lunes, 29 de mayo de 2017

Protección de motores contra arranques demasiado frecuentes (ANSI 66)



Esta protección se emplea exclusivamente en aplicaciones de motor, y su función consiste en evitar el envejecimiento prematuro de la máquina debido a los sobreesfuerzos térmicos y dinámicos que provoca el fenómeno del arranque.

Además de un exagerado calentamiento del estator y particularmente del rotor, se produce una sucesión de choques mecánicos en los acoplamientos y en las cabezas de bobina perjudiciales para los materiales, en particular para los aislantes. Anotemos que un defecto fase-masa, a menudo, es la consecuencia de la rotura de los aislantes de las cabezas de bobina en el extremo de las ranuras.
La frecuencia límite de arranques es un dato constructivo del fabricante del motor por cuanto concierne al dimensionado de las partes mecánicas y tipo de aislante utilizados en la construcción del motor.

Para regular dicha protección se necesita conocer:
  • ·         número de arranques totales autorizados por hora: típicamente de 5 a 6,
  • ·         número de arranques consecutivos autorizados en frío: típicamente 4 (período 1 hora),
  • ·         número de arranques autorizados en caliente: típico 2,
  • ·         tiempo de espera entre arranques consecutivos: 60 s < T < 300 s

El relé detecta una situación de arranque cuando la corriente en una de las 3 fases supera el 5% de la intensidad nominal de la máquina. Por tanto, la protección es trifásica.
El estado de motor caliente es considerado cuando se supera el primer umbral de la protección de imagen térmica, por tanto, aquí observamos una estrecha relación existente entre esta protección y la protección de imagen térmica.

Además, esta protección al "contar" el número de arranques directamente, no depende de la inercia térmica de la máquina, mientras que la protección de imagen térmica sí. Por tanto es una protección eficaz para evitar el rebasamiento del umbral de sobretemperatura en situaciones "anormales" de arranques consecutivos debidos:
  • ·         mal funcionamiento del automatismo de mando,
  • ·         accionamiento manual demasiado frecuente,
  • ·         serie de reconexiones con defecto

Por ejemplo, la situación de la figura1, partiendo del motor frío, viene a justificar lo expuesto.

Observamos cómo, en cada nuevo arranque se parte con la misma pendiente, por lo tanto esto hace que por ejemplo con 4 arranques consecutivos podamos superar el calentamiento equivalente a 2 horas de funcionamiento en régimen nominal permanente.

Con este gráfico queda constatada la relación intrínseca entre la protección de número de arranques y la protección de imagen térmica.


Figura 1



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viernes, 26 de mayo de 2017

Protección contra arranques demasiado largos y el bloqueo de rotor (ANSI 51 LR/48)



Máquina laminadora Walter Tosto S.p.A

Es una protección empleada exclusivamente para aplicaciones de motor, debido a problemas en la carga que accionan, tales como una carga anormalmente elevada en el momento del arranque que puede repercutir en una situación de arranque demasiado prolongado, o bien un eventual bloqueo del rotor cuando el motor está en funcionamiento nominal debido por ejemplo a un problema del material a laminar en caso de motores que accionan laminadoras.

●  Arranques demasiado largos (ANSI 51 LR)

Los arranques demasiado largos se producen cuando el motor está cargado en exceso, o está alimentado con una tensión reducida, lo que provoca esfuerzos térmicos perjudiciales en el motor. Si, a la puesta en marcha del motor, existe el riesgo de que el rotor quede agarrotado, éste deberá soportar el calentamiento correspondiente durante un tiempo superior al tiempo de arranque


Durante un arranque, la protección se activa si la corriente de una de las tres fases supera el umbral de corriente Is durante un tiempo T (figura 1). Este tiempo T debe ser superior al valor máximo de la duración normal del arranque Tarr.



Id: corriente de arranque del motor con su sistema de arranque asociado (auto-transformador, estrella-triángulo, resistencias rotóricas, arranque electrónico,…) si existe.

Figura 1: Caso de un arranque demasiado largo

Regulación de la protección:
  • ·El umbral de regulación de corriente Is es del orden de Id/2, y debe ser superior a 1,3 In.
  • La temporización T debe ser algunos segundos superior a la duración del arranque con la tensión de alimentación más baja que haga posible el arranque.

Ciertos relés tienen fijados umbrales de regulación entre 2,5 In y 4 In, estos umbrales son demasiado elevados cuando los motores son alimentados por sistemas de arranque que limitan la corriente (por ejemplo el arranque electrónico).

También se puede realizar un estudio de la evolución de la intensidad y si es posible, del factor de potencia, durante el tiempo de arranque: I = f (t); cos  ϕ  = f (t), que permitirá determinar si es posible la utilización de un relé de máxima intensidad, o de un relé de impedancia (figura 2).


Figura 2


● Bloqueo del rotor (ANSI 48)

Los bloqueos mecánicos de un motor en marcha son debidos:
  • a un defecto mecánico: agarrotamiento,
  • a una explotación que tiene riesgos especiales de agarrotamiento,
Los bloqueos se producen cada vez que el par resistente es mayor que el par motor máximo.

El bloqueo del motor origina un choque mecánico sobre los acoplamientos, cojinetes, bobinados, etc.

El calentamiento es muy rápido, pues la intensidad alcanza el valor de la corriente del arranque y la energía absorbida de la red se disipa principalmente en el rotor. La falta de ventilación aumenta la temperatura.

Se utiliza un relé de máxima intensidad. Puede ser monofásico, ya que las corrientes estatóricas con un rotor bloqueado, están equilibradas (ausencia de defecto eléctrico interno)

Para poder tener una temporización regulable, el usuario inhibe la actuación del relé durante el periodo de arranque normal. Más allá el relé se activa con  cualquier sobreintensidad que rebase su umbral.

La inhibición durante el arranque se consigue permitiendo sobrepasar el umbral amperimétrico bajo, lo que significa que se ha sustituido el estado de reposo por el estado «en tensión».

En régimen estable, la protección se activa si la corriente de una de las tres fases es superior al umbral de corriente Is durante un tiempo superior a la temporización Tb (figura 3).


Figura 3: Caso de un bloqueo de rotor

La corriente de rotor bloqueado Ib es igual a la corriente de arranque del motor sin el sistema de arranque. En efecto, este es cortocircuitado después del arranque.

● Regulación de la protección:

En la mayoría de los relés multifunción, el umbral Is de las funciones de arranque demasiado largo y de bloqueo de rotor es común. Los dos umbrales son idénticos
  • Is es del orden de Ib/2, y debe ser superior a 1,3 In
  • La temporización Tb es de 0,5 a 1 segundo
Observación 1: la protección contra arranques demasiado largos o el bloqueo del rotor puede realizarse por control de la velocidad del motor.
Observación 2: para determinar la temporización Tb, es necesario tener en cuenta el tiempo de reaceleración del motor después de un hueco de tensión. En efecto, la protección no debe activarse durante una sobreintensidad debida a un hueco de tensión.



FUENTES:

Schneider Electric: Protección de máquinas y redes industriales de AT (Pierre Roccia)
Schneider Electric: Guide des protections des réseaux industriels (Christophe Prévé)



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jueves, 25 de mayo de 2017

Protección de mínima corriente de fase (ANSI 37)



Esta es una protección específica de las bombas aspirantes, se utiliza para detectar la ausencia de líquido en la bomba, su no cebado o el descebado de la misma, el funcionamiento con las  válvulas cerradas, son las causas que pueden llevar al deterioro de la bomba por calentamiento.

El síntoma de que la bomba está descebada, o no eleva líquido, lo da la caída de la corriente absorbida o la marcha en vacío del motor eléctrico de accionamiento.

Medios de protección

Se utilizará un relé de corriente mínima con temporización a tiempo constante enclavado en el arranque, es decir, la protección se activa cuando la corriente es inferior a un nivel Is (figura 1), limitado entre:
  • la corriente de vacío, o con las válvulas cerradas (Iv)
  • la corriente absorbida en régimen normal de funcionamiento de la bomba (Iu)
Sin embargo, la protección permanecerá inactiva cuando el motor este en reposo (intensidad nula), por ejemplo con una corriente inferior al 1,5% de In

Si las condiciones de explotación indican que la diferencia entre los valores anteriores es demasiado pequeña, diferencia en la que intervienen los diferentes errores de precisión, se podrán tener en cuenta las variaciones del factor de potencia y utilizar un relé de mínima potencia activa.


Figura 1: Caso de funcionamiento del motor en vacío

Regulación:

Corriente de vacío < nivel de corriente Is < corriente mínima normalmente absorbida
La regulación de la temporización es del orden de 1 segundo.


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martes, 23 de mayo de 2017

Sobretensiones por ferroresonancia en Parques Eólicos




Esquema de principio de interconexión de una Generación Distribuida (GD) eólica a un sistema eléctrico

Normalmente la generación eólica (GD) se conecta al sistema a través de un transformador con conexión triángulo-estrella a fin de adecuar las tensiones. El circuito en triángulo se conecta al sistema y la estrella, con su centro puesto a tierra, se conecta al generador. Este esquema, en presencia de fallo de una fase (o dos fases) del lado del sistema requiere alguna acción por parte de la protección que gobierna al interruptor conectado directamente en los bornes del generador. Si se da la orden de apertura, se reúnen las condiciones óptimas para la presencia del fenómeno denominado “ferroresonancia”. Este fenómeno es la resonancia entre las capacidades parásitas de cables del lado del sistema y la inductancia magnetizante del bobinado del transformador conectado en triángulo, que bajo estas condiciones se encuentran en serie. La consecuencia es la aparición de una sobretensión de forma irregular, con onda cuadrada, cuya amplitud puede alcanzar valores de 4 pu, como se muestra en la  figura 1 (c).


Fig. 1: (a) Variación de tensión en función de la frecuencia para PST = 1, con variación rectangular (1) y senoidal (2). (b) Variación de la potencia de salida debida a las ráfagas de viento. (c) Ejemplo de comportamiento de la tensión frente a Ferroresonancia

La sobretensión se mantiene hasta que se daña el aislamiento del conductor o transformador, y las autoválvulas de protección contra sobretensiones del primario o secundario, lo que provoca la operación de la protección aguas arriba, desconectando el sistema. En caso de que no se dé la orden de apertura, el generador se mantendrá funcionando con una importante componente de secuencia negativa, que lo dañará por sobrecalentamiento si no se la elimina en un corto tiempo.


Figura 2: Esquema de Conexión Transformador Generador que conduce a la aparición de ferroresonancia


La principal característica del esquema de la figura 2 es su alto riesgo de ferroresonancia en caso de faltlo de alguna fase en el alimentador, que ocurre cuando opera alguno de los fusibles colocados en el alimentador y el generador es desconectado del transformador siguiendo las exigencias vigentes. Reuniendo las condiciones para ferroresonancia: falta de una o dos fases en la alimentación, capacidades contra tierra (concentradas en forma de condensador o distribuidas en forma de cable) y arrollamiento en triángulo o sea sin tierra de referencia, como puede verse en Figura 2. La ferroresonancia representa la mayor sobretensión de régimen permanente que puede presentarse en un sistema eléctrico, cuya onda es fuertemente distorsionada (figura 1 c), Como se ha indicado anteriormente, el dejar el generador conectado no es una solución, ya que lo sometería a una elevada sobrecorriente de secuencia negativa. La solución consiste en el uso de protección contra falta de fase o la reducción de capacidad del lado del sistema.

Las ventajas más importantes en este tipo de conexión son: las armónicas triples generadas por el GD no alcanzan el sistema de potencia, suministra algo de aislamiento a los huecos de tensión del sistema y no aporta corriente en los defectos a tierra del sistema. Entre las desventajas pueden citarse: su exposición a la ferroresonancia debido a los cables de alimentación, calentamiento por las corrientes de tercera armónica entre generador y transformador en estrella a tierra, frente a un fallo a tierra en isla la puesta a tierra tampoco evita la ferroresonancia.

Aumento de los esfuerzos eléctricos en las terminaciones de los cables de potencia

En el momento de ocurrir el fenómeno de ferroresonancia, los cables son uno de los elementos más afectados, debido a que el circuito LC serie es predominantemente capacitivo, lo cual provoca un aumento significativo del campo eléctrico en el cable de potencia. Este aumento en el potencial hace que los esfuerzos en los extremos del cable (terminales), sean mucho mayores y puedan provocar desgaste en el aislamiento hasta debilitarlo.

El problema principal, que se presenta en los cables de potencia, es que la distancia de fuga se ve altamente reducida en el extremo del cable; esto se hace evidente por la distancias tan pequeñas que queda entre el conductor principal y la pantalla de blindaje.

Debido a la simetría radial del cable, los campos eléctricos son uniformes, desde el centro hasta la pantalla de blindaje (referida a tierra); al terminarse esta pantalla, el medio que queda es el aire que tiene una constante dieléctrica menor que la de la pantalla, por lo tanto, la dirección del campo eléctrico en la frontera se distorsiona y busca la ruta más cercana hacia la pantalla. Esto provoca que las líneas equipotenciales se modifiquen y los gradientes de potencial se vuelvan peligrosos, y afectan en esa forma las distancias de fuga a riesgo de producirse un corto circuito (figura 3).


Figura 3: Campos eléctricos en los cables de potencia

La solución a este problema, es hacer una terminación (mufa) al extremo del cable con un material, hecho con una constante dieléctrica similar al aislamiento primario, con lo cual se logra que el campo eléctrico se mantenga relativamente constante en la frontera y disminuyan los gradientes de potencial (figura 4).


Figura 4: Reorientación de las líneas de campo eléctrico en las terminaciones de los cables de potencia

Sobre calentamiento en el núcleo de los transformadores

Al concentrarse en los transformadores, las sobretensiones provocan aumentos directos en el flujo magnético, los cuales hacen que los momentos magnéticos en el núcleo de los transformadores se alineen en su totalidad, y ya no contribuyan al crecimiento de la densidad de flujo magnético (B).

Como consecuencia de esto, la permeabilidad del núcleo disminuye y la intensidad del campo magnético (H) aumenta muy rápidamente a pequeños aumentos en la densidad de flujo (B), lo que deriva en aumentos considerables en la corriente de excitación.

Las altas densidades del flujo magnético (Φ) en el núcleo de los transformadores dan lugar a campos eléctricos inducidos (según la ley de Faraday E = - dΦ/dt), que ocasionan una gran cantidad de corrientes parásitas, que circulan en el núcleo y se oponen al cambio de la densidad de flujo (B), como se muestra en la figura 5.


Figura 5: Corrientes parasitas en el núcleo de los transformadores


Asimismo la distorsión en la forma de onda del voltaje aplicado al transformador (debido a la Ferrorresonancia), hace que estos campos eléctricos inducidos sean de mayor magnitud como consecuencia de aumentos en la frecuencia (dΦ/dt aumenta).

Esto provoca altas pérdidas en el núcleo de los transformadores por calentamiento óhmico I2R, con temperaturas elevadas en vacío, que pueden llegar a ser de magnitudes mayores a las provocadas por sobrecarga.

Condiciones favorables para la ferroresonancia en Parques Eólicos
  • Conexiones largas de cables que alimentan los transformadores
  • Potencia de carga menor de 3 veces la del generador
  • Capacidad del sistema entre el 25 % y el 500 % de la potencia del generador
  • Maniobra de transformadores o líneas sin carga
  • Transformadores de tensión monofásicos en la red con neutro aislado o altamente inductivo.
  • Conexión simultanea de transformadores y cables (capacidades)
  • Subestación con transformador/s con neutro aislado o inductivo
  • Protección con fusibles cuya fusión produce cortes no omnipolares
  • Defectos de aislamiento
  • Fuentes con pequeña capacidad de cortocircuito (alternadores)
  • Distorsión de la forma de onda de tensión y corriente
  • Desplazamiento de tensión del punto neutro por defecto monofásico en la red con neutro aislado.
 Cuanto mayor sea el número de estas condiciones que se den en el sistema mayor será el riesgo de ferroresonancia.

Soluciones para limitar la ferroresonancia:

Ø En transformadores de tensión:
  • Introducir pérdidas gracias a una o más resistencias de bajo valor amortiguan de forma eficaz el fenómeno, asegurando que la potencia total consumida respeta las condiciones de precisión requeridas.

Figura 6: Disposición de protección contra riesgos de ferroresonancia en transformadores de tensión: a) de un secundario, b) de dos secundarios.

Ø En transformadores de distribución:
  • Disponer los interruptores de maniobra muy cercanos al transformador y maniobrar verificando la existencia de tensión en las tres fases.
  • Evitar utilizar el transformador consumiendo una potencia activa inferior al 10 % de su potencia aparente nominal.
  • Evitar conexiones en vacío
  • Prohibir las maniobras monofásicas o la protección por fusibles cuya fusión puedan producir cortes unipolares o bipolares.
  • Poner a tierra el neutro del transformador de Subestación a través de una resistencia
  • Puesta a tierra directa de los neutros de los transformadores de distribución (permanente o sólo durante la maniobra de conexión o desconexión) donde el primario está en conexión estrella.

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Cómo evitar la Ferroresonancia en las redes eléctricas


lunes, 22 de mayo de 2017

Relación de ensayos de campo recomendados en transformadores (6,7 y 8)



1.- Ensayo de resistencia de aislamiento
2.- Capacidad (pF) y Tangente δ en el aislamiento y bornas capacitivas
3.- Ensayo de resistencia de devanados
4.- Ensayo de relación de transformación
5.- Ensayo de excitación a tensión reducida
6.- Ensayo de reactancia de fuga
7.- Ensayo de respuesta en frecuencia (FRA)
8.- Medida de la resistencia de conmutación en reguladores en carga

6.- Ensayo de la reactancia de fuga

Esta técnica es de especial interés en transformadores susceptibles de sufrir un gran estrés mecánico debido a cargas inductivas (arranque de grandes motores) que pueden motivar movimientos de arrollamientos en las máquinas.

El ensayo consiste en calcular la reactancia de fuga con el objeto de compararla con la impedancia de cortocircuito del transformador Zcc (Dato de fábrica) que se calcula en base a la  realización del ensayo de cortocircuito.


Este ensayo permite detectar:
  • Movimientos o deformaciones de los devanados causados por estrés eléctrico o mecánico. 
  • Circuitos abiertos o cortocircuitos entre espiras
Medida de la reactancia de fuga:

Ø Metodología del ensayo:
  • Se pone el devanado de baja tensión (BT) en cortocircuito y se aplica tensión por el de alta tensión (AT) hasta que circule una intensidad por el devanado de BT igual a la nominal. Se puede suministrar menos tensión y aplicar linealidad.
  • Se mide la tensión aplicada, potencia activa y reactiva consumidas.
  • Se calcula Rcc, Xcc y Zcc

Ø Interpretación de resultados:
  • Variaciones superiores a ± 2 % respecto al valor de la placa de características (Ucc) son significativas.
  • Variaciones superiores a ± 2 % de una fase respecto a otra son significativas.
Ø Tipos de defectos encontrados:
  • Movimiento en los devanados
  • Defectos en los núcleos

7.- Ensayo para el análisis de respuesta en frecuencia (FRA)

Este ensayo está basado en la medición de la impedancia del transformador en función de la frecuencia de la señal de medida.

Con el transformador fuera de servicio y completamente desconectado, se aplica a cada uno de los devanados por separado, una señal de muy baja tensión (2Vrms) de frecuencia variable entre 5Hz y 10MHz.



Ø Este ensayo permite detectar:
  • Movimientos o deformaciones de los devanados durante traslados de grandes transformadores o por vibraciones
  • Detección de defectos entre espiras, por pequeños que éstos sean.

Modelo eléctrico del Transformador

Ø Metodología del ensayo:
  • Se aplica a cada devanado tensión alterna de bajo valor (2Vrms) de frecuencia variable entre 5Hz y 10MHz.
  • El equipo de medida registra el valor de la tensión en la entrada y en la salida, tanto en magnitud como en desfase, para cada frecuencia. Extrae las curvas de ganancia en amplitud (expresada en decibelios) y en grados para el desfase.

Ø Interpretación de resultados:
  • Los resultados dependen de la construcción física del transformador. Cada máquina tiene resultados diferentes a otra, tiene su propia “huella”. 
  • Los resultados de una fase respecto a las otras dos deberán ser semejantes si todo es correcto.

Ø Tipos de defectos encontrados:
  • Movimientos de devanados
  • Defectos importantes entre espiras

Zonas de interés de las gráficas



                                               AB1: Defectos en el núcleo
                                               AB2: Defectos mayores en los devanados
                                               AB3: Defectos menores en los devanados
                                               AB4: No se considera

8.- Medida de la resistencia dinámica de conmutación en reguladores en carga

Este ensayo detecta los defectos en los contactos del cambiador de tomas en carga (parte extraíble y parte fija de la cuba), defectos en las resistencias de preinserción, estado de los muelles de acumulación de energía  y sincronismo entre fases en la conmutación.



Esquema de medición




Ø Metodología del ensayo:
  • Se mide la resistencia del circuito eléctrico en la conmutación de una toma a otra del regulador.

Ø Interpretación de resultados:
  • El valor de resistencia debe ser similar en todas las tomas.

Ø Tipos de defectos encontrados:
  • Deficiencias en las superficies de contacto entre los contactos fijos y móviles.


Gráfico de resistencia de conmutación


Observando el registro de resistencia de conmutación se puede deducir:

Tramo A – B: Grupo de posiciones sin deficiencias 


Tramo C – D: Posición en que el contacto se queda sin cerrar – Zona de Arco


Tramo F – G: Discontinuidades en algunas de las posiciones de este grupo de posiciones y todas ellas con resistencias superiores a las del grupo anterior (inversor con problemas) – Zona de calentamiento.

Detalles de contactos fijos y móviles del selector e inversor



● El perfil de las curvas que se muestran en estos gráficos permiten intuir si el desplazamiento entre el contacto fijo y móvil se realiza en condiciones adecuadas, y por tanto, permiten evaluar el estado de los contactos fijos y móviles del selector e inversor del regulador de tensión en carga.

● Fijado un valor nominal o admisible de resistencia, pueden conocerse las variaciones y por tanto controlar los desgastes.

● El diagnóstico definitivo exige la consulta de otros ensayos y la comparación de este tipo de pruebas realizadas en unidades gemelas.

● Este ensayo sirve de referencia para contrastar con resultados después de la reparación.

● Las discontinuidades que se muestran en los registros obtenidos en el ensayo de resistencia de conmutación permiten intuir la existencia de anomalías en contactos fijos y móviles del selector e inversor.



Detalles de actuación del conmutador en carga



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http://www.mediafire.com/file/fhun85j7vrj1378/Relaci%C3%B3n_de_ensayos_de_campo_recomendados_%286%2C7_y_8%29.pdf


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