Estimados, me gustaría hacer en general un repaso de unos temas generales sobre algunas preguntas ya que entiendo que la evaluación también debe ser parte del proceso formativo. Tal vez no se comprendió bien lo preguntado por falencias en la redacción o tal vez no quedaron claros los conceptos respectivos en clase, por tanto les comento:
En la pregunta 2 a):
Una salida a motor está armada del siguiente modo (desde barras del tablero hacia el motor):
-Contactor
-Seccionador+fusibles tipo aM
Los fusibles están adecuadamente dimensionados para el nivel de CC previsto en ese punto de la instalación y no se dañan ante corriente de arranque del motor. El contactor tiene tensión y corriente de empleo adecuada para el motor en su categoría de utilización. El seccionador es apto para la tensión nominal de la instalación. Realice un análisis técnico de la solución presentada. Indique si es correcta, óptima, o si requiere modificaciones.
En esta pregunta, la gran mayoría de ustedes se dieron cuenta que lo que faltaba era un elemento que asegurara la protección contra sobrecargas. algunos sugirieron agregar un térmico, otros cambiar a guardamotor magnetotérmico+ contactor. Ambas soluciones son correctas (aunque la segunda más cara). Pero un error muy extendido fue que la mayoría no comentaron nada sobre el orden de los elementos, que era incorrecto: el seccionamiento y la protección contra CC deben ser lo que está más arriba, ya que un CC puede producirse en cualquier punto y de esa manera lo fusibles lo despejarían. Igual si se pone un guardamotor.
Por otra parte el seccionamiento también es vital que esté arriba del contactor, piensen por ejemplo un mantenimiento, o solamente quieren probar el circuito lógico del contactor. De tener el seccionador arriba pueden seccionar ahí y probar solamente la maniobra ON/OFF del contactor, sin arrancar la máquina, lo cual es clave para hacer varias pruebas seguidas.
En la pregunta 2b)
Explique brevemente las razones por las que se implementan métodos de arranque en motores de inducción y nombre tres de ellos indicando muy brevemente en qué basan su operación.
La mayoría cumplió con la respuesta pero muchos pusieron que los métodos de arranque se hacen para evitar daños al motor (mecánicos o eléctricos). Recuerden que un motor de inducción está diseñado para arrancar directo, esto no le causa daños (a menos que se haga un gran número de arranques consecutivos sin dejar pasar tiempo entre ellos). El principal problema que genera el arranque de un motor de inducción es en la instalación y es la caída de tensión, este fenómeno puede afectar a otras cargas (huecos de tensión). Si tuviera que indicar una razón principal para aplicar métodos de arranque, es para bajar la corriente y mitigar este fenómeno.
En la pregunta 3a):
Se tiene una instalación industrial con suministro de UTE a nivel de MT, por tanto, se cuenta con transformador y subestación propia. Indique en qué punto de la instalación estará ubicado el medidor de facturación de energía y qué tipo de medida utilizará (directa / indirecta).
Una instalación que se conecta a UTE en MT tiene una subestación propia. Si bien la subestación no es el foco del curso, algo comentamos sobre ellas, en particular hay cuestiones generales que interesa que sepan. En primer lugar, la subestación contiene dos cosas: el transformador (del cliente en este caso) y los equipos de maniobra de MT del cliente (llamados "celdas"). Luego, a corta distancia pero fuera de la subestación se instala el TG de BT, en general muro de por medio, piensen que por el cable entre el trafo y el TG pasa toda la potencia de la planta, pero en BT, tal vez miles de amperes. Por lo que este recorrido se trata de acortar al mínimo posible ya que es un conductor de mucha sección, o barrajes caros.
En MT habrá también un "Puesto de conexión y medida", el cual es propiedad de UTE, y ahí está ubicado el medidor de energía. No tendría sentido que UTE nos venda energía en MT y nos ponga el medidor en BT.
La medida entonces es indirecta. Recuerden que medida directa es cuando la corriente y el voltaje a medir pasan directamente por dentro del medidor. Si el punto de medición es en MT, estamos hablando de miles de voltios. Entonces, independientemente del valor de la corriente, nunca se podrá medir directamente, se utilizan transformadores de voltaje y de corriente, para reducir ambas magnitudes a valores seguros y sobre todo darnos aislación desde los conductores de MT. Piensen que el medidor de energía que tiene una industria grande de muchos MW, sigue siendo "una cajita", no mucho más grande que el medidor que tienen en la puerta de sus casas, nunca podrían pasar por él cables de MT.
Finalmente en la pregunta 3b):
Dada la instalación indicada, indique qué sistema de puesta a tierra considera más adecuado para la misma (TN-S, TT, IT), justificando su respuesta. Considere además para su respuesta los siguientes datos: La planta tiene una disposición física ubicada en un solo local (no son varios edificios distantes entre sí sino un único edificio).El transformador tiene grupo de conexión Dyn11.
Muchos de ustedes indicaron que el mejor sistema era TT o IT. Si bien hubieron análisis más completos que otros, noté que muchos tienen un concepto errado en cuanto a la corriente de falla. Que un sistema tenga menor corriente de falla a tierra no hace que sea más seguro. Recuerden que el criterio de seguridad lo da la tensión de contacto y el tiempo por el cual ésta permanece. Puede ser que un CC a tierra sea de kA pero se despeje rápido. Esos kA no pasarán por el cuerpo humano, es corriente de falla de la instalación va desde la fase fallada a tierra. Por otra parte, en mi casa puedo tener una corriente de falla de 1 A pero ser letal si la PAT es mala, ya que si la tensión de contacto es alta y no funciona bien el diferencial estoy en riesgo. Por tanto, no se queden con la idea de que menor corriente de falla es más seguro. Se puede obtener niveles de seguridad aceptables en todos los sistemas, pero basado en equipos y costos diferentes.
Por último, TN-S es el sistema más conveniente en un caso así, y de hecho es lo típico en una industria donde tengo una subestación interior. Ahi ya tengo que hacer una PAT. TN-S seguramente va a ser más barato, no preciso ningún equipo adicional (diferenciales en TT o CPA en IT), tampoco necesito hacer una segunda PAT y tal vez ésta ni siquiera la puedo separar lo suficiente de la PAT de la subestación, entonces por más que quiera hacer un TT , en los hechos se parece a un TN-S si las PAT están muy cerca. IT se utilizaría solamente en situaciones que lo ameriten. Tener un corte esporádico en una planta en general es aceptable en general, piensen que en IT se requiere encontrar dónde está la falla y esto es complejo, el CPA me indica que hay una falla y en qué fase está, pero no me dice donde está (en qué cable o circuito). Por tanto, tendría que buscar esa falla para corregirla y eso implica seccionar el circuito, cortando. La ventaja de IT se manifiesta en que no tengo un corte inmediato e intempestivo, pero lo voy a tener si tengo que buscar a mano esa falla.
Si fuera una industria con una distancia muy grande entre edificios, con la subestación por ejemplo muy lejos de otro galpón, ahí sí tendría sentido aterrar en forma independiente ese segundo local (o sea TT) antes que conducir un PE hasta ahí ya que el suelo lejano puede tener potenciales elevados respecto a ese PE ante fallas en MT y ser peligroso, solo en ese caso entiendo que sería mejor TT.
Bueno disculpen la extensión pero quería dejar claros estos tema que aparecieron en muchos parciales y son importantes.
Saludos
Pablo