viernes, 27 de noviembre de 2020

Localización de descargas parciales en Transformadores y Reactancias



Introducción

Las descargas parciales son, en general, aquellas en las que la cantidad de energía involucrada es baja y no conducen a una ruptura dieléctrica ni a un “contorneamiento” (flashover) completo del medio aislante entre electrodos. Aparecen en aislantes defectuosos o con impurezas, en puntos sometidos a campos eléctricos elevados, o incluso bajo el efecto de contactos flojos y partes metálicas cargadas con potencial flotante. 

La medición de descargas parciales ha adquirido, como prueba eléctrica conveniente y no destructiva, una gran importancia en el caso de transformadores y reactancias de compensación de alta tensión y permite obtener valiosa información sobre el estado del aislamiento. Por tensión de ignición o extinción de descargas parciales, se entiende no a la tensión en el punto donde tienen lugar en el devanado, sino al valor eficaz de la tensión de prueba con respecto a tierra, aplicada a un terminal del devanado, en el momento de la descarga o de su extinción. 

Las descargas parciales se manifiestan por impulsos perturbadores de alta frecuencia que pueden detectarse en uno o ambos extremos del devanado mediante un circuito de acoplamiento y un dispositivo de medición adecuado. Estos dispositivos miden los cambios de carga aparente (pC) a alta frecuencia o incluso las tensiones de alta frecuencia en los terminales de una impedancia de medida (μV, generalmente alrededor de 1 MHz).

Por otra parte, las descargas parciales producen, especialmente en los devanados en baño de aceite, ondas ultrasónoras que pueden ser registradas por un convertidor ultrasónico sensible. 

A medida que las tensiones nominales y potencias iban creciendo cada vez más, se realizaron esfuerzos durante varios años para reducir las tensiones de prueba en comparación con las tensiones nominales. Esto está motivado, por un lado, por razones económicas y, por otro lado, por el hecho de que la prueba de un minuto con tensiones alternas muy elevadas, habitual en el pasado y todavía necesaria, no se corresponden a las condiciones reales que presentan las tensiones de servicio a la frecuencia nominal. La tendencia en las pruebas de aislamiento, mencionada anteriormente, han conducido actualmente a controlar el comportamiento del aislamiento a la tensión de servicio o bien con una tensión aproximadamente un 10 a 30% más elevada, utilizando medidores de descargas parciales. Para poder cumplir con condiciones que son en parte muy severas, además de un cálculo cuidadoso, la planificación y la construcción deben ser objeto de especial atención. Sin embargo, las diversas medidas tomadas solo pueden ser juiciosas y efectivas si se conoce la parte del transformador que puede ser el lugar donde se producen las descargas parciales. Por tanto, es necesario proceder no solo a la detección, sino sobre todo a la localización de las descargas parciales. Los valores medidos al inicio o al final del devanado solo pueden predecir el efecto destructivo de las descargas parciales si se conoce el lugar donde se producen por lo que es de suma necesidad adoptar métodos de localización adecuados. 

Métodos de localización para transformadores o reactores.

Localizar una descarga parcial en un transformador o reactancia es una tarea extremadamente compleja, en la actualidad se pueden obtener buenos resultados siempre que se utilicen métodos eléctricos y no eléctricos al mismo tiempo o repetidamente. 

Es, por tanto, ventajoso combinar siempre que sea posible métodos eléctricos, como por ejemplo el método que consiste en leer la tensión al final del devanado, con métodos no eléctricos (por ejemplo, localización ultrasónica). El método que consiste en leer la tensión al final del devanado mediante una tensión auxiliar es en principio un método atractivo y sin complicaciones, que permite la localización de la ubicación de una descarga parcial mediante la sola determinación de la relación de dos variaciones en los voltajes aplicados.

La paciencia y mucha experiencia son fundamentales para ello. Casi todos los métodos de localización eléctrica se basan en la posibilidad de comparar las señales obtenidas en los dos extremos del devanado: ya sea en forma de la relación de las componentes de las oscilaciones de HF al principio y al final del devanado, ya sea explotando los componentes de tensión transmitidos sin demora por acoplamiento capacitivo a los extremos del devanado en relación con la distribución capacitiva de tensión del devanado o registrando el retardo con el que las ondas en movimiento llegan a los extremos del arrollamiento.

Sin embargo, el componente de señal deseado en un extremo del devanado es a menudo demasiado pequeño y difícilmente utilizable, especialmente en el caso de una construcción de devanado complicada y no homogénea. La desventaja común a todos los métodos eléctricos radica en el hecho de que dan la posición eléctrica del lugar de descarga (es decir, en x% desde el principio del devanado) que en ocasiones no está de acuerdo con su posición geométrica. Si, por ejemplo, para la "posición eléctrica", encontramos el principio del devanado, es posible que estemos ante la primera espira, en la conexión entre ésta y el terminal de la borna pasatapas, en la pantalla de entrada al devanado o entre el tanque y partes del circuito magnético situadas frente a estos elementos. 

Los métodos de localización no eléctricos, por ejemplo, la localización ultrasónica, tienen la ventaja de indicar la "posición espacial" de las descargas y, por lo tanto, complementan los métodos eléctricos. En la localización por ultrasonidos, se introduce un sensor piezoeléctrico en el aceite a través de la tapa del tanque o se monta en la pared exterior de este último. Por razones prácticas, se utiliza esta última disposición, en particular porque el sensor se puede mover fácilmente en la pared del tanque para encontrar la ubicación adecuada. 

Otro método de localización en la prueba de tensión inducida, no solo se lleva la entrada del devanado al voltaje deseado, sino que también se registra el voltaje al final del devanado, utilizando una tensión auxiliar. Los voltajes de encendido y extinción que se obtienen con el voltaje al final del devanado, pueden indicar la ubicación de la descarga parcial, de forma generalmente sencilla. Los diferentes métodos de localización deben combinarse tanto como sea posible para aumentar las posibilidades de éxito. 

Cuando la estructura del devanado es complicada, la combinación de los diferentes métodos es prácticamente imprescindible.

Localización ultrasónica aplicada a transformadores

Las mediciones analíticas del espectro de frecuencia de descarga parcial y el ruido del núcleo magnético en algunos transformadores muestran que puede ser ventajoso utilizar un sensor ultrasónico para un rango de frecuencia de aproximadamente 20 a 50 kHz. Se utiliza un sensor (fig.1 y 2) que se puede conectar en la pared de la cuba del transformador mediante un dispositivo de fijación formado por tres imanes (figura 1) o bien mediante un sensor manual (figura 2). Además de una instalación fácil, esta disposición permite una fijación relativamente estable y una baja amortiguación de la transmisión incluso cuando la pared del tanque no es plana.


Figura. 1 - Sensor ultrasónico con dispositivo de fijación en la cuba del transformador


Figura. 2 - Sensor ultrasónico manual colocado en la cuba del transformador

Después de la amplificación, la señal suministrada por el sensor se transfiere a una frecuencia más baja. Esta señal, que incluye influencias perturbadoras (ruido del núcleo, reflexión y refracción de ondas ultrasónicas, etc.), se procesa en un analizador de señales con memoria e indicación oscilográfica. El dispositivo extrae la señal mencionada anteriormente, por un proceso de formación de valores promedio, la señal purificada procede de la ubicación de la descarga parcial. Para ello, el analizador debe ser activado por una parte de la señal eléctrica de la descarga parcial elegida mediante un selector de intervalo. La señal eléctrica de la descarga parcial tomada del dispositivo de medición en el del terminal de alimentación se deriva para su control en un dispositivo de medición de perturbaciones y se observa en la pantalla de un oscilógrafo controlado. o sincronizado por una porción reducida del voltaje de prueba. Las figuras 3 y 4 muestran respectivamente el diagrama funcional y la disposición de los dispositivos para la localización por ultrasonidos. 


Figura 3 - Diagrama de bloques del acoplamiento para la localización de descargas parciales por ultrasonido

1 - Medidor de señales perturbadoras 
2 - Amplificador con selector de intervalo 
3 - Amplificador ultrasónico con cambiador de frecuencia 
4 - Analizador de señal con memoria e indicación oscilográfica 
5 - Oscilógrafo para el control de la señal HF de la descarga parcial 
A - Al dispositivo de medición del terminal del objeto a probar 
B - Al sensor ultrasónico en la pared del tanque


Figura 4: Disposición de los aparatos para la localización por ultrasonidos
de descargas parciales en transformadores y reactancias

En la pantalla del analizador de señales aparece gradualmente la señal del ultrasonido extraida, cuyo inicio de onda se retrasa con respecto al inicio del registro de la señal, pero el analizador es controlado sin demora por la señal eléctrica de la descarga parcial, mientras que la onda de presión del ultrasonido tarda algún tiempo en llegar al sensor. El retardo es la distancia entre la ubicación de la descarga y el sensor. Al realizar al menos tres series de mediciones con diferentes ubicaciones de sensores, se puede, en principio, localizar la descarga parcial. 

La Figura 5 muestra el resultado de dicha localización ultrasónica realizada en un transformador de prueba de 850 kVA, 850 kV. Encontramos la situación de las descargas parciales (mal contacto) a una distancia de 110 cm. También se ha localizado, en un transformador de 100 MVA, 220 kV, un punto defectuoso en el extremo del cable de alimentación, mediante ultrasonidos.


Figura 5 - Oscilograma obtenido con el analizador de señales durante la localización por ultrasonidos de una descarga parcial

El retraso 𝝉 corresponde a una distancia al punto de descarga de 110 cm.

Método alternativo de localización de descargas parciales en transformadores y reactancias

Para descargas parciales que se produzcan en el interior del transformador a gran distancia de la pared del tanque o de intensidad relativamente baja, para las que difícilmente se puede utilizar la localización ultrasónica, existe otra forma posible, consistente en medir la tensión al final del bobinado. En este método de localización, es muy deseable, pero no absolutamente obligatorio, que los voltajes de ignición y extinción en el punto inicialmente desconocido de la aparición de las descargas parciales permanezcan lo más constantes posible durante la aplicación repetitiva de tensión. La precisión que se puede obtener depende de ello en mediciones grandes, a menos que para el análisis se utilice un dispositivo electrónico de procesamiento de señales estadísticas. 

Figura 6 – Esquema de principio del método de localización con lectura de voltaje al final del devanado 

a: primera determinación de la tensión de encendido cuando la tensión al final del devanado es cero. 
b: segunda determinación de la tensión de encendido con tensión auxiliar al final del devanado


𝜑 = preferiblemente debe ser cero. 
N = número relativo de espiras 
Nx = número de espiras relativo al punto de defecto 
Ui = voltaje de encendido cuando el voltaje al final del devanado es cero 
𝚫Up = disminución en el voltaje de ensayo inducido con relación al voltaje de encendido 
Uz = tensión auxiliar al final del devanado 

Las señales de descarga parcial, en sí mismas, no se eliminan en absoluto, sino que se usan solo como un medio de indicación. Se analiza el método aplicado al caso más simple, con la ayuda de las Figuras 6a y 6b, en la prueba de voltaje inducido de un transformador y con el voltaje de encendido U1 como medio de indicación suponiendo una descarga parcial en el punto correspondiente al número relativo de espiras N. desde el extremo del devanado. Cuando se aumenta el voltaje de prueba Up (fig.6a) hasta que aparece el voltaje de encendido Ui medido en el terminal del pasatapas, no se obtiene, el voltaje de encendido real en el lugar de la descarga Nx, sino la Nx-ésima parte de la tensión U1, suponiendo que la distribución de la tensión a lo largo del devanado sea lineal. Esto está representado, en la figura 7, por la línea 1. El punto 0 en esta línea corresponde a la ubicación de la descarga inicialmente desconocido. 


Figura 7 - Representación gráfica de la localización cuando las tensiones de prueba y auxiliares están en fase (𝜑 = 0)

1 = distribución de la tensión de prueba a lo largo del devanado cuando la tensión de prueba inducida = la tensión de encendido y la tensión al final del devanado no se detecta 
2 = distribución de la tensión de prueba en el devanado cuando la tensión de prueba inducida se reduce en 𝚫Up y la tensión al final del devanado no se detecta 3 = distribución de la tensión de prueba cuando la tensión de prueba inducida se reduce en 𝚫Up con la tensión auxiliar Ux al final del devanado
0 = punto del defecto: punto de intersección de las líneas 1 y 3

Cuando la frecuencia de la tensión de prueba no es demasiado alta, está perfectamente justificado admitir para la tensión una distribución lineal. Si disminuimos la tensión de prueba en 𝚫Up (es decir, Up = Ui - 𝚫Up), obtenemos la línea de tensión 2 (fig. 7). Si, ahora, se repite la prueba con la tensión Up = Ui - 𝚫Up a lo largo del devanado (fig.6b) aumentando la tensión al final del devanado, con una tensión auxiliar Uz hasta que reaparezca la descarga parcial, restablecemos la tensión de encendido efectiva en el punto de la espira Nx. En la figura 6, lo que se acaba de decir corresponde a la traslación de la línea 2 a la línea 3, es posible suponer que el desfasaje 𝜑 entre la tensión de prueba Up y la tensión auxiliar Uz es nula. Además, esto significa que el punto común a las líneas 1 y 3, es decir el punto de intersección 0 en la figura 6 representa la ubicación de la descarga. Además, podemos ver fácilmente en la figura 6 que la abscisa Nx del punto 0 viene dada por:


Esta sencilla fórmula permite determinar la ubicación de la descarga parcial dada por la relación de la tensión auxiliar ajustada a la variación de la tensión de prueba inducida. 

Para el caso general de un desfase 𝜑 entre la tensión auxiliar Uz y la tensión de prueba Up, obtenemos una fórmula más complicada que no estableceremos aquí. La ubicación de la descarga parcial debe calcularse mediante U1, 𝚫Up, Uz y 𝜑 Los ensayos de localización según este método en un transformador de 1 kVA cosiste en un tubo de descarga que representa el punto de descarga artificial a Nx = 0,50, tomándose como valor medio Nx = 0,49. En el caso de una reactancia de 42 MVA, 525 kV, en el que se manifiestan descargas parciales, el valor promedio encontrado fue de Nx = 0,95; después del desmontaje, se observo que la causa de la descarga parcial era la pieza de conexión entre el devanado y la borna (es decir, Nx = 1). 





POST RELACIONADOS:

¿Qué son las descargas parciales? 
Técnicas de medida de las Descargas Parciales (Parte 1ª)
Técnicas de medida de las Descargas Parciales (y Parte 2ª)
Descargas parciales en transformadores secos encapsulados











































 

lunes, 23 de noviembre de 2020

Cálculo de la potencia de un Centro de Transformación para la alimentación de un edificio destinado a viviendas


 

Constitución del Edificio:

·         36 viviendas de 120 m2 con grado de electrificación básico.

·         Tres locales comerciales con un total de 440 m2.

·         Dos ascensores de 400 kg de carga, velocidad media.

·         Espacios comunes (escalera, portal, rellanos, etc.) en total 320 m2.

·         Garaje de 500 m2, con ventilación natural, destinado sólo a aparcamiento.

·         Tensión de alimentación 230 V 50 Hz fase-neutro (400 V entre fases).


Cálculo de valores mínimos de previsión de consumos, según ITC-BT-10.

Ver post: “Cálculo de la potencia demandada de un edificio de viviendas, oficinas y locales comerciales” en el siguiente link:

https://imseingenieria.blogspot.com/2020/10/calculo-de-la-potencia-demandada-de-un.html


A) 36 viviendas electrificación básica.

Potencia mínima unitaria: 5,75 kW

Factor de simultaneidad: 15,3 + (36 - 21) x 0,5 = 22,8

Potencia: 5,75 x 22,8 = 131 kW

B) Locales comerciales: 440 m2 x 0,1 = 44 kW

C) Garaje ventilación natural: 500 m2 x 0,01 = 5 kW

D) Dos ascensores 400 kg

Según tabla adjunta para velocidad 1m/s, se prevé 2 x 7,5 = 15 kW

 

Ascensores

Carga en kg

Nº de personas

Velocidad m/s

Potencia kW

400

5

0,63

4,5

400

5

1,00

7,5

630

8

1,00

11,5

630

8

1,60

18,5

 

Usos generales

Alumbrado

Zonas comunes (portal, etc.)

Incandescencia 15 W/m2

Fluorescencia     4 W/m2

 
E) Espacios comunes (escalera, portal, rellanos): Se considera 80% con alumbrado fluorescente y el otro 20% con alumbrado incandescente.

 Por tanto, y según tabla anterior:

 

320 m2 · 0,8 · 4 W/m2 =

1024 W

 

320 m2 · 0,2 · 15 W/m2 =

960 W

TOTAL:

1984 W

2 kW

Resumen:

A) Viviendas

 

131 kW

B) Locales comerciales

44 kW

C) Garaje

5 kW

D) Ascensores

15 kW

E) Espacios comunes

2 kW

TOTAL:

197 kW

 

Factor de potencia y potencia aparente (kVA)

Dada la naturaleza de los receptores en un edificio preferentemente de viviendas (alumbrado, electrodomésticos) es habitual considerar un factor de potencia de 0,85.

Por tanto la potencia aparente resulta:

197/0,85 = 231,76 kVA.

 Potencia del transformador

La potencia anterior resulta de un cálculo de valores mínimos. Por tanto en previsión de incrementos de consumo, es conveniente, según antes recomendado, considerar este valor sólo como el 65% aprox. de la potencia del transformador.

Se tiene pues 231,76/0,65 = 356,55 kVA.

Se elige pues un transformador de 400 kVA que es la potencia más próxima normalizada.

A primera vista, puede parecer que resulta un margen algo excesivo entre el consumo previsto y la potencia del transformador, pero la experiencia indica que no es así. En efecto, la tendencia es, hoy por hoy, de incremento de consumo y no al contrario.

Las pérdidas por efecto Joule en los arrollamientos del transformador, varían con el cuadrado de la potencia. Por tanto, en este caso se reducen a (231,76/400)2 = 0,335  son pues sólo un tercio de las correspondientes a su potencia nominal, lo cual representa un ahorro significativo.

Además el régimen de temperatura del transformador es más bajo lo cual es beneficioso para la vida y la seguridad del mismo.

A tener en cuenta que la operación de cambio del transformador en un CT por otro de mayor potencia tiene un coste elevado en relación con el precio del transformador, sobre todo si hay que tomar disposiciones para mantener el servicio durante el cambio (grupo electrógeno provisional).

 


martes, 17 de noviembre de 2020

Diferencias entre transformadores secos encapsulados con aislamiento clase F y H

 


Según la norma IEC 60076-12, las clases de aislamiento F y H tendrán la misma vida útil prevista siempre y cuando la temperatura del punto caliente sea:

– Clase F: 155 ºC

– Clase H: 180 ºC

Los transformadores con clase de aislamiento H y en particular los de la serie hi - T Plus de ABB, garantizan una vida del aislamiento mucho mayor que la de un transformador de clase F equivalente con idéntico incremento de temperatura (100 K), e incluso superior a la de un transformador de clase F sobredimensionado con un incremento de temperatura limitado a la clase B (80 K).

Los transformadores con aislamiento de clase H están diseñados para operar con una temperatura de punto caliente de 155 ºC, valor muy por debajo de los límites del aislamiento, lo que se traduce en un aumento de su vida útil.

De acuerdo con la norma IEC 60076-12, la media de horas de servicio de los diferentes sistemas de aislamiento se calcula utilizando la ecuación de Arrhenius. Cada 6 K en que se reduce la temperatura del punto caliente de un transformador, se duplica la vida prevista del aislamiento.

Como el punto caliente de los transformadores de la clase H  se reduce en 25 K, la vida media prevista del aislamiento es más de 10 veces superior a la de un transformador de clase F convencional que opera a la misma temperatura de punto caliente y casi 2 veces superior a la de un transformador de clase F de mayor tamaño y precio cuyo incremento de la temperatura está limitado a 80 K.

Comparativo de la vida útil prevista del aislamiento tomando 100 K en clase F como 100% y la serie hi-T Plus de ABB con aislamiento clase H

Comparativo entre la Capacidad de sobrecarga de los transformadorescon clase de aislamiento F y la serie hi-T Plus de ABB 

Sobrecarga permanente 

En la figura anterior puede observarse que los transformadores hi-T Plus de ABB pueden sobrecargarse de forma permanente sin una degradación adicional de su vida útil hasta el 115% de su carga nominal. Con esta sobrecarga, la temperatura máxima del punto caliente puede llegar a 180 ºC, valor que se corresponde con el establecido en la norma IEC 60076-12.

Curvas de sobrecarga de los transformadores hi-T Plus de ABB frente a transformadores de clase F convencionales



FUENTE:

ABB: Transformadores secos encapsulados al vacío Serie hi-T Plus



 










lunes, 9 de noviembre de 2020

El Fenómeno de Onda reflejada en motores con variadores de velocidad


La longitud del cable puede crear sobretensiones transitorias debidas al fenómeno de Onda reflejada en los terminales del motor.

La flexibilidad de control, la eficiencia energética y la reducción de costes de mantenimiento son algunos de los beneficios mejor documentados de los variadores de velocidad en entornos industriales.

Los avances en la tecnología de componentes electrónicos de potencia han permitido un incremento en la frecuencia de conmutación y la reducción de las pérdidas de energía. Los transistores IGBT se emplean habitualmente en situaciones caracterizadas por frecuencias de conmutación de hasta 16 kHz y frecuencias de salida del motor de hasta 1 kHz.

Figura 1: Esquema básico de un variador de frecuencia conectado a un motor

En la mayoría de situaciones, cuanto mayor sea la frecuencia de conmutación menor será el rizado de la intensidad de salida del motor. Para compensar las pérdidas, los IGBT realizan la conmutación a gran velocidad (hasta 1 µs). La combinación entre esta alta velocidad de conmutación y la utilización de cables de gran longitud entre el variador de velocidad y el motor da lugar a uno de los principales problemas que surgen con esta tecnología, el denominado fenómeno de onda reflejada en el que se manifiestan elevados picos de sobretensión (figura de cabecera), y por tanto, pueden provocar daños en el devanado del motor.

La onda reflejada se considera similar a lo que sucede en una línea de transmisión eléctrica, cuando se dan relaciones diferentes entre las impedancias de la carga y la línea se pueden dar voltajes reflejados hacia la carga.

Ver post: 
Sobretensiones en cables subterráneos

Cuando la impedancia del motor y el cable son iguales, el acoplamiento es perfecto, y por tanto, el fenómeno no se presenta.

En aplicaciones estándar, se generarán situaciones de sobretensión si el cable de motor excede los 10 metros de longitud. Cuanto más largo sea el cable de motor, mayor será la sobretensión generada (ver Figura 2). La utilización de cables apantallados amplificará este efecto negativo, la longitud de los cables apantallados se considerará como el doble de la longitud de los cables sin apantallar. Por ejemplo, un cable apantallado de 100 metros de longitud real pasaría a considerarse como equivalente a un cable estándar de 200 m de longitud a efectos de estos cálculos.

Figura 2: Cuanto mayor sea la longitud de los cables entre el variadory el motor mayores serán los picos de tensión en el terminal del motor.

 Medidas preventivas

Para mitigar los efectos del fenómeno de 0nda reflejada se recomiendan las siguientes medidas preventivas:

1. Especificar motores diseñados para aplicaciones con variación de velocidad, se recomiendan motores normas IEC60034-25 clase B o NEMA 400 V.

2.      Minimizar la distancia entre el motor y el VSD (Variable Speed Drive).

3.    Usar cables no apantallados, si es posible; con cables apantallados, se calcula como si la longitud del cable fuese el doble.

4.  Algunos VSD cuentan con una protección de software preconfigurada. Con este software, los VSD integran un control del motor que evita la “doble transición”, y establece un tiempo mínimo entre pulsos de tensión para evitar las situaciones de reflexiones de tensión.

5.   Uso de reactancias de línea a la salida y entrada del variador, la combinación entre una reactancia de motor y la capacitancia parásita del cable de motor reducirá los valores de dV/dt y los picos de tensión. Este efecto dependerá del tipo y longitud del cable. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que teóricamente las reactancias podrían ampliar la duración de rebasamiento (cuando una señal electrónica excede su objetivo) si se selecciona una reactancia de salida inadecuada.

6.     Los filtros de salida dV/dt son la solución más rentable para garantizar la protección del motor. Estos filtros reducen los valores de dV/dt y minimizan así el efecto de las sobretensiones y capacitancias de fuga entre fases y entre fase y tierra. También proporcionan flexibilidad, ya que pueden emplearse con la mayoría de motores y cualquier cable (independientemente de su tipo o longitud) sin problemas. Se recomienda utilizar este método si se desconocen las especificaciones de un motor particular.

7.     Utilización de un filtro senoidal (fig. 3). El diseño específico de un filtro de paso bajo (un filtro electrónico que deja pasar las señales de baja frecuencia y reduce la amplitud de las señales cuya frecuencia supera el umbral de corte), denominado filtro senoidal, permite desviar las intensidades de alta frecuencia. El resultado es que la forma de onda de la tensión en el terminal del motor se convierte en puramente senoidal. El filtro senoidal diferencial permite una completa supresión del efecto de las sobretensiones, y reduce las interferencias de compatibilidad electromagnética (CEM).

Figura 3: Diagrama del modo de funcionamiento de un filtro senoidal

Siguiendo estos pasos, un cable de 300 metros o más corto funcionará sin necesidad de opciones adicionales. Para aplicaciones que implican cables más largos, niveles de aislamiento del motor desconocidos, o motores no estándar, un filtro de salida dV/dt o un filtro senoidal son la mejor medida preventiva.




FUENTE:

Schneider Electric: Un enfoque mejorado para la conexión de variadores de velocidad y motores eléctricos (Heu Vang y Marco Chiari)

 

POST RELACIONADO:

Incidencias en los motores alimentados por convertidores de frecuencia.
https://imseingenieria.blogspot.com/2015/06/incidencias-en-los-motores-alimentados.html