. se tiene un Diagrama clave para VLT serie 5000 380-500V


139

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140

Datos Técnicos del convertidor de frecuencia estático marca Danfoss

modelo VLT5500:

Alimentación de Red (L1, L2, L3)

Tensión de alimentación 380-500 V ±3,0%

Factor de potencia real (λ) 0,9 a la carga nominal

Factor de pot. de desplazamiento (cosϕ) Cerca de la unidad (>0,98)

Régimen máx. de cortocircuito 1000.000 A

Datos de Salida (U, V, W)

Tensión de salida 0-100% de la tensión de red

Frecuencia de salida 0-132 Hz, 0-1000 Hz

Conmutación en la salida Ilimitada

Intensidad de salida máx. 745 A

Intensidad de salida máx. (60s) 820 A

Salida SVLT,N 516 KVA

Salida máx. constante (150% sobrecarga) 456 KVA

Características de Par

Par de arranque VLT 150% durante 1 min.

Par de arranque 180% durante 0,5 seg.

Par de aceleración 100%

Para obtener una mejor apreciación del convertidor estático en el anexo #2 se

presenta un los datos técnicos generales de la serie VLT 5000.

141

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La protección de generadores varía en forma considerable y se puede decir

que es menos estandarizada que la protección de otros aparatos o componentes de un

sistema eléctrico. Esto es como resultado de la variedad de tamaños, tipos y

aplicaciones de los mismos. La protección se basa principalmente en la importancia

del generador, la cual se encuentra también estrechamente ligada al tamaño del

mismo.

A pesar de los inconvenientes presentados durante el desarrollo de este

trabajo, tales como falta de datos técnico de las maquinas y equipos, así como la

carencia de planos de los sistemas de control remoto del laboratorio, este estudio se

centro en la protección del estator contra fallas a tierra de los generadores, debido a

que estos no poseen un dispositivo que los proteja internamente. Si bien debido ala

potencia de los generadores, estos necesitan de una protección diferencial, se presento

el problema de no poseer los seis terminales de los devanados, siendo imposible

aplicar dicha protección. Es muy importante que al momento de seleccionar una

propuesta de protección contra fallas a tierra en generadores, se debe conocer de

antemano el método de conexión de puesta a tierra del neutro, así como los datos de

sus parámetros y elementos conectados en sus terminales.

142

De todos los diseños analizados, para la protección contra fallas a tierra, se

recomienda la implementación de la protección mediante la conexión de un

transformador de distribución monofasico en el cable neutro a tierra (Propuesta 1),

por ser esta la más factible en cuanto a la funcionalidad del generador y economía de

la empresa.

Teniendo en cuenta que el laboratorio de alta tensión, fue implementado en

un principio para realizar pruebas a transformadores de subestaciones, que ameritaban

una gran demanda de potencia, y ahora este se implementa para pruebas de

transformadores de distribución que no demandan tal cantidad de potencia se propone

para la puesta en funcionamiento del laboratorio:

• Realizar un mantenimiento completo al grupo motor-generador #2 que posee

una capacidad de 1,3 MVA. Este grupo se encargara de realizar pruebas a

transformadores de subestaciones, y también realizara las pruebas donde se

requieran valores de frecuencias mayores a 60 Hz.

• Adquirir un tercer grupo motor-generador, de capacidad de potencia alrededor

de 50KVA, que se encargara de realizar los ensayos de rutina (Vació y

cortocircuito) a los transformadores de distribución.

• Realizar un estudio detallado de las protecciones existentes a fin de lograr una

perfecta coordinación entre estas y las protecciones sugeridas en este trabajo.

• Realizar mantenimiento, a todos los demás dispositivos que integran el

laboratorio, como son, Transformadores, banco de condensadores, banco de

reactancia, interruptores principales, seccionadores, aisladores, etc.

143

• Chequear el correcto funcionamiento de los paneles de control tanto del motor

(FIAB), como del generador (AROS), para lograr la adecuada calibración de

las tarjetas electrónicas, que permitan lograr la correcta señal de disparo de los

tiristores.

• Tratar de acondicionar el área del laboratorio, para impedir el acceso de

partículas de polvo u otros materiales que dejen residuos en los equipos

eléctricos, vulnerables a este.

Para la implementación del dispositivo de medición de aislamiento

automático, se cree que no se justifica la inversión, debido a que este se implementa

en aquellos generadores que operan continuamente y donde las pausas son cortas. Se

recomienda realizar un mantenimiento predictivo periódicamente, mediante la prueba

del Megger, y llevar un control de estas mediciones para tener un historial del

comportamiento del aislamiento.

La implementación de un convertidor estático, estará condicionada, en

cuanto que este vendrá a suplantar al grupo #1 que tenia una capacidad de 2 MVA. Si

se logra que el grupo #2, sea reacondicionado, para lograr un desempeño optimo, el

convertidor estático deberá por lo menos tener una capacidad mayor que este

(1,3MVA), para que sea el convertidor quien realice pruebas donde se requiera mayor

potencia. Pero el costo de este equipo, tendría que venir con una cantidad

considerable de ensayos, esto quiere decir que la empresa debe tener un contrato

grande en donde deba realizar pruebas a transformadores, para justificar la inversión.

144

Sin embargo si no se logra poner en correcto funcionamiento o en su defecto si se

avería el grupo #2, el convertidor estático vendría a suplantar a los dos grupos, y

entonces se puede hacer una inmersión por el convertidor propuesto en este trabajo,

además que las ventajas que ofrece, como mayor confiabilidad, menor ruido, menor

mantenimiento, etc.

145

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

Romero C., Stephens R., Sistemas de Protecciones, Universidad de Los Andes,

Mérida, Venezuela, 1998.

Pedro O. Mora, Maquinas Eléctricas y Transformadores, Universidad de Los

Andes, Mérida, Venezuela, 1991.

Pedro O. Mora, Maquinas Sincrónicas, Universidad de Los Andes, Mérida,

Venezuela, 2004.

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Mérida, Venezuela, 1990.

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York, USA, McGraw-Hill, Inc., 1988

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Publishing Company, 1956.

Enríquez Harper, Protección de Instalaciones Eléctricas Industriales y

Comerciales, México DF., Limusa Noriega Editores, 2002.

146

REFERENCIAS DE FUENTES ELECTRÓNICAS EN LÍNEA

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Convertidor de Frecuencia Estático. [Página Web en línea]. Disponible: http://www.danfoss.com [Consulta: 2004, Abril]

Convertidor de Frecuencia Estático. [Página Web en línea]. Disponible: http://www.vacon.com [Consulta: 2004, Abril]

Dispositivo de protección y monitoreo automático. [Página Web en línea]. Disponible: http://www.powerlogic.com [Consulta: 2004, Marzo]

147

ANEXO 1

148

ANEXO 2

ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL GRUPO MOTOR...

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