Protección de Generadores Síncronos

3.0 Protección de generadores
síncronos
Por: César Chilet león
Introducción
• Los generadores se deben proteger
especialmente puesto que es necesario evitar
ausencias prolongadas del suministro de
energía eléctrica.
• Por lo tanto, se
requieren dispositivos
de protección
especialmente
completos.
114
1
Introducción
• Los dispositivos de protección tienen la
tarea de reconocer la naturaleza y
ubicación de los fallos internos causados
por daños del aislamiento del devanado
de la máquina, y que podrían tratarse, por
ejemplo, de falla a tierra, cortocircuito y
similares, o de fallos externos como, por
ejemplo, sobrecarga, aumento de la
tensión, carga desequilibrada, etc., que se
puedan deber a una exigencia excesiva.
115
Introducción
• La finalidad de la detección consiste en
emitir una señal de aviso e,
inmediatamente, tomar las medidas
adecuadas para la eliminación del fallo
correspondiente.
• Esto puede conducir a la desconexión del
generador de la red, con lo que se pueden
evitar mayores daños.
116
2
Introducción
• No obstante, no es suficiente el interruptor
de potencia, también se debe reducir la
tensión en el menor tiempo posible, para
que el fallo no afecte al generador
generador.
• La tarea del dispositivo de desexcitación
consiste en disminuir el campo magnético
del generador.
117
Introducción
• Para ello, la energía almacenada en el
campo magnético se debe disipar
convirtiéndose en otra forma de energía;
por ejemplo, en calor.
• Esto se consigue conectando resistencias
activas en el circuito de excitación del
generador.
118
3
Generador en conexión directa con el
sistema de potencia
SISTEMA DE POTENCIA
BUS DE CARGA
G
CARGA
AUXILIAR
CARGA
CARGA
119
Generador en conexión unitaria con el
sistema de potencia
SISTEMA DE POTENCIA
G
CARGA
AUXILIAR
120
4
Aterramiento del generador
• El punto neutro del generador es
usualmente aterrizado:
– Para facilitar la protección del arrollamiento
del estator y del sistema asociado.
– Para proteger de daños debido a
sobretensiones transitorias en el caso de una
falla a tierra o ferrorresonancia.
• En generadores de AT la impedancia de
aterramiento usualmente es para limitar la
falla a tierra.
121
Clasificación de los sistemas de
aterramiento
Clase de aterramiento
Aterrizado
Aterrizados con
baja
impedancia
Relación entre los
parámetros de secuencia
Xo/X1
Ro/X1
Efectivamente
0-3
0-1
>0,60
sólidamente
0-1
0-0,1
>0,95
≤2
<1,5
Baja
R
0-10
<0,25
<2,5
Baja
Z
3-10
>0,25
<2,3
≤2,73
≤2,73
Aislados
≥2
0-1
>10
≤(-1)
<2
<0,01
Alta Z
R + jX
>10
>2
<0,10
Alta R
Aterrizados con
alta
impedancia
Ro/Xo
>100
<0,25
Resonante
<0,01
<-40
<0,08
-40 a 0
>0,08
≤2,73
≤2,73
≤3
>3
122
5
Aterrizamiento de baja impedancia
DEVANADOS
DEL
GENERADOR
*
* RESISTOR
O
REACTOR
123
Aterrizamiento de alta impedancia HiZ
DEVANADOS
DEL
GENERADOR
* * RESISTOR
124
6
Resistencia de aterramiento del
neutro con transformador
125
Esquema de aterramiento híbrido
126
7
Corriente de cortocircuito del generador
127
Corriente de falla en terminales del
generador
128
8
Características
• Diferente de otros componentes de los SEP,
requieren ser protegidos no sólo contra los
cortocircuitos, sino contra condiciones
cortocircuitos
anormales de operación.
operación
129
Condiciones anormales
1.
2.
3.
4.
5.
6.
•
•
Sobreexcitación,
Sobrevoltaje,
Pérdida de campo,
Corrientes desequilibradas,
Potencia inversa, y
Frecuencia anormal.
Bajo estas condiciones, el generador puede
sufrir daños o una falla completa en pocos
segundos,
Se requiere la detección y el disparo
automático.
130
9
Protecciones más usuales
1. Protección diferencial del generador.
2. Protección de sobrecorriente.
3. Protección de sobrecorriente dependiente de la
tensión.
4. Protección de mínima impedancia.
5. Protección de mínima tensión.
6. Protección de sobretensión.
7. Protección de mínima frecuencia.
8. Protección contra pérdida de campo.
9. Protección contra desbalance.
131
Protecciones más usuales
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Protección contra potencia inversa.
Protección contra fallas a tierra.
Protección de sobreexcitación.
Protección contra energización inadvertida.
Protección térmica con resistencia
dependiente de la temperatura.
Protección de deslizamiento de polo.
Protección de fallo del interruptor.
Protección de cortocircuito de interruptor.
Protección de sobreintensidad bloqueada.
132
10
PROTECCION DE GENERADOR
Tipos de fallas
Fallas internas
del generador
Fallas debidas al
control del
generador
Fallas debidas
a máquina
impulsora
Fallas
debidas a la
carga
Tipos de fallas
Fallas internas
del generador
11
Fallas internas del generador
Falla a tierra del estator
•
Causas :
– Pérdida de aislación del estator
•
G
Efectos (dependiendo del sistema de tierra)
:
– Riesgo de daño del circuito
magnético
– Calentamiento local del estator
51G
64REF
•
Soluciones :
– Funciones de protección :
•
•
•
•
51G, 64REF,
59N+27TN 100% falla a tierra estator (64G)
59N+Diff U3TN 100% falla a tierra estator (64G)
67N (varios
(varios puntos a tierra).
tierra).
Protección contra fallas a tierra
(64)
12
Introducción
• La falla más frecuente de un generador es la
ruptura del aislamiento de un devanado que se
dirige hacia el núcleo de chapas conectadas a
tierra.
• Aunque las corrientes de falla que fluyen aquí
son pequeñas en comparación con la corriente
nominal, incluso en un tiempo breve, pueden
producir serios daños en el paquete de hierro.
hierro
137
Introducción
• Se incrementa el riesgo de una 2da falla a tierra
del estator, ya que la tensión de los conductores
no afectados, se eleva en relación a tierra.
• Consecuencia:
Consecuencia aparecen cortocircuitos con
contacto a tierra de repercusiones
considerables.
• Por esto, una falla a tierra del estator del
generador se debe detectar y desconectar
rápidamente
138
13
Objetivo
• Detectar contactos a tierra en todo el devanado,
inclusive en el centro de la estrella.
• Liberar la falla desconectando el generador y su
excitación lo mas rápido posible
• Limitar las corrientes de contacto a tierra, para
que no produzcan daños en la chapa del
estator.
• Que sea insensible a perturbaciones y fallas a
tierra en la red.
139
Fallas a tierra en el estator
Antecedentes :
• Se tiene la ventaja de tener separada
galvánicamente a la maquina del resto de la
red (las perturbaciones en ella no influyen
directamente en la protección).
• Sin embargo, siempre existe una cierta
influencia a través de la capacidad del
transformador de bloque (de forma que una
falla a tierra externa provoca una tensión entre
el neutro y tierra).
140
14
Características
• Valor de falla a tierra
– depende del tipo de aterramiento.
– Varía desde cero hasta el valor de cc 3F (o
mayor para sistemas sólidamente aterrizados).
• Protección de fase pueden no ser
suficientemente sensibles.
141
Puesta a tierra de alta impedancia
Para cumplir con la
premisa “baja
intensidad de paso a
tierra”, se aconseja
trabajar con el
neutro del
generador aislado o
puesto a tierra a
través de alta
impedancia.
Generador
Zg
Zg
Zg
In
VR
Vo
rpt
VR
VT
U>
Puesta a tierra de un generador
142
15
GENERADOR
(1 - x) . Zg
x.Zg
T
VT
In
x.Zg
(1 - x) . Zg
S
VS
x.Zg
Vo
Rpt
(1 - x) . Zg
x.VR
(1-x).VR
R
IN
x.Vr
Generalmente se desprecia la resistencia de
la porción del devanado (xZg).
143
Vo
Rpt
In
Zona protegida
0% 13%
(0V) (825V)
100%
(11000 V)
3
Cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión,
mayor será la zona protegida del arrollamiento.
144
16
Fallas a tierra en el estator
• La protección diferencial no brinda
protección de falla a tierra para todo el
devanado de fase del estator, es una
práctica común utilizar, como
complemento, una protección sensible
para fallas a tierra.
145
Porcentaje de devanado de estator
no protegido por 87 para falla 1Ft
Fuentes:
• IEEE Std 242-2001
• IEEE Std C37.1022006
146
17
Tensión de tercer armónico
Full Load
VN3
sin falla
a tierra
No Load
VP3
147
Corriente de tercer armónico
Contenido de
tercer armónico en
las corrientes del
generador.
Esta corriente
pasa por el neutro
y podría operar el
relé si este no
incorpora algún
filtro.
148
18
A.T.
B.T.
Vr
<
Vs
3Vo
Vt
Otro posible esquema de
protección de falla a tierra
en el estator.
Vo
Rpt
149
Tensiones medidas en caso de falla a
tierra
• Diagrama fasorial de tensiones, para la
detección de las fallas a tierra.
• Cabe indicar que aquí también existe
problema de 3er armónico.
• Normalmente, los relés para este
cometido amortiguan el 3er armónico a un
valor de 15 a 30 veces.
150
19
1
1
T
x
0,5 Estator
0,5 Estator
Vnt
N~T
0
0
Vtt ~Vtn Vsn~Vst
Vtt
Vtn
Vsn
Vst
Falla a tierra en el estator a una
distancia (x) del neutro
Condiciones normales
Vrt
N
1
T
x
0,5 Estator
Vnt
Vnt
N
Vtt
Vr
Vst
3Vo=Vrt+Vst+Vtt
3Vo=Vnt
T
3V0
Vnt=V.(-x)
3V0=3V.(-x)
151
GENERADOR
In
In
Vo
U>
Esquema diferencial de neutro
A este tipo de esquema se le conoce como
diferencial de neutro o de falta tierra restringida.
No se ve afectado por la 3ra Armónico.
152
20
Protección de fallas a tierra
• Todos los sistemas adolecen del mismo defecto.
si la falta es próximo al neutro, es muy posible
que la protección no la detecte.
• Si se quiere proteger el 100% del estator hasta
buscar relés y montajes mas complejos.
• Un sistema, trabaja con el 3er armónico. cuando
se produzca un contacto a tierra del estator, la
corriente de 3er armónico será tanto menor
cuando la falla sea próximo al neutro.
153
~
~
Esquema basado
en el tercer
armónico
U>
v
v
~
~
v
154
21
Protección al 100% del estator
• Uno de los métodos es usar un relé de
subtensión de tercera armónica (27TN).
• Los componentes de voltaje de tercera
armónica están presentes, en diverso grado, en
el neutro de casi todas las máquinas; ellos
surgen y varían debido a diferencias en el
diseño, la fabricación, y la carga de la máquina.
• Este voltaje, de estar presente en suficiente
magnitud, puede usarse para detectar fallas a
tierra cerca del neutro.
155
Esquema de protección 59N/27TN
59 Relé Supervisor de
Sobrevoltaje Instantáneo
59N Relé de Sobrevoltaje
Sintonizado a la
Frecuencia Fundamental
(60 Hz)
27TN Relé de Bajo
Voltaje Sintonizado a la
Frecuencia de 3TH (180
Hz)
2-1, 2-2 Temporizadores
156
22
157
158
23
Ejemplo - 59N
159
Ejemplo - 59N
• Considere el sistema mostrado anteriormente.
Capacitancia distribuida a tierra del generador =
0.22 µF/fase; Capacitancia a tierra distribuida a
tierra de alimentadores y devanados del
transformador = 0.10 µF/fase; y la capacitancia
del pararrayos= 0.25 µF/fase. Por lo tanto, la
capacitancia total = 0.57 µF/fase.
160
24
Solución
Para prevenir la ferrorresonancia
161
Supongamos que la tensión de tercer tensión armónica (V3) es del 3%
(generalmente 2-5%) de la tensión normal de línea a neutro.
La reactancia de tercer armónico es 1/3Xc = 4650/3 = 1550 Ω por fase
1550/3 = 517 Ω sobre la base trifásica.
162
25
• El relé debe fijarse en alrededor de dos veces este valor para
garantizar la fiabilidad. Suponga que el relé tiene una tensión
16 V, que sería su configuración. Dado que no se requiere la
coordinación, aguas abajo o ajustar el tiempo menor que el
próximo relé.
Para una falla a tierra en el borne de fase del generador, la
tensión a través del relé y la resistencia es:
Tensión primaria de arranque es 16 x 14 400/480 V= 480V
primarios, que es la tensión más baja, que el relé puede ver.
Esto se traduce en que una parte del devanado no es
protegida igual a 480 / (15 500 / √ 3)=0,054 o 5% del total del
devanado.
163
Protección V3d
Full Load
VN3
sin falla
a tierra
No Load
VP3
164
26
Generador con falla a tierra
No
Load
Con falla
a tierra
VN3
VP3
165
Protección 64 al 100% del estator
59N
V3d
0%
100%
166
27
Ejemplo de Elemento 64 G
•
•
•
•
•
789 MW, 25 kV Unit
VP3_FL = 8 V
VN3_FL = 8 V
VP3_NL = 2.7 V
VN3_NL = 2.5 V
167
Tensión de tercer armónico
10
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
Full Load Line
No Load Line
-10
168
28
Límites del elemento Vs. la carga
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1
Lower 64G2
64G1
27N3
Upper 64G2
169
51N-Sobrecorriente deNeutro
• Provee protección contra fallas atierra.
• Debido a que no existen corrientes de
secuencia zero en condiciones normales de
operación, esta función puede ser ajustada con
una mayor sensibilidad que la función de
sobrecorriente de fase.
• Si las funciones 50N y 51N no son utilizadas en
el neutro del generador, pueden utilizarse para
detectar fallas a tierra en el sistema (respaldo),
conectando las en el transformador de unidad.
170
29
51N-Sobrecorriente deNeutro
171
Ajustes Falla a tierra
CÓDIGO
AJUSTES
ANSI
51G
64REF
Falla a tierra
Falla a tierra
restringida
64G/59N
Falla a tierra de
64G/27TN
estator 100%
Umbral = 10% de la corriente máxima de fallo
a tierra.
Temporización para selectividad con
protección aguas abajo.
Umbral 10% de In.
Sin temporización.
Umbral Vrsd = 30% de Vn.
Temporización de 5 segundos.
Umbral adaptable = 15% del Vrsd del 3.er
armónico.
Nota: Con el neutro del generador aterrizado
172
30
Fallas internas del generador
Falla de arrollamiento del estator
• Causas :
– Falla entre espiras
• Efectos :
G
87G
87M
– Calentamiento local con
un pequeño efecto
sobre la corriente de
línea
• Soluciones :
– Función de protección
diferencial
• 87 G (generador)
• 87 M (máquina)
Contenido
Protección diferencial (87)
31
Protección diferencial
• En la protección diferencial se miden corrientes
en puntos determinados para compararlas en lo
relacionado con su intensidad y posición de
fase.
175
Protección diferencial
• Si el funcionamiento del sistema es normal, o
si los fallos se encuentran fuera de la zona de
protección, las corrientes obtenidas serán
iguales.
• Es decir: no se
presenta ninguna
corriente
diferencial:
I1 = I2.
176
32
Protección diferencial del generador (87)
• Proporciona
protección:
– contra defectos de fase.
– Fallas a tierra en caso de
aterrizamientos moderados.
• Técnicas:
– Diferencial porcentual.
– Diferencial de HiZ.
177
Protección diferencial porcentual
• El ajuste del umbral de
corriente diferencial IS1
puede ser tan bajo
como 5%ING.
• IS2 > ING típicamente,
digamos 120%.
• El ajuste del porcentaje
de polarización K2,
típicamente se ajusta
al 150%.
178
33
Protección diferencial de HiZ
• La impedancia el
TI saturado es
muy pequeña en
comparación con
la impedancia
del circuito de la
bobina relé, al
que se le ha
sumado una
resistencia
externa de
estabilización.
179
Protección diferencial de HiZ
• Ajuste, “ Gen dif I s1”, lo más bajo posible.
Normalmente, 5% ING.
• La intensidad de funcionamiento de la
protección primaria.
I OP = (TI RATIO ) ⋅ (Gen dif I S1 + n ⋅ Ie )
180
34
Estator multiespiras
• Para bobinados de estator multiespiras,
existe la posibilidad de que se produzca
un cortocircuito entre espiras del
bobinado.
• A menos que este falta se transforme en
una falta a tierra del estátor, no se
detectará a través de las disposiciones de
protección convencionales.
181
182
35
EJEMPLO
183
184
36
Característica del sistema
185
186
37
Unifilar
187
Fallas internas del generador
Pérdida de• aislación
Causas : del rotor
– Pérdida de aislación del
rotor
G
Ω
• Efectos :
– Riesgo de falla interna
del rotor
– Calentamiento local del
rotor
• Soluciones :
– Monitoreo de aislación
con injección de
corriente.
Contenido
38
Protección contra fallas a tierra
del rotor 64F
Protección 64F
• Un contacto a tierra
unipolar en el rotor de
un generador no
perturba, por si solo,
el servicio de la
máquina.
• En la mayoría de
casos, esta protección
solo instala para dar
una alarma.
39
Fuera de servicio
• Se deja al criterio del
personal de
operación el
momento más
conveniente para
quitar de servicio la
máquina y efectuar
una medida exacta
del contacto a tierra
(por ejemplo, durante
el servicio nocturno
con carga débil).
Efectos
• El gran problema aparece con el segundo
contacto a tierra; en este caso queda anulada
una parte del arrollamiento de campo.
• Aparte de los efectos térmicos sobre lo
conductores del rotor, la doble falta a tierra
supone una distorsión del flujo magnético
creado por el rotor, de forma que la fuerza
atractiva puede ser muy poderosa en un polo y
muy débil en el polo opuesto.
40
Peligro
• Esta fuerza
desequilibradora gira
según el rotor,
produciéndose una
violenta vibración
que puede dañar los
cojinetes e incluso
desplazar el propio
rotor. El generador
corre un gravísimo
riesgo.
Tipos de 64F
41
a) Método del potenciómetro
Este sistema de detección es el más simple. Se trata
de una resistencia con una toma intermedia conectada
en paralelo con el devanado de campo. La toma media
está conectada a tierra a través de un relé que no
actúa en condiciones normales.
Método del potenciómetro
• Cuando se produce un contacto a tierra aparece
una tensión en la bobina del relé y éste cierra sus
contactos con un retardo ( por ejemplo5s o 10s) y
da alarma.
• Inconveniente: Cuando existe un contacto a tierra
en las proximidades del centro del arrollamiento del
rotor, el relé no queda sometido a ninguna tensión y
no opera. El problema se soluciona mediante otra
toma del potenciómetro, al que debe conmutarse
periódicamente, después del cual debe de
retornarse a la posición original.
42
b) Método de inyección DC
• El relé es alimentado con DC pero inyecta una
tensión DC entre el polo negativo del circuito de
excitación y tierra, controlando el paso de corriente.
+
Método de inyección DC
• El filtro elimina las componentes alternas
procedentes de la tensión de excitación.
• Cuando disminuye la resistencia de aislamiento
(RAISLAMIENTO) se produce una circulación de
corriente que ocasiona el cierre de un contacto
de alarma con un retardo de 5 a 10s .
• El ajuste mínimo del relé depende de la
capacidad respecto a tierra del arrollamiento.
43
Método de inyección DC
• El retardo es necesario para evitar que el relé
opere por el incremento de la carga capacitiva
producto del aumento en la excitación, que
ocurre cuando se regula muy rápidamente.
c) Método de inyección AC
+
-
C
Fuente
aux.
AC
64F
Alarma
+
• En este
sistema, se
inyecta tensión
AC por medio
de un
transformador y
se controla el
flujo de
corriente
44
Método de inyección AC
• Cuando se produzca un contacto a tierra, el paso
de la corriente se da alarma.
• Se emplea cierto retardo del orden de los 5 a 10s.
• El condensador C establece un bloqueo a la DC
de excitación para evitar descargas a través del
relé.
• El filtro pasa banda permite rechazar las
frecuencias de valor distinto a la fundamental que
pueden encontrarse en la tensión de excitación.
PROTECCION DE GENERADOR
Tipos de fallas
Fallas debida
a la carga
45
Fallas debida a la carga
Cortocircuitos
externos
• Causas :
– Cortocircuitos vistos por el
generador
51
51V
G
Isc
• Efectos :
– Con sobrexcitación Isc = 3IN
– Sin sobrexcitación : baja
corriente de cortocircuito Isc =
0.5 IN
• Soluciones :
– Sobrecorriente (51)
– Sobrecorriente con restricción
de tensión (51V)
– Mìnima impedancia (21B)
Protección de sobrecorriente 51/51V
• Respaldo para fallas entre fases
• Pueden tomar dos formas .
– Protección de sobrecorriente 51
puede ser protección principal para generadores
pequeños, y como protección de respaldo para
grandes unidades
– Protección de sobrecorriente dependiente de
la tensión 51V
donde la protección del 87 no es justificable, o donde
existen problemas al aplicar 51.
204
46
Capacidad típica de sobrecarga de corta
duración del estator
• 51: proporciona
protección contra
sobrecarga
térmica(I2t).
• Según :
ANSI C37.102-1996
ANSI C50.13-1977
–
–
–
–
• El relé usa I2t = K
para calentamiento
de corta duración.
226% IN, 10 s.
154% IN, 30 s.
130% IN, 60 s.
116% IN, 120 s.
205
Capacidad típica de sobrecarga de corta
duración del estator
300
TYPICAL GENERATOR
SHORT-TIME THERMAL
200
CAPABILITY FOR
BALANCED 3-PHASE
LOAD
100
(from ANSI C50.13)
20
40
60
80
100
120
TIEMPO - SEGUNDOS
206
47
Protección 51/50
IEC Curvas
Operating Time (s)
1000
100
IEC SI
IEC VI
IEC EI
IEC LTS
10
1
0.1
1
• Constituida por un
elemento de
sobreintensidad no
direccional de dos
etapas (51/50).
• Dificultad: el
decrecimiento de la
corriente de falla en el
tiempo.
10
100
Current (Multiples of Is)
207
Unidad 51
• Respaldo para fallos
en el generador y el
sistema.
• El ajuste de corriente,
debe estar
coordinada con la
protección aguas
abajo.
208
48
Unidad 50
• Protección, contra fallos internos del generador.
• Característica de funcionamiento en tiempo
definido.
• El ajuste de intensidad, puede establecerse
como el 120% IMAX FALLA, normalmente 8 x ING.
• Funcionamiento instantáneo.
• Es estable ante fallos externos. En el caso de
fallos internos, la intensidad de fallo estará
suministrada desde el sistema y será superior al
segundo ajuste.
209
Protección 51V
• Proporciona respaldo para fallas entre fases en
el sistema.
210
49
Protección 51V
• Difícil de ajustar: Debe coordinarse con la
protección de respaldo del sistema
• Criterio de ajuste general coordinado:
– Tiempo de relevadores de respaldo.
– Tiempo de falla de interruptor.
211
Protección 51V
• A fin de superar la
dificultad de
discriminación, con la
tensión en terminales
se puede modificar
dinámicamente la
característica básica
t-i para faltas
cercanas.
CB
TP
U<
t1
&
TC
I<
t2
Parada
normal del
generador
212
50
Protección 51V
• Es necesario debido al
decremento de la
corriente de falla del
generador.
• Dos tipos:
– Controlado por tensión (VC)
– Restringido por tensión (VR)
213
Protección 51VC
• Utilizada cuando el generador está conectado directamente al
sistema.
• Modificación escalonada IS en caso de que la USISTEMA < US.
• Para 100% UNORMAL IS=105 % IN.
• En condiciones de tensiones bajas, IAJUSTE<50 % IKMIN FALLA
214
51
Protección 51VR
• Aplicación: cuando el
generador está
conectado indirectamente
al sistema.
• El IS disminuye de forma
incremental a medida que
el tensión cae por debajo
de un nivel seleccionado.
• Si USISTEMA ≤ UMIN,
IS = IMIN.
215
Respaldo a fallas entre fases en el
sistema (21)
• El elemento en modo
de ZMIN, funciona con
una característica de
impedancia no
direccional trifásico
de tiempo definido
como se muestra en
la figura.
X
Disparo
R
216
52
Protección 21G
• Es una protección de respaldo rápida contra
cortocircuitos en: el generador, derivaciones del
mismo, transformadores o en las barras.
• Se emplea: en grandes generadores.
G
52
Dy
21
217
Respaldo a fallas entre fases en el
sistema (21)
• La impedancia de cada fase se calcula del
siguiente modo:
Zab =
Vab
Ia
Zbc =
Vbc
Vca
Zca =
Ib
Ic
• Funciona con intensidades menores según se
reduce la tensión, por lo que es similar a un 51
VR, funcionando con una característica de
tiempo definido.
218
53
Respaldo a fallas entre fases en el
sistema (21)
• “ Ajuste Z<” = 70% ZLOAD MAX.
• Esto supone un margen adecuado para
sobrecargas cortas, variación de tensión, etc.
junto a una adecuada protección de respaldo
ante fallos del generador, del transformador
elevador y de la barra colectora.
• “ Retardo temporal Z<” debe permitir la
coordinación con los dispositivos de
sobreintensidad aguas abajo.
219
Fallas debida a la carga
Sobrecarga
• Causas :
– Aumento de la carga vs
potencia nominal
49RMS
G
49T
• Efectos :
– calentamiento (deterioro de la
aislación)
• Soluciones :
Load
P
– Medición de la temperatura del
arrollamiento con sensores Pt o
Ni (49T)
– Medición por sobrecarga
térmica (49RMS)
54
Protección térmica con resistencia
dependiente de la temperatura
Protección con resistencia dependiente
de la Temp.
Causas:
• Sobrecarga prolongada.
• El desgaste o la falta de lubricación de los
rodamientos puede provocar también
calentamientos localizados en el interior de la
carcasa de rodamiento.
Efectos:
• envejecimiento prematuro de su aislamiento o,
en casos extremos, un fallo de este.
222
55
Protección con resistencia dependiente
de la Temp.
Sensores térmicos.
• Para proteger contra cualquier calentamiento
localizado o generalizado, los relés tienen la
capacidad de admitir entradas de hasta 10
dispositivos de detección de resistencia de
temperatura.
• Las resistencias detectoras de temperatura
(RTD) o termopares se colocan en diferentes
partes del arrollamiento para detectar los
cambios de temperatura.
223
Protección con resistencia dependiente
de la Temp.
• Las resistencias detectoras de temperatura
pueden ser:
– de cobre (valor 10 W a 25°),
– platino (valor 100 W a 0°) ó
– níquel (valor 120 W a 0°).
• El ajuste dependerá de la capacidad térmica del
aislamiento del generador.
224
56
Protección con resistencia dependiente
de la Temp.
Parámetro
Temperatura típica de
servicio en carga total
Temperatura de
rodamientos de
generadores
60-80ºC, dependiendo
del tipo de
rodamiento
60-80ºC+
Temperatura superior
de los
transformadores
80ºC (50-60ºC por
encima de la
ambiental).
Se asume normalmente del aceite
un gradiente de temperatura a
partir de la temperatura del
devanado de tal modo que los
RTD del aceite superior pueden
proporcionar protección al
devanado
Temperatura del foco
caliente del
devanado
98ºC para una edad normal
del aislamiento. Se
debería
dar
una
sobrecarga cíclica.
Sobrecarga a corto plazo
140ºC+ durante emergencias.
225
Protección 49
• La máquina no se calienta al instante debido a
una carga excesiva. Para un cierto grado de
sobrecarga, la temperatura de este varía de
manera exponencial en función de su constante
de tiempo de calentamiento.
226
57
Protección 49
• Una protección contra sobrecarga debe
emular las condiciones de calentamiento
de la máquina protegida como una función
de la corriente a través de este
componente.
227
Característica de actuación
228
58
Ejemplo: Protección contra
sobrecorriente series siemens 7SJ602
229
Ejemplo
• La función 49 establece disparo o alarma
basado en el cálculo del modelo térmico
de la medición de corriente de fase. Hay
dos opciones:
– Estado “Con
Con memoria
memoria“: de la evaluación de todas las
corrientes de carga, incluso sin la presencia de
sobrecarga.
– Estado de “Sin
Sin memoria
memoria": cuando se evalúan sólo las
corrientes de carga superiores a un valor ajustable
("umbral") de sobrecarga
230
59
Característica de tiempo de la
función 49 con memoria.
Sin carga previa
231
Característica de tiempo de la
función 49 con memoria.
Con 90% de carga previa
232
60
Rango de ajuste
233
Curva característica
234
61
Relaciones de recuperación
235
Fallas debida a la carga
Desbalance
• Causas :
– Desbalance de la carga
46
G
I(2)
Load
• Efectos :
49T
– Calentamiento debido a la
componente de secuencia
inversa que induce corrientes
parásitas en el rotor
• Soluciones :
– Medición de la temperatura del
arrollamiento con sensores Pt o
Ni (49T)
– Medición de la sobrecorriente
de secuencia inversa (46)
62
Protección contra desbalance (46)
Protección contra desbalance (46)
• Corrientes de fase desbalanceadas crean
corriente de secuencia negativa en el estator del
generador,
I2 = 1/3(IA + a2IB + aIC)
Donde
a = 1 ∠120
a2 = 1 ∠ 240
IA, IB, IC = corrientes de fase.
• La corriente de secuencia negativa interactúa
con la corriente de secuencia positiva normal
para inducir una corriente de doble frecuencia
(120 HZ).
238
63
Protección contra desbalance (46)
239
Protección contra desbalance (46)
• La corriente de 120 Hz es inducida en el rotor
causando el calentamiento de la superficie
• El generador tiene un rango de tiempo corto
establecido
2
I2 ⋅t = K
Donde
• K = Factor del Fabricante (mientras mas grande
sea el generador menor es el valor de K)
240
64
Protección contra desbalance (46)
• Electromecánicos
• Sensibilidad restringida a cerca 0.6 pu I2 de la
capacidad del generador
• Generalmente insensible a cargas
desbalanceadas o conductores abiertos
• Proporciona respaldo por fallas desbalanceadas
solamente
• Estático/Digital
• Protege al generador dentro de su capacidad de
I2 continua
241
Protección contra desbalance (46)
I2 PERMISIBLE
(PORCENTAJE DE LA
CAPACIDAD DEL ESTATOR)
TIPO DEL GENERADOR
Polos Salientes
Con devanados de amortiguamiento
Conectado
10
Con devanado de amortiguamiento No
Conectado
5
Rotor Cilíndrico
Enfriado indirectamente
10
Enfriado directamente a 960 MVA
8
ANSI C50.13
961 a 1200 MVA
6
1201 a 1500 MVA
5
242
65
Protección contra desbalance (46)
• ANSI C50.13.
“el generador deberá ser capaz de soportar, sin
dañarse, los efectos de un desequilibrio de
corriente continuo que corresponde a una
corriente I2 de secuencia de fase negativa de los
siguientes valores, en tanto que no se exceda el
kVA nominal y que la corriente máxima no
exceda el 105% de la corriente nominal en
ninguna de las fases”.
243
Protección contra desbalance (46)
K
TIPO DE GENERADOR
2
2
I t permisible
Generador de Polo Saliente
40
Condensador Síncrono
30
Tiempo del generador de rotor cilíndrico
Enfriado indirectamente
20
Enfriado directamente (0-800 MVA)
10
Enfriado directamente (801-1600 MVA......)
Ver curva de la figura siguiente
244
66
Protección contra desbalance (46)
(Valores tomados de ANSI C50.13-1989)
245
Protección contra desbalance (46)
• Característica
I 22 ⋅ t = K
• Tiempo definido
máximo y mínimo
• Característica de
reposición lineal
246
67
Fallas debida a la carga
Grandes cambios en la carga
• Causas :
– Desaparición repentina de
cargas
– Arranque de grandes cargas
G
59,27
81H,
81L
P
– Riesgo de sobretensión
– Riesgo de cambios de
frecuencia
• Soluciones :
P
Carg
a
• Efectos :
Carg
a
– Medición de máxima/mínima
tensión (59, 27)
– Detección de máxima/mínima
frecuencia (81H, 81L)
Protección de mínima tensión 27
68
Protección de mínima tensión 27
• Normalmente, no es específicamente necesaria
la protección de tensión mínima en los
esquemas de protección de generadores.
• Aplicación:
– como elementos de enclavamiento de otros tipos de
protección, tales como los de fallo de campo.
– Como protección de respaldo para proporcionar la
sensibilidad adecuada con los elementos
dependientes de la tensión, de impedancia mínima o
de secuencia de fase inversa.
249
Protección de mínima tensión 27
• Causas:
– Una razón podría ser el fallo del equipo de regulación
de la tensión (AVR).
• Efectos
– Puede afectar al rendimiento del generador.
• Características:
– Se suministra un elemento 27 de dos etapas (trip y
alarma).
– El ajuste puede ser para tensiones de fase a fase o de
fase a neutro.
– Relé habilitado únicamente cuando el CB de
generador esté cerrado.
250
69
Protección de mínima tensión 27
Alarma.
• Únicamente esté activa cuando el generador
esté en línea para evitar un disparo en falso
durante el arranque.
• Ajuste al 90% UN.
• Retardo = 30 seg.
• Puede ser de gran utilidad si el generador está
funcionando con el ajuste de AVR en control
manual.
251
Protección de mínima tensión 27
• ” Ajuste de tensión V<1”,
– > UL en estado de cortocircuito permanente
en un punto remoto de la barra.
– Debería estar ajustado en coordinación con
las protecciones aguas abajo así como con la
protección de respaldo del sistema del relé, si
está activada.
– Retardo: 3 – 5s.
252
70
Protección contra sobretensión 59
Protección 59
• Funciona cuando las tensiones de las tres fases
están por encima del punto de ajuste común.
• Dos etapas de disparo, cada una de ellas con
un temporizador ajustable.
• Protege contra daños de aislamiento del
generador y los de cualquier instalación
conectada.
• Recomendada para generadores hidráulicos
que puedan sufrir rechazo de carga.
254
71
Sobretensión
• Según ANSI/IEEE C37.102
– Límite para el generador : 105%.
– Límite para el bloque G-T : 105% a plena carga y
110% en vacío.
• Consecuencias de la sobretensión:
– Sobreexcitación
• Acción automática:
– alarma en grandes generadores.
– Bloqueo/retroceso del regulador de tensión.
– Disparo en pequeñas unidades de cogeneración.
255
Capacidad de sobreflujo
256
72
Protección 59
• Protección temporizada (U>):
UAJUSTE= 1,1 - 1,2 UN
Retardo : suficiente para evitar la activación
durante sobretensiones transitorias (1-3 s),
ajuste máx 136 -100s.
• Protección instantánea (U>>):
UAJUSTE = 1,3 - 1,5 UN
Disparo = instantáneo
257
Protección 59
• Esta función de
protección responde
a las señales de
tensión línea
suministradas al relé
a través de las
entradas principales
del TT.
258
73
Sobretensión
• Generador sincronizado con otras fuentes a un
sistema eléctrico,
– se produciría un sobretensión en caso de que el
generador ligeramente cargado y se le solicitara un alto
intensidad de carga capacitiva.
• Después de una separación del sistema al que
alimenta,
– El generador experimenta el rechazo de carga completa
mientras continúa conectado a parte del sistema
eléctrico.
259
AVR
• El equipo de regulación automática de la tensión
debería responder rápidamente para corregir la
condición de sobretensión.
• Es recomendable disponer de 59 para cubrir un
posible fallo del AVR y corregir así la situación o
con el regulador en control manual.
260
74
En centrales hidráulicas
• El caso más
desfavorable de
sobretensión
producto del rechazo
de carga completa,
podrían
experimentarlo los
generadores
hidráulicos.
261
En centrales hidráulicas
• El tiempo de respuesta del equipo regulador de
velocidad puede ser tan bajo, que se puede
producir una sobreaceleración transitoria del
200% de la velocidad nominal.
• Incluso con la acción del regulador de tensión,
de esta sobreaceleración podría resultar una
sobretensión transitoria del 150%.
262
75
Datos
• Capacidad de un 5% de
sobretensión de forma
continua.
• El fabricante del
generador debería
suministrar los tiempos
soportados en las
condiciones de las
sobretensiones más
severas.
263
Protección de mínima frecuencia
81U
76
Protección de mínima frecuencia 81U
• Causas:
– Pérdida de generación, provoca operación a
frecuencia reducida durante un tiempo suficiente
como para producir sobrecargas en las turbinas de
gas o de vapor.
• La operación de una turbina a frecuencia baja
es más crítica que la operación a frecuencia
alta.
• Se recomienda protección de baja frecuencia
para turbinas de gas o vapor.
265
Protección de mínima frecuencia 81U
• La turbina es más restringida:
– Es la causa de resonancia mecánica en sus
álabes.
– Las desviaciones de la fN pueden generar
frecuencias cercanas a la frecuencia natural de
los álabes y por lo tanto incrementar los
esfuerzos vibratorios.
– Los incrementos en los esfuerzos vibratorios,
pueden acumularse y agrietar algunas partes
de los álabes.
266
77
Protección de mínima frecuencia 81U
• Los fabricantes de turbinas dan límites de t para
operaciones con fANORMAL.
• Los efectos de operación a frecuencia anormal
son acumulativos.
• Estas limitaciones de la capacidad de la turbina
generalmente aplica para turbinas de vapor.
• Las turbinas de gas generalmente tienen más
capacidad que las unidades de vapor para
operar a baja frecuencia.
267
Protección de mínima frecuencia 81U
• Sin embargo, las turbinas de gas están
frecuentemente limitadas por la inestabilidad en
la combustión o la salida repentina de la turbina
por la caída de frecuencia. El límite de
frecuencia debe ser dado por cada fabricante.
• En general estas restricciones no aplican para
generadores hidráulicos.
• La mayoría de los esquemas requieren usar un
relé de baja frecuencia para cada banda de
frecuencia.
268
78
Protección de mínima frecuencia 81U
• El esquema de relé de baja frecuencia múltiple y
temporizado no es usado en turbinas de gas.
Los fabricantes de estos equipos dan protección de baja
frecuencia que consiste en un disparo por baja
frecuencia cuyo ajuste está dado por el fabricante.
• Los relés 81U generalmente dan disparo.
• En los casos en que las consecuencias de una
pérdida de la máquina sean catastróficas, sólo
se utiliza la protección como alarma (se acepta la
posibilidad de daños en la turbina).
269
Protección de mínima frecuencia 81U
A Respuesta de
frecuencia del sistema
con recuperación
mediante mínimo
rechazo de carga.
B Respuesta de
frecuencia del sistema
con desconexión del
generador.
C Característica óptima
de protección 81U
270
79
EJEMPLO
271
Para el ajuste de esta función se parte de la
información específica del fabricante de la turbina
(curva de frecuencias límite de operación de la
turbina).
272
80
Datos del fabricante
• Se dan tres escalones de frecuencia–tiempo;
dos escalones protegen el rango inferior de la
frecuencia límite de operación (protección baja
frecuencia) de la turbina. El tercer escalón
protege el rango superior de la frecuencia límite
de operación (protección alta frecuencia) de la
turbina.
• El margen de seguridad seleccionado es de
15%.
273
Datos del fabricante
• El fabricante de la turbina indica que a 58.5 Hz
es posible la operación continua; por lo que se
decide ajustar el primer escalón contra baja
frecuencia a 58.8 Hz y
• El segundo escalón a 57.9 Hz.
• Para el tercer escalón contra alta frecuencia se
ajusta a 61.2 Hz, teniendo en cuenta que este
será un respaldo a las protecciones propias del
gobernador de velocidad.
274
81
Ajuste de la función 81G
Primer escalón:
• Frecuencia de operación = 58.8 Hz.
• Retraso de tiempo de operación = 36000 ciclos (600 s).
Segundo escalón:
• Frecuencia de operación = 57.9 Hz.
• Retraso de tiempo de operación = 30 ciclos (0.5 s).
Tercer escalón:
• Frecuencia de operación = 61.2 Hz.
• Retraso de tiempo de operación = 36000 ciclos (600 s).
275
Fallas debida a la carga
Pérdida de sincronismo
∆Ω
G
12
78PS
• Causas :
– Tiempo de despeje de la falla
demasiado prolongado
– Cambios importantes en la carga
• Efectos :
– Variaciones de la potencia activa:
el generador opera como
generador, luego como motor,…
• Soluciones :
– Detección de la pérdida de
sincronismo (78PS)
– Detección de la variación de
velocidad (12)
82
Protección de deslizamiento de
polo (78)
Introducción
• Los cambios bruscos o los choques en
una red eléctrica tales como: las
operaciones de conmutación de línea,
grandes saltos de carga o cortocircuitos,
pueden provocar oscilaciones en la red
eléctrica que aparecen como variaciones
regulares de las intensidades, tensiones y
de los desfasajes angulares entre las
redes. Este fenómeno se conoce con el
nombre de oscilación de potencia.
potencia
278
83
Introducción
• En situaciones recuperables,
recuperables la oscilación de
potencia disminuirá y finalmente desaparecerá
en pocos segundos. Se recobrará la
sincronización y la red eléctrica volverá a su
funcionamiento estable.
• Si la situación no es recuperable,
recuperable la oscilación
de potencia se hace tan grave que se pierde la
sincronización entre el generador y la red,
condición reconocida como pérdida de
sincronismo o deslizamiento de polo desde el
punto de vista de un generador.
279
Introducción
• Si se produce efectivamente tal pérdida de
sincronismo, es imperativo desconectar
las zonas que perdieron el sincronismo del
resto de la red, antes de que se dañen los
generadores o antes de que ocurra una
interrupción generalizada en el servicio.
280
84
¿Cuándo se produce deslizamiento
de polo?
• Cuando la potencia de la turbina excede la
potencia eléctrica absorbida por la red. Esta
condición surge de la disparidad de las
frecuencias de funcionamiento de dos o más
máquinas.
• Durante el deslizamiento de polo la máquina
produce, alternativamente, par como generador
y como motor de altas magnitudes con los
correspondientes picos de intensidad y caídas
de tensión.
281
Eventos que provocan
deslizamiento de polo
• La ocurrencia de una anormalidad:
– Un defecto transitorio en la red.
– Falla del regulador del generador.
– Falla del control de excitación del generador
(funcionamiento asincrónico).
– Reconexión de una red separada sin
sincronización.
282
85
Eventos que provocan
deslizamiento de polo
•
El cambio transitorio en los requerimientos de
la red:
en cuanto a los componentes de potencia
real y reactiva que hace que el rotor del
generador oscile alrededor del nuevo punto
de equilibrio.
283
Eventos que provocan
deslizamiento de polo
• Si la perturbación transitoria inicial es lo
suficientemente grave y de una duración
suficientemente larga,
– la oscilación del rotor puede exceder el límite
máximo de estabilidad provocando el
deslizamiento de polos del generador.
• En una red débil, los transitorios de
conmutación también pueden causar el
deslizamiento de polo.
284
86
Protección de deslizamiento de polo
• Proporciona disparo del generador cuando este
pierde sincronismo con el sistema de potencia,
esto es el generador se desliza un polo
• Esto ocurre cuando los corto circuitos en el
sistema no son librados con la suficiente rapidez
ES
T
G
Eg
Θg
X
ΘS
Sistema
De
Potencia
Corto Circuito
285
Protección de deslizamiento de polo
• La ecuación de transferencia de potencia
P=(EGES/X) sen(δS - δG)
• Flujos de potencia real pequeños hacia el
sistema durante una falla trifásica
• El ángulo de fase del voltaje interno se adelanta
durante un corto circuito
• Si la falla permanece en el sistema mucho
tiempo – el generador pierde sincronismo
aunque la falla se libre después
286
87
Protección de deslizamiento de polo
• Gráfica de la trayectoria de la impedancia
equivalente de dos generadores
287
Protección de deslizamiento de polo
¿Cuándo es necesario OSP?
• Cuando un tiempo de “Switcheo crítico” del
generador es lo suficientemente corto para
garantizar la acción.
• Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a
través del generador o su transformador
elevador.
• Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a
través de las líneas de transmisión cercanas a la
planta pero los relevadores de las líneas no
pueden detectar el evento.
288
88
Protección de deslizamiento de polo
Aplicación:
• Es común en grandes generadores síncronos
• Para generadores relativamente pequeños que
funcionan en paralelo con fuertes suministros
públicos.
• Podría ser el de un cogenerador en paralelo con
el sistema de distribución de una utilidad pública,
en la que no se proporciona protección de alta
velocidad para fallos del sistema.
• El retardo en la reparación de los fallos del
sistema puede suponer una amenaza para la
estabilidad de la central del cogenerador.
289
Gráfica de la trayectoria de la impedancia
equivalente de dos generadores
Trayectoria de la impedancia OSP típica
290
89
Ajustes típicos del esquema de
protección (Single Blinder)
BLINDER
BLINDER
A
B
ZS
OFFSET
5
XT
β
R+ ZS
-R
S=120°
XId
5
MHO
UNIT
10 REVERSE
REACH
10
10
-X
5
= IMPEDANCIA DEL
SISTEMA
XT = REACTANCIA DE
TRANSFERENCIA
XId = REACTANCIA
TRANSITORIA DEL GEN.
10
291
EJEMPLO
292
90
Protección de Pérdida de Sincronismo
del Generador (78G).
293
Protección de Pérdida de
Sincronismo del Generador (78G).
• El esquema de
protección utiliza:
– limitadores A y B
– con un elemento
supervisor tipo MHO.
• Las características de
operación del relevador,
están definidas por la
región interior del círculo
de tipo MHO, la región a
la derecha del limitador A
y la región a la izquierda
del limitador B.
294
91
Ajustes de la Protección de Pérdida de
Sincronismo
Donde:
• XT = Reactancia de transformador.
• XS = Reactancia del sistema.
• X’d = Reactancia transitoria del generador.
• A, B = Impedancia de los limitadores.
• δ = Angulo de estabilidad dinámica.
295
Protección de Pérdida de
Sincronismo del Generador (78G).
• Se realizan los ajustes, considerando las
reactancias a la base del generador:
– El ajuste típico del diámetro del elemento
Mho= 1.5XT+2X’d
• Sustituyendo valores de reactancias del
generador y transformador.
– Diámetro = 1.5(0.1164)+2(0.238)= 0.6506 p.u.
296
92
Protección de Pérdida de
Sincronismo del Generador (78G).
• El ajuste típico del desplazamiento del diámetro
del elemento Mho = -2 ⋅X’d
• Desplazamiento = - 2(0.238) = - 0.476 p.u.
297
Protección de Pérdida de
Sincronismo del Generador (78G).
• El ajuste típico del ángulo de impedancia
(θ)= 90°.
• El ajuste típico de la impedancia del limitador =
(1/2)(X’d+ XT + XS) tan(θ–(δ/2))
Un valor típico para δ es 120°
120°.
• Limitadores =
(0.5)(0.238+0.1164+0.02565) tan (90°–(120°/2))
= 0.1097 p.u.
298
93
Protección de Pérdida de
Sincronismo del Generador (78G).
• El retraso de tiempo debe ser ajustado en
base a un estudio de estabilidad.
• En la ausencia de tal estudio, este puede
ser ajustado entre 3 y 6 ciclos.
299
Ajuste de la función 78G en el
relevador multifuncional
• Los ajustes del relevador de acuerdo con
los cálculos realizados son:
–
–
–
–
–
Diámetro = 11.7 Ω
Desplazamiento = -8.5 Ω
Ángulo de impedancia (θ)= 90°.
Limitadores = 2 Ω
El retraso de tiempo se ajusta a 6 ciclos (0.1 s).
300
94
PROTECCION DE GENERADOR
Tipo de fallas
Fallas debidas al
control del
generador
Fallas debidas al control del generador
Pérdida de campo
•
Normal
Q
32Q
•
G
Q
Q
32Q
Pérdida
de campo
G
•
Defecto:
– Pérdida de la excitación
Efectos :
– Operación como generador
asincrónico
– Sobrecalentamiento debido a
corrientes parásitas sobre el
arrollamiento de amortiguación
(damper)
Protecciones:
– Detección de la potencia reactiva
inversa (32Q) para redes capaces de
suministrar Q
– Detección de la mínima imperancia
(40) para grandes máquinas, en redes
con baja potencia de cortocircuito
95
Protección contra pérdida de
campo (40)
Protección contra pérdida de campo
(40)
Curva de capacidad del generador visto sobre un plano
P-Q, esta debe ser convertido a un plano R-X
304
96
Protección contra pérdida de campo
(40)
Increased Power Out
Increased Power Out
P-Q Plane
R-X Plane
305
Protección contra pérdida de campo
(40)
Efectos específicos en:
• Generador
– El generador síncrono se convierte en generador de
inducción
– El deslizamiento induce corrientes de Eddy que
calientan la superficie del rotor
– Las altas corrientes reactivas manejadas por el
generador sobrecargan al estator
• Sistema de potencia
– Pérdida de soporte de potencia reactiva
– Crea un dren de reactivos
– Puede iniciar un colapso de voltaje del sistema o del
área asociada al generador
306
97
Protección contra pérdida de campo
(40)
• Causas
– Apertura del circuito de campo
– Corto circuito en el campo
– Disparo accidental del interruptor de
campo
– Falla del control del regulador de tensión
– Pérdida del excitador principal
307
Protección contra pérdida de campo
(40)
Característica de la impedancia de pérdida de campo
308
98
Protección contra pérdida de campo
(40)
Método de protección Nº 1 – Relé Mho de 2 zonas
309
Protección contra pérdida de campo
(40)
Método de protección Nº 2
310
99
Ejercicio
• Valores
mostrados de la
hoja de datos
del generador:
• 125 MVA Base
• X’dsat = 24.5% =
0.245 pu
• Xd = 206.8% =
2.068 pu
311
Fallas debidas al control del generador
Regulación de tensión
• Causas :
– Operación defectuosa del
regulador de tensión
∆U
• Efectos :
– Sobre tensión
– Baja tensión
59
27
G
Uref
• Soluciones :
– Medición de la máxima
tensión (59)
– Medición de la mínima tensión
(27)
100
Fallas debidas al control del generador
Regulador de frecuencia
• Causas :
– Operación defectuosa del
regulador de frecuencia
∆F
• Efectos :
81L
81H
G
– Sobre frecuencia (para
operación aislada)
• Soluciones :
Fref
– Medición de la màxima
frecuencia (81H)
– Medición de la mínima
frecuencia (81L)
Fallas debidas al control del generador
Energización inadvertida
• Causas :
UN
cierre
50/27
U=0
G
– Generador acoplado a la
red mientras la máquina
impulsora esta detenida
• Efectos :
– El generador funciona
como un motor en el
momento de cierre
• Soluciones :
– Detección simultánea de IG
> IGs y UG > UGs cuando se
maniobra el cierre (50/27)
101
Protección contra energización
inadvertida (27/50)
Protección contra energización
inadvertida (27/50)
¿Cómo ocurre?
• Errores de operación.
• Flameo (flashover) de los contactos del
interruptor.
• Mal funcionamiento de los circuitos de control.
• Alguna combinación de los anteriores.
316
102
Energización inadvertida (27/50)
• Respuesta del generador y daños.
– El generador se comporta como un motor de inducción.
– El flujo rotatorio se induce dentro del rotor del generador.
– La corriente resultante en el rotor es forzada dentro de la
trayectoria de secuencia negativa en el cuerpo del rotor.
– La impedancia de la máquina durante la energización
inicial es equivalente a su impedancia de secuencia
negativa.
– Ocurre un rápido calentamiento del rotor.
2
I2 ⋅ t = K
317
Energización inadvertida (27/50)
• Circuito equivalente.
318
103
Energización inadvertida (27/50)
• Muchas veces la protección convencional
es deshabilitada cuando la unidad está
fuera de línea
– Se remueven los fusibles o cuchillas de los
transformadores de potencial.
– Se remueve la alimentación de DC para el
control.
– El contacto auxiliar (52a) del interruptor o
cuchillas pueden deshabilitar el disparo.
319
Protección (27/50)
• Esta protección consiste de un elemento de
mínima tensión (27) que asegura que la
protección se activa cuando la máquina no está
funcionando o está parada, y de un elemento de
sobreintensidad (50) para detectar cuando el
interruptor de circuito del generador se ha
cerrado involuntariamente.
320
104
Energización inadvertida (27/50)
• Esquemas de protección empleados.
– Esquemas de sobrecorriente supervisados con
frecuencia.
– Esquemas de sobrecorriente supervisados con
voltaje.
– Esquema de sobrecorriente direccional.
– Esquema de relevadores de impedancia.
– Esquema de sobrecorriente habilitado con
contacto auxiliar.
321
Energización inadvertida (27/50)
Respuesta de la protección convencional.
• Algunos relevadores podrían detectar la
energización inadvertida del generador pero
pueden:
– Ser marginales en su habilidad para detectar
la condición.
– Operar tan lentos que no puedan prevenir el
daño.
322
105
Energización inadvertida (27/50)
323
Energización inadvertida (27/50)
Conclusiones
• La energización inadvertida es un serio
problema.
– Daños ocurren en segundos.
• La protección convencional del generador.
– Marginal en la detección del evento.
– Deshabilitada cuando la máquina es energizada
inadvertidamente.
– Opera muy lento para prevenir daño.
• Se necesita instalar un esquema de protección
dedicada.
324
106
EJEMPLO
325
Energización inadvertida (27/50)
I50 = 10% ILOAD
V27 =50 – 70 % UN
t ≥ 5s.
326
107
Energización inadvertida (27/50)
El ajuste típico del elemento de sobrecorriente es:
I50 secundaria = 0.5 A.
V27 secundario = 0,70⋅Voperación secundario
= 0.70 x 69 = 48 V.
Retraso de tiempo del tV= 120 ciclos (2 s).
Retardo de tiempo de reposición= 60 ciclos (1 s).
327
PROTECCION DE GENERADOR
Tipo de fallas
Fallas debidas
a máquina
impulsora
108
Fallas debida a la máquina impulsora
Calentamiento de cojinetes
• Causas :
– Pérdida de lubricación de los
cojinetes
• Efectos :
38
– Calentamiento de los cojinetes
G
• Soluciones :
Cojinetes
∆Θ
– Medición de la temperatura de
los cojinetes con sensores de
temperatura
Pt100
Fallas debida a la máquina impulsora
Pérdida de la máquina impulsora
• Causas :
Normal
P
32P
• Efectos :
G
P
32P
G
Pérdida de la
máquina
impulsora
– Pérdida de la máquina
impulsora
– Operación como motor
sincrónico
– No hay riesgo para la
máquina pero si hay riesgo
para la turbina
• Soluciones :
– Medición de la potencia
activa inversa (32P)
109
Protección contra potencia
inversa (32)
Protección contra potencia inversa (32)
• Previene que el generador se motorice por
pérdida del primo motor
• La motorización resulta cuando la turbina no
puede suministrar siquiera las pérdidas propias
de la unidad y esta deficiencia tiene que ser
absorbida desde el sistema.
• El generador no es afectado por potencia
inversa: funciona como un motor síncrono.
• Las consecuencias de la motorización
dependerá del tipo de motor primo y del nivel de
potencia recibida.
332
110
Protección contra potencia inversa (32)
Motor
primo
Motor
Diesel
Potencia de
motorización
5% - 25%
Posibles daños
Riesgo de incendio o
explosión de
combustible no
consumido.
• El nivel de motorización depende del índice de
compresión y del espesor del diámetro del
cilindro. Para limitar la pérdida de potencia y el
riesgo de daños es necesaria una rápida
desconexión.
333
Protección contra potencia inversa (32)
Motor
primo
Potencia de
motorización
Posibles daños
Turbina de
gas
10% - 15%
(eje partido)
>50%
(simple eje)
En algunos conjuntos de
engranajes, pueden
aparecer daños debido
al par inverso en los
dientes del engranaje.
La carga de compresión en motores de eje sencillo
implica una potencia de motorización mayor que la de
los motores de eje partido. Es necesaria una rápida
desconexión para limitar la pérdida de potencia o los
daños.
334
111
Protección contra potencia inversa (32)
Motor
primo
Potencia de
motorización
Posibles
daños
Puede producirse
0,2 - >2%
la cavitación de
turbinas (paletas fuera del agua) paletas y ruedas
hidráulicas
con un largo
>2,0%
periodo de
(Paletas en el agua)
motorización.
•La potencia es baja cuando las paletas están por encima
del nivel del canal de desagüe. Los dispositivos de
detección de flujo hidráulico son a menudo los mejores
medios para detectar una pérdida de control. Se
recomienda la desconexión automática.
335
Protección contra potencia inversa (32)
Motor
primo
Potencia de
motorización
Posibles daños
Pueden aparecer daños por
0,5% - 3%
fatiga térmica en las paletas
(con
condensación)
de turbinas de baja presión
Turbinas
cuando el flujo de vapor no
de vapor 3% - 6%
puede disipar las pérdidas
(sin condensación)
por rozamiento.
•Pueden producirse daños rápidamente en los conjuntos sin
condensación o si se pierde el vacío en conjuntos con
condensación. Se debe utilizar protección de potencia
inversa como método secundario de detección, debiéndose
utilizar exclusivamente para producir una alarma.
336
112
Protección contra potencia inversa (32)
• El ajuste del valor de arranque debe ser el
recomendado por el fabricante de la turbina lo
mismo que el retardo del relé.
• Estos valores deben ajustarse de un modo tan
sensible, que el relé detecte cualquier condición
de potencia inversa.
337
EJEMPLO
338
113
Protección contra potencia inversa (32)
339
Protección contra potencia inversa (32)
• Considerando que el generador es accionado
por una turbina de vapor sin condensador, para
esta turbina la potencia de motorización está en
un rango de más del 3% de la potencia nominal.
Se ajusta al 7% de la potencia nominal.
La potencia de motorización es:
Pmot = 0.07(193.5) = 13.545 MW.
La corriente que circula con esta potencia es:
340
114
Protección contra potencia inversa (32)
La corriente en el secundario de los TC’s es:
El voltaje en el secundario de los TP’s es:
La potencia en el secundario, con un factor de
potencia unitario:
341
Protección contra potencia inversa (32)
La potencia nominal del relé es:
Pn relé = 3⋅(69.282)(3.88) (0.9)=725,8W
En porcentaje de la potencia nominal es:
Este valor en por unidad:
342
115
Protección contra potencia inversa (32)
• El ajuste de tiempo corto con válvulas
principales de vapor cerradas.
t1= 2.0 s.
• Ajuste de tiempo largo, de acuerdo a los
datos de la turbina que permite que se
motorice por un tiempo máximo de 60 s,
se selecciona un t2=10 s.
343
Protección contra potencia inversa (32)
Los ajustes del relé de acuerdo con los
cálculos realizados son:
– Potencia de operación = - 8% (-0.080 p.u).
– Retraso de tiempo de operación=600 ciclos
(10 s).
344
116
Protección de sobreexcitación
V/Hz (24)
Sobreexcitación V/Hz (24)
Límites del generador
(ANSI C50.13)
• Plena carga V/Hz = 1.05 pu
• Sin carga V/Hz = 1.05 pu
Límites del transformador
(terminales de HV)
• Plena carga V/Hz = 1.05 pu
• Sin carga V/Hz = 1.10 pu
346
117
Sobreexcitación V/Hz (24)
Causas de problemas de V/Hz
• Problemas en el regulador de voltaje.
– Error de operación durante la operación del regulador
manual fuera de línea.
– Falla de control.
– Pérdida del TP que suministra voltaje al regulador.
– Sobre-excitación cuando el generador esta en línea.
• Problemas en el sistema
– Rechazo de carga de la unidad: rechazo a plena carga
o con carga parcial.
– Formación de islas en el sistema de potencia durante
disturbios mayores.
347
Sobreexcitación V/Hz (24)
Señales físicas
• Como el voltaje se eleva
arriba del nominal el flujo
de dispersión se
incrementa
• El flujo de dispersión
induce corrientes en la
estructura de soporte del
transformador causando
un calentamiento rápido
localizado.
Flujo en el Núcleo
Vp
Vs
Flujo de Dispersión
348
118
Sobreexcitación V/Hz (24)
Curvas típicas
Curva de limitación
para operación de
V/Hz para generador
Curva de limitación para
operación de V/Hz para
transformador
349
Sobreexcitación V/Hz (24)
• La función 24 V/Hz debe
ser ajustada de acuerdo
a la norma C37.102, si no
existe una curva de
ajuste V/Hz vs t, para el
transformador elevador
del generador.
Resumen de ajustes
• Setpoint #1 = 106%, 10s
• Setpoint #2 = 110%, 5s
• Curva INV=Deshabilitada
350
119
Sobreexcitación V/Hz (24)
Relevador V/Hz de tiempo inverso
• Un relevador V/Hz con una característica inversa puede
ser aplicado para proteger un G y/o T, de un nivel
excesivo de V/Hz.
351
Sobreexcitación V/Hz (24)
• Un nivel de operación mínimo de V/Hz y de
retardo de tiempo pueden normalmente ser
ajustados para igualar la característica V/Hz
combinada del generador-transformador.
• Si se puede, se deben obtener las limitaciones
V/Hz del fabricante y usarlas para determinar las
características combinadas.
352
120
EJEMPLO
353
Sobreexcitación V/Hz (24)
354
121
Sobreexcitación V/Hz (24)
• La tecnología moderna en relés, permite
utilizar un relé de sobrevoltaje con dos
unidades, una de tiempo inverso y otra de
tiempo definido.
• Estos relés tienen ajustes distintos para
detectar sobrevoltajes de magnitud
diferente y responder más rápidamente en
los casos más graves.
355
Sobreexcitación V/Hz (24)
• Se calcula el valor unitario de excitación del
generador:
Se recomienda detectar condiciones de sobre
excitación desde un 10% arriba del valor
nominal, y hasta un valor máximo permitido que
en este caso será 24%.
356
122
Sobreexcitación V/Hz (24)
• Las características del elemento de
tiempo definido son las siguientes:
1.24 p.u. = 1.24 x 2 = 2.48 Volts/Hertz.
El ajuste en porciento = 124%
• Las características del elemento de
tiempo inverso son las siguientes:
1.10 p.u. = 1.10 x 2 = 2.2 Volts/Hertz.
El ajuste en porcentaje = 110%
357
Sobreexcitación V/Hz (24)
• Para el elemento de tiempo definido:
definido
Valor de operación V/Hz = 124%.
El retraso de tiempo = 300 ciclos (5 s).
• Para el elemento de tiempo inverso:
inverso
Valor de operación V/Hz = 110%.
Curva característica de tiempo inverso = CRV3.
Dial de tiempos = 2.
Valor de Reset = 200 s.
358
123
Protección de fallo del interruptor
(50BF)
Fallo del interruptor (50BF)
• Cuando el sistema de relés de protección opera
para disparar el interruptor automático del
generador pero el interruptor no funciona, es
preciso activar un esquema de falla del
interruptor.
• Dadas las sensibilidades requeridas, hay
importantes diferencias entre la manera de
aplicar un esquema de falla local del interruptor
en un interruptor de generador y en un
interruptor de línea de transmisión.
360
124
Fallo del interruptor (50BF)
• El diagrama funcional de un esquema típico de falla del
interruptor usado en un interruptor de línea de
transmisión.
361
Fallo del interruptor (50BF)
• Cuando los relés de protección detectan una
falla, van a intentar disparar el interruptor
primario de la línea de transmisión e iniciar a la
vez una falla del interruptor.
• Si el interruptor de línea no despeja la falla
durante un intervalo de tiempo especificado, el
temporizador va a disparar los interruptores de
respaldo necesarios para sacar de servicio al
interruptor automático que ha fallado.
• El disparo exitoso del interruptor primario está
determinado por el desaccionamiento de su
detector de corriente, que detiene el
temporizador de falla del interruptor (62).
362
125
Fallo del interruptor (50BF)
• Sin embargo, cuando el esquema de falla del
interruptor se aplica a un interruptor de
generador, su disparo puede no ser iniciado por
un corto circuito sino por una condición anormal
de operación en la que puede haber muy poca,
o no haber, corriente de corto circuito. Las
condiciones anormales de operación como el
sobrevoltaje, la sobreexcitación, la baja
frecuencia excesiva, la potencia inversa y las
fallas a tierra del estator, no producirán
suficiente corriente para operar los detectores
de corriente.
363
Fallo del interruptor (50BF)
• El conmutador del interruptor 52a deberá usarse en
paralelo con los detectores de falla para dar indicaciones
adicionales en un esquema de falla del interruptor para
interruptores de generador.
52a - Contactos Auxiliares del Interruptor Automático
CD - Detector de Corriente
62- Temporizador de falla del interruptor con retardos ajustables de
enganche y cero desenganche.
364
126