TUTORIAL IEEE DE PROTECCIÓN DE GENERADORES SINCRÓNICOS

5/7/2018 TUTORIAL IEEE DE PROTECCIÓN DE GENERADORES SINCRÓNICOS - slidepdf.com

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TUTORIAL IEEE DE

PROTECCIÓN DE GENERADORES

SINCRÓNICOS

Presentado por:The Power Engineering Education Committee.Power System Relaying Committee.

TUTORIAL DE PROTECCIONES DE GENERADORES SINCRÓNICOS



ESTA HOJA FUE DEJADA INTENCIONALMENTE EN BLANCO

TUTORIAL DE PROTECCIONES DE GENERADORES SINCRÓNICOS



SECCIÓN 1

FUNDAMENTOS

RESUMEN

Esta sección proporciona el soporte para entender lassecciones posteriores. Describe el trabajo eléctrico delos generadores sincrónicos y como son conectados alsistema. Tambien se describe la operación delgenerador bajo condiciones de corto circuito y lasprácticas de puesta a tierra.

INTRODUCCIÓN

La protección de generadores sincrónicos incluye laconsideración de las condiciones de operación anormalmás dañinas que la protección de cualquier otro elementodel sistema de potencia. Un generador protegidoadecuadamente requiere, la protección automáticacontra condiciones anormales dañinas. El contenido deeste curso muestra la necesidad de proporcionar talprotección. El inconveniente al proporcionar algunas delas protecciones no es tanto que puedan operarinadecuadamente o remover el generador de servicioinnecesariamente, sino que que fallen al operar cuando

deben. Este temor de aplicar la protección adecuadapuede ser reducido considerablemente entendiendo lanecesidad de tales protecciones y como aplicarlas a ungenerador dado. Un disparo innecesario del generadores indeseable, pero las consecuencias de no dispararlo ydañar la máquina son terribles. Para la empresa, el costode dicho evento no es únicamente el costo de lareparación o reemplazo de la máquina dañada, sino elcosto substancial de comprar energía de reemplazodurante el periodo en que la unidad está fuera deservicio. En sitios atendidos, un operador atento yexperimentado, puede algunas veces evitar remover el

generador de servicio corrigiendo la condición anormal.Sin embargo, en la gran mayoría de los casos, el eventoocurrirá tan rápidamente para la reacción del operador,que se requiere la detección y aislamiento automático.Se reconoce que los operadores también cometenerrores y crean condiciones anormales que requieren eldisparo para evitar daños. La energización inadvertida yla sobreexcitación son ejemplos de tales eventos. Losprocedimientos de operación no son un sustituto para laprotección automática adecuada.

Generador sincrónico básico

Un generador sincrónico convierte entermomecánica en energía eléctrica. La potmecánica del impulsor giran la flecha del generadorcual el campo de Corriente Continua (C.D.) está instLa figura 1 ilustra una máquina simple.

Figura 1. Generador sincrónico básico

La energía del impulsor puede ser obtenida de qu

combustibles fósiles tales como carbón, petróleo natural. El vapor producido gira la flecha del gene(rotor) a velocidades típicas de 1800 ó 3600 RPMconversión de la energía del vapor a rotación mecánhecha en la turbina. En plantas nucleares, el uratravés del proceso de fusión, es convertido en cacual produce vapor. El vapor es forzado a travésturbina de vapor para rotar la flecha del generadoenergía del impulsor puede también ser obtenidcaída o movimiento del agua. Los generahidroeléctricos giran más lento (alrededor de 100RPM) que las turbinas de vapor.

Las máquinas sincrónicas son clasificadas en dos diprincipales — máquinas de rotor cilíndrico y máquinpolos salientes. La figura 2 proporciona una vistasección transversal de ambos tipos de construccióngeneradores impulsados por turbinas de vapor trotores cilíndricos con ranuras en las cualescolocados los devanados de campo distribuidosmayoría de los rotores cilíndricos están hechos de forjado sólido. El número de polos es típicamente cuatro.

TUTORIAL DE PROTECCIONES DE GENERADORES SINCRÓNICOS 1



Rotor cilíndrico Rotor de polos salientes

Figura 2. Tipos de generador sincrónicos

Los generadores impulsados por turbinas hidráulicastienen rotores de polos salientes laminados condevanados de campo concentrados y un gran número depolos. Cualquiera que sea el tipo del impulsor o diseño de

la máquina, la fuente de energía usada para girar laflecha es mantenida en un nivel constante a través de unregulador de velocidad conocido como gobernador. Larotación del flujo de C.D. en el campo del generadorreacciona con los devanados del estator y, debido alprincipio de inducción, se genera una Tensión Trifásica.

Conexión de generadores a un sistema de potencia.

Existen dos métodos básicos principales usados en alindustria para conectar generadores al sistema depotencia. Estos son conexiones directa y unitaria.

3A. Conexión directa 3B. Conexión unitaria

Figura 3

Conexión directa: La figura 3A muestra el diagramaunifilar para una conexión directa de un generador a unsistema de potencia. Los generadores son conectadosdirectamente al bus de carga sin transformación detensión de por medio. Este tipo de conexión es unmétodo recientemente usado en la industria para laconexión de generadores de tamaño pequeño.

Conexión unitaria: La figura 3B muestra el diagramaunifilar para un generador en conexión unitaria. El

generador es conectado al sistema de potencia a tde un transformador elevador dedicado. La auxiliar del generador es suministrada desdtransformador reductor conectado a las terminalgenerador. La mayoría de los generadores grandeconectados al sistema de potencia de esta ma

usando un transformador elevador principal con conestrella-delta. Al tener la generación conectadasistema delta, las corrientes de falla a tierra puededramáticamente reducidas usando puesta a tieralta impedancia. Las prácticas de puesta a tierra vistas en detalle en la Sección 4.

Modelo de corto circuito del generador sincrónico

El circuito eléctrico equivalente de un genesincrónico es una tensión interna en serie conimpedancia. La componente de resistencia d

impedancia del generador es pequeña comparada creactancia y es usualmente despreciada para cálcucorriente de falla. La tabla 1 muestra la representde componentes simétricas de un generador. El ande componentes simétricas es una herrammatemática importante para calcular las corrientensiones del generador bajo condiciones de desbaLas referencias 1 y 2 proporcionan buena informacieste tema.

Secuencia positiva (X1): Se usan tres vadiferentes de reactancia de secuencia positiva.

circuito equivalente de secuencia positiva, X”d reactancia subtransitoria, X'd es la reacttransitoria y Xd es la reactancia del generador edirecto. Todos estos valores de eje directonecesarios para calcular los valores de corrientcorto circuito en diferentes tiempos despuéocurrido un corto circuito. Estos valores proporcionados por el fabricante del generador parte de la hoja de datos de prueba del generPuesto que el valor de la reactancia subtransproduce el valor de corriente inicial mayorgeneralmente usado en cálculos de corto circuitoaplicación de relés. El valor de reactancia transitousado para consideraciones de estabilidad. Los vade reactancia no saturada son usados para calculcorrientes de falla debido a que la tensión se reducdebajo de la saturación durante fallas cercanasunidad. Puesto que los generadores típicos son opeligeramente saturados, la corriente de falla sost(estado estable) será menor que la corriente de máxima, a menos que los reguladores de Terefuercen el campo durante una falla sostenida.




Representación 3φ Equivalente 1φ

Secuencia positiva

Secuencia negativa

Secuencia cero

Tabla 1. Representación de componentes simétricas

Secuencia negativa (X2): El flujo de corriente desecuencia negativa es de rotación de fase opuesta através de la máquina y aparece como una componente dedoble frecuencia en el rotor. El promedio de lareactancia subtransitoria de eje directo bajo los polos yentre los polos da una buena aproximación de lareactancia de secuencia negativa. En una máquina depolos salientes, la secuencia negativa es el promedio dela reactancia subtransitoria de eje directo y eje encuadratura [X2 = (X”d + X”q) / 2], pero en una máquinacon rotor cilíndrico, X2 = X”d.

Secuencia cero (X0): La reactancia de secuencia ceroes menor que los valores de secuencia positiva y

negativa. Debido a los altos valores de corriente dea tierra disponibles para una máquina sólidamente pa tierra, una impedancia (reactancia o resistenccasi siempre insertada en la trayectoria de puetierra del neutro, excepto en generadores muy peqdonde el costo de proporcionar tales puestas a tier

relación a los costos de la máquina son significativos

Como se estableció previamente, la resistencidevanado del estator es generalmentesuficientemente pequeña para ser despreciada ecálculos de corto circuito. Esta resistencia, sin embes importante en la determinación de las constanttiempo de C. D. de una corriente de corto cirasimétrica. Para calcular fallas o condicionegeneración anormales desbalanceadas, las redesecuencia positiva, negativa y cero son interconectPara las condiciones de falla más comunes, ésta

conectadas como se muestra en la Tabla 2.

Decaimiento de la corriente de falla del generDebido a que la secuencia positiva del generadcaracterizada por tres reactancias con valores qincrementan con el tiempo, sus corrientes de disminuyen con el tiempo.

11 Z

VanIIa ==

a) Falla trifásica

Tabla 2. Conexiones de redes de secuencia de f




2121 ZZ

VanII+

=−= En la falla:IaF = 0IbF = -IcF

b) Falla de fase a fase

I1 = I2 = I0 =

=

021 ZZZVan

++

En la falla:

IbF = IcF = 0

c) Falla de una fase a tierra (SLG)

20

021

1

ZZZZ

Z

VanI

++

=

02

012 ZZ

ZII+

−=

02

210 ZZ

ZII+

−=

En la falla:

IaF = 0

IbF = IcF

d) Falla de dos fases a tierra

Tabla 2. Conexiones de redes de secuencia de fallas(Cont.)

Figura 4. Trazo simétrico de una corriente de ccircuito del generador

La figura 4 ilustra un trazo simétrico monofásico dforma de onda de corto circuito trifásico (ausencia

componente de C.D.) tal como puede ser obtoscilográficamente. La forma de onda mostrada figura 4 puede ser dividida en tres periodos o regde tiempo.

Período subtransitorio. Este período se manpor pocos ciclos durante los cuales la magnitucorriente es determinada por la reactsubtransitoria del generador (X”d) y el decremdel tiempo por la constante de tiempo T”d.

Período transitorio. Cubre un tiempo relativamlargo durante el cual la magnitud de corrientedeterminada por la reactancia transitoriagenerador (X’d) y el decremento del tiempo pconstante de tiempo T'd.

Período de estado estable. Es el nivel de tmas largo de corriente de falla del generadormagnitud es determinada por la reactancia ddirecto del generador (Xd).

Cuando los desplazamientos de C.D. son consideradocorrientes del generador para una falla trifásica como se muestra en la figura 5.




Figura 5. Corrientes de corto circuito del generador para unafalla trifásica con desplazamiento de C.D.

Cuando una falla en el generador es detectada por losrelés de protección, éste es separado del sistema depotencia disparando el interruptor del generador, elinterruptor de campo y el impulsor.

Figura 6. Corriente de falla en terminales del generador

La contribución del sistema a la falla seráinmediatamente removida cuando dispara el interruptordel generador, como se ilustra en la figura 6. Sinembargo, la corriente del generador continuará fluyendodespués del disparo. La corriente de corto circuito del

generador no puede ser “apagada” instantáneamdebido a la energía almacenada en la máquina rotaEl flujo de la corriente de falla dañina en el genecontinuará por un periodo de varios segundos despuque el generador ha sido disparado, haciendo qufallas del generador sean extremadamente dañinas

conductores de las terminales del generadorusualmente aislados por la construcción del bus,minimizar las fallas multifase en terminales. generador es también puesto a tierra en tal formse reducen sustancialmente las corrientes de ftierra. Esto se hace incrementando la impedancsecuencia cero, con la inserción de una impedantierra en el neutro.

Prácticas de puesta a tierra del generador.

Dos tipos de prácticas de puesta a tierra represlos principales métodos usados en la industria aterrizar los devanados del estator del generEstos son la puesta a tierra de alta y baja impedanc

Puesta a tierra de baja impedancia: La figurilustra un generador puesto a tierra a través dresistor o reactor. El resistor o reactor de puetierra es seleccionado para limitar la contribución corriente de falla a tierra del generador entreAmps y 150 % de la corriente nominal del generado

puesta a tierra de baja impedancia es generalmusado cuando unidades generadoras múltiplesoperadas sobre un bus común o cuando directamente conectadas a buses de carga sintransformación de tensión, proporcionando así la fde tierra para el sistema.

Puesta a tierra de alta impedancia: La figurilustra un generador puesto a tierra utilizandtransformador de distribución con un resecundario. Este método de puesta a tierra permitlas corrientes de falla a tierra sean reducidas a niveles, típicamente 5-25 Amperes. Es usadgeneradores conectados en forma unitaria.




7A) Puesta a tierra de baja impedancia

7B) Puesta a tierra de alta impedancia

Figura 7. Prácticas de puesta a tierra del generador

Guías ANSI/IEEE de Protección de generadores.

C37.102 Guía para la protección de generadores de C.A.

C37.101 Guía para la protección de tierra del generador.

C37.106 Guía para la protección de frecuencias

anormales para plantas de generación.

Números de dispositivos relés.

Dispositivo

Función

21 Relé de distancia. Respaldo para fallas de fase en el sistema y en la zona del generador.

24 Protección de Volts/Hz para sobreexcitación del generador.

32 Relé de potencia inversa. Protección de antimotorización.

40 Protección de pérdida de campo.

46 Protección de desbalance de corriente de secuencia nepara el generador.

49 Protección térmica del estator.

51 GN Relé de sobrecorriente a tierra con tiempo.

51 TN Respaldo para fallas a tierra.

51 V Relé de sobrecorriente de tiempo con control de tensrestricción de tensión. Respaldo para fallas de fase ensistema y en el generador.

59 Protección de sobretensión.

59 GN Relé de sobretensión. Protección de falla a tierra en estator para un generador.

60 Relé de balance de tensión. Detección de fusibles fundde transformadores de potencial.

63 Relé de presión del transformador.

62 B Timer de falla de interruptor.

64 F Protección de falla a tierra del campo.

71 Nivel de aceite o gas del transformador.

78 Protección de pérdida de sincronismo.

81 Relé de frecuencia. Protección de baja o sobrefrecue

86 Relé auxiliar de bloqueo y reposición manual.

87 G Relé diferencial. Protección primaria de falla de fasesgenerador.

87 N Protección diferencial de falla a tierra del estator.

87 T Relé diferencial. Protección primaria para el transfor

87 U Relé diferencial para la protección total de generadortransformador.

La figura 8 muestra un diagrama típico de funcionrelés del generador.




Figura 8. Configuración típica para generador-transformador

Referencias.

1. Blackburn, J. Lewis, "Symmetrical Components forPower Systems Engineering," Marcel Dekker, Inc.,New York, NY, 1993.

2. "Protective Relaying, Theory and Application," ABB

Relay Division, Coral Springs, FL, Marcel Dekker,1994.

3. ANSI/IIEEE C37.102-1986, "IEEE Guide for ACGenerator Protection."

4. Mason, Russell C., "The Art And Science ofProtective Relaying," John Wiley & Sons Inc., NewYork, NY, 1956.

5. Fitzgerald, A.E. And Kingsley, C, "ElMachinery," McGraw Hill, New York, NY, 1961

6. Zorhas, Pino, 'Electric Machines," West PublCo., New York, NY, 1989.




SECCIÓN 2

PROTECCIÓN DE FALLAS DE FASES DEL ESTATOR DEL GENERADOR

RESUMEN

Una falla de fase en el devanado del estator delgenerador es siempre considerada como seria debido alas altas corrientes encontradas y el daño potencial a losdevanados de la máquina, así como a las flechas y elacoplamiento. Los largos tiempos de reparación paramáquinas severamente dañadas pueden ser muycostosos; por consiguiente, también generan altos costospor reemplazo de potencia mientras la máquina estáfuera de servicio. Por lo tanto, es muy importanteminimizar el daño debido a fallas en el estator. Paraagravar esta situación, la corriente de falla en ungenerador fallado no se INTERRUMPE cuando el campodel generador es disparado y el generador es separadodel sistema. La energía almacenada en el campocontinuará alimentando corriente de falla por variossegundos.

CONSIDERACIONES GENERALES

Las unidades generadoras grandes usan protección dealta rapidez para detectar estas severas fallas en eldevanado del estator y minimizar el daño. El uso demétodos de rápida desexcitación puede ser justificablepara producir el decremento rápido de las corrientes defalla. Normalmente se usa un relé diferencial de altarapidez para detectar fallas trifásicas, de fase a fase yde doble fase a tierra. Las fallas de una fase a tierra noson normalmente detectadas por los relés diferencialesde máquinas, a menos que su neutro esté puesto a tierrasólidamente o con baja impedancia. Cuando el neutro

está puesto a tierra con alta impedancia, la corriente defalla es normalmente menor que la sensibilidad de un relédiferencial.

Un relé diferencial no detectará una falla entre espirasen la misma fase debido a que la corriente que entra ysale del devanado no cambiará. La detección separadade la falla entre espiras puede ser proporcionada a losgeneradores con dos o más devanados por fase y serádiscutida posteriormente. Cuando se conecta unTransformador de Corriente (TC) a una diferencial de

generador en el lado de neutro del generador y otel interruptor del generador, la aplicación de losnecesita ser revisada minuciosamente para que sean lo más similares posible.

Normalmente la protección de fallas de fase del esdel generador no necesita ser relacionada con Icomo en un esquema de protección de transformpuesto que la tensión del generador es clentamente cuando el campo es aplicado. Se usan

tipos de relés diferenciales de alta rapidez padetección de fallas de fase del estator.

TIPOS DE ESQUEMAS DIFERENCIALES

Diferencial de porcentaje: La protección diferde porcentaje variable (figura A) es más usadamáquinas grandes. La pendiente puede variar desda 50% ó más. Un relé de porcentaje fijo es normalmfijado de 10 a 25%. Un esquema típico con un

diferencial de porcentaje variable es mostrado figura B. Los transformadores de corriente usados esquema de relé diferencial deben preferentemente las mismas características;embargo, la diferencial de porcentaje variabgeneralmente más tolerante a errores de TCs concorrientes. Debe notarse que usar la misma prenormalizada de TCs no garantiza obtener las mcaracterísticas reales; las características reales dser verificadas.

Diferencial de alta impedancia: Estos relés debe

alimentados de TCs idénticos con devanados secunddistribuidos totalmente, con reactancia de dispedespreciable. El relé es realmente un relé de tenresponde a la alta tensión impuesta a través dbobinas, causada por todos los TCs que tratan de fla corriente a través de la bobina de operación duuna falla interna. El ajuste del relé de alta impedse basa en la operación perfecta de un TC de entrla saturación completa del otro.




Para las muy altas corrientes en generadores grandes, laproximidad de los TCs en diferentes fases puede causarcorrientes desbalanceadas que fluyen en los secundariosde los TCs. Estas corrientes deben ser menores que lasensibilidad mínima del relé diferencial usado.Normalmente esto es tomado en cuenta en el diseño de

la unidad por el fabricante pero, debe también serrevisado.

Figura A. Relé diferencial de porcentaje de pendientevariable

Figura B. Conexión del relé diferencial de porcentaje − generador conectado en estrella con seis boquillas

Figura C. Relé diferencial de alta impedancia

Relés diferenciales autobalanceados: El esquemautobalance (figura D) es típicamente usadgeneradores pequeños. Este esquema detecta falfase y de tierra en el estator del generador. esquema usa un solo TC de baja relación por cadacon los conductores de ambos extremos de

devanado pasados a través de él, de tal forma qflujo neto es cero para condiciones normales. Un resobrecorriente instantáneo conectado al secundarTC proporciona protección confiable y rdetectando cualquier diferencia entre la corriententra y la corriente que sale del devanado.

Figura D. Esquema de protección autobalanceado

Figura E. Protección de fase partida utransformadores de corriente separa

El tamaño limitado de la ventana del TC limita el tadel conductor y, por lo tanto, el tamaño de la unidapuede ser protegida. El relé debe tener tan bajo bcomo sea posible, (como las del tipo de estado spara mantener alta sensibilidad y para reducir el rde saturación del TC. Las corrientes de falla




grandes pueden saturar este tipo de TC si se usa un reléelectromecánico sensible con alto burden.

Figura F. Protección de fase partida usando untransformador de corriente de ventana

Figura G. Protección de fase partida usando untransformador de corriente con doble primarioy un secundario

PROTECCIÓN DE FALLA ENTRE ESPIRAS

Con esquema de fase partida: La mayorígeneradores tienen devanados del estator de una vEn generadores con bobinas multi-vueltas y dosdevanados por fase se puede usar el esquema de re

fase partida para detectar las fallas entre espiraeste esquema (figura E), el circuito en cada fase ddevanados del estator es partido en dos grupos igulas corrientes en cada grupo comparadas. diferencia en estas corrientes indica un desbacausado por una falla en una vuelta. Un resobrecorriente muy inverso con instantáneousualmente usado para este esquema. La sobrecorde tiempo se ajusta arriba de cualquier corriendesbalance normal, pero abajo del desbalance capor una sola vuelta cortocircuitada. El retardtiempo se ajusta para evitar la operación

transitorios que ocurran durante fallas externas, da la respuesta desigual de los TCs al transitoriounidad instantánea se ajusta arriba de los transitdurante fallas externas y probablemente únicamdetectará fallas fase a fase o multi-vueltas.

Cualquier problema esperado por errores de TCs pser eliminado por el uso de un TC de una ventana o ventana como se muestra en las figuras F y Geliminación de errores de TCs permitirá el uso ajuste más sensible del relé instantáneo. El TC de ventana mostrado en la figura G, puede ser usado

generadores grandes.La protección de fase partida detectará fallas de falgunas de tierra en el devanado del estator. embargo, debido al retardo de tiempo, es normalmusada para complementar la protección diferencalta rapidez para fallas de fase de gran magnitud.

RESPALDO

El tipo más común de protección de respaldo usadofallas de fase del estator del generador conectaforma unitaria es el relé diferencial total. Para unimás pequeñas o unidades conectadas directamentebus, se emplean relés de secuencia negativa respaldo del sistema, los cuales son discutidos ensección de este tutorial. También, se emplea aveces un relé de impedancia para proporcprotección de respaldo para el transformador elevael generador.




Diferencial total. Un relé diferencial total degenerador es conectado incluyendo un generadorconectado en forma unitaria y el transformador elevadordentro de una zona diferencial como se muestra en lafigura H. Se usa para esta aplicación un relé diferencialde transformador con restricción de armónicas. El

transformador auxiliar del generador puede también serincluido en la zona diferencial como se muestra. La altarelación del TC requerido en el lado de baja tensión deltransformador auxiliar para balancear las corrientes delcircuito diferencial puede requerir el uso de un TCauxiliar. Usualmente es preferible incluir eltransformador auxiliar dentro de la diferencial total, sies posible. Los TCs de la diferencial del transformadorauxiliar en el lado de alta tensión del mismo podríansaturarse severamente para fallas en alta tensión debidoa las corrientes de falla extremadamente grandes en esepunto. La saturación podría ser tan severa que el relé

diferencial podría no operar antes de que la saturaciónocurra y resulte así una falla a disparar. La diferencialtotal conectada al lado de baja tensión deltransformador auxiliar podría detectar la falla yproporcionar disparo por respaldo.

Figura H. Esquema diferencial total para respaldo de fallade fase del generador

En generadores cross-compound es satisfactorioparalelear los TCs en el lado de neutro del generador o

conectarlos a devanados separados de un diferencial multi-devanado.

Algunas veces es práctico aplicar una diferencitransformador de tres devanados a dos generaconectados a un transformador elevador.

Relé de impedancia. Un relé de impedancia de 1puede ser conectado a los TCs y TPs del lado detensión del grupo generador-transformador elevviendo hacia el generador. Puede ser ajustadodisparar sin retardo de tiempo adicional para fallfase, puesto que no tiene que ser coordinado con relés para una falla en el generador. No debe offset si se ajusta sin retardo de tiempo. Sin embsiendo un relé de distancia, puede operar oscilaciones del sistema, pérdida de excitacienergización inadvertida. Sus ajustes deben ha

con estas posibilidades en mente. La aplicación derelé se describe más a fondo en la sección protección con relés de pérdida de sincronismgeneradores.

Las limitaciones de ajustes pueden no permitir qrelé sea ajustado para ver completamente togenerador.

Referencias.

1 . Blackburn, J. Lewis, Protective Relaying Princiand Applications, Marcel Dekker, Inc., New YoNY, 1987, Chapter 8, pp. 248.

2. "IEEE Guide for AC Generator Protection,"ANSI/IEEE C37.102-1986.

3. Pfuntner, R.A. "Accuracy of Current TransforAdjacent to High Current Busses." AIEETransactions. Vol. 70, Part II, 195 1, pp. 16561662.




SECCIÓN 3

PROTECCIÓN DE TIERRA EN EL CAMPO

RESUMEN

El circuito de campo de un generador es un sistema deC.D. no puesto a tierra. Una sola falla a tierrageneralmente no afectará la operación de un generadorni producirá efectos de daño inmediato. Sin embargo, laprobabilidad de que una segunda falla a tierra ocurra esmayor después de que la primera falla a tierra haocurrido. Cuando se tiene una segunda falla a tierra, unaparte del devanado de campo estará corto circuitada,produciendo por lo tanto flujos desbalanceados en elentrehierro de la máquina. Los flujos desbalanceadosproducen fuerzas magnéticas desbalanceadas las cualesdan como resultado vibración y daño de la máquina. Unatierra en el campo también produce calentamiento delhierro del rotor debido a las corrientes desbalanceadas,las que dan como resultado temperaturasdesbalanceadas que pueden causar vibraciones dañinas.Dentro de la industria las prácticas de disparo pararelés de tierra en el campo no están bien establecidas.Algunas empresas disparan, mientras que otrasprefieren alarmar, arriesgando así tener una segundafalla a tierra y mayor daño.

INTRODUCCIÓN

Esta sección está relacionada con la detección de fallasa tierra en el circuito de campo. La protección depérdida de campo es tratada en otra sección de estetexto. Una vez que la primera falla a tierra en el campoha ocurrido, la probabilidad de que ocurra una segundatierra es mucho mayor, puesto que la primera tierraestablece una referencia de tierra para tensionesinducidas en el campo por transitorios en el estator.Estos transitorios incrementan el esfuerzo a tierra en

otros puntos en el devanado de campo.La detección de tierra para los devanados de campo y elexcitador es usualmente suministrada como parte delequipo del fabricante del generador. Una investigaciónreciente de la protección de generadores indicó que el82% de todas las unidades generadoras empleabandetectores de tierra en el campo. De estos detectores,únicamente el 30% disparaba la unidad ante laocurrencia de una tierra en el campo.

La explicación para el bajo porcentaje de disparo parte debida a las prácticas más antiguas usadas pempresas de suministro. Era una práctica inducomún aplicar un relé de tierra en el campgeneradores tipo brush para alarmar con tierra rotor. Estos relés eran generalmente del instantáneo, el cual frecuentemente opera duranarranque de la unidad debido a tierras intermitproducidas por humedad, suciedad del cobre o dutransitorios en el sistema. La suciedad en el cobcausada por roce en las barras del rotor mientras qunidad estaba en torna flecha, especialmente ptiempo prolongado. Los operadores drutinariamente reponer la alarma y continuar cprocedimiento de arranque.

Si ocurría una alarma persistente, los técintentaban localizar el problema subiendoinstrumentos en derivación. Si la tierra no podíencontrada en un período razonable, se suponía qunidad debía ser disparada manualmente. Sin emblas muchas alarmas molestas y las muy pocas legíthicieron que los operadores de la unidad perdconfianza en el relé de tierra en el campo, por lo q

alarma perdió credibilidad. Los operadores continmanteniendo la unidad en operación considerando qusegunda tierra nunca ocurriría. Han ocucatastróficas fallas del rotor debidas a una setierra en el campo principal, desarrollándose rápidamente después de la primera tierra. En ejemplo, los operadores no fueron capaces de aiscausa de la primera alarma ni de sacar la unidaoperación en forma ordenada antes de que la segtierra ocurriera.

Estas fallas de rotor han impulsado a al

fabricantes de generadores grandes a desarrollrelé de tierra en el campo más seguro que tuvietimer integrado. El timer evitaría la mala operaciórelé por tierras temporales causadas por transitorel sistema. Los relés fueron diseñados de tal formla detección de una primera tierra legítima dispaautomáticamente el generador y removería la excitdel campo antes de que una segunda tierra pudesarrollarse. Algunas empresas, debidrecomendaciones y garantías de fabricantes,decidido cambiar de una política de alarma a una po




de disparo con la introducción de este relé. Aunque elmodo de disparo que usa el relé de tierra más seguro enel campo disminuye grandemente el riesgo de una fallacatastrófica del rotor, su uso incrementa la posibilidadde disparar en falso la unidad debido a suciedad en elcobre y otros fenómenos como ha sido experimentado

por algunas empresas. Al ajustar el relé, debe aceptarseun compromiso entre la sensibilidad del pickup y laseguridad. La decisión para disparar o alarmar debe sercuidadosamente analizada.

MÉTODOS DE PROTECCIÓN

Existen varios métodos de uso común para detectartierras en el campo del rotor.

FIGURA 1. DETECCIÓN DE TIERRA EN EL CAMPOUSANDO UNA FUENTE DE C.D.

En el método mostrado en la figura 1, una fuente detensión de C.D. en serie con una bobina del relé desobretensión es conectada entre el lado negativo deldevanado de campo del generador y tierra. Una tierraen cualquier punto del campo causará que el relé opere.Se usa una escobilla para aterrizar la flecha del rotorpuesto que la película de aceite de los cojinetes puedeinsertar suficiente resistencia en el circuito, de formaque el relé podría no operar para una tierra en el campo.Un retardo de tiempo de 1.0 – 3.0 segundos esnormalmente usado con este relé para evitar operacionesinnecesarias por desbalances transitorios momentáneos

del circuito de campo con respecto a tierra. Estosdesbalances momentáneos podrían ser causados por laoperación de sistemas de excitación tipo tiristor derespuesta rápida.

FIGURA 2. DETECCIÓN DE TIERRA EN EL CUSANDO UN DIVISOR DE TENSIÓN

La figura 2 ilustra un segundo método usado detectar tierras en el circuito de campo. Es similar

esquemas de detección de tierra usados para stierras en las baterías de control de subestacEste método usa un divisor de tensión y un relé sede sobretensión entre el punto medio del divistierra. Una tensión máxima es impuesta al relé potierra en el lado positivo o negativo del circuitcampo. Sin embargo, existe un punto ciego positivo y negativo en el que una falla a tierrproducirá una tensión a través del relé. Este retierra del campo del generador está diseñado superar el problema usando un resistor no (varistor) en serie con uno de los dos resistores lin

en el divisor de tensión. La resistencia del varistorcon la tensión aplicada. El divisor es dimensionaforma tal que el punto ciego del devanado de campoen el punto medio del devanado cuando la tensióexcitador está a tensión nominal. Los cambios tensión del excitador moverán el punto ciego del cdel devanado de campo.

En un sistema de excitación sin escobillas, el monicontinuo para tierra en el campo, no es posible conconvencionales de tierra en el campo puesto quconexiones del campo del generador son contenidaselemento rotatorio.




Figura 3. Detección de tierra en el campo usandoescobillas piloto

La figura 3 ilustra la adición de una escobilla piloto oescobillas para tener acceso a las partes rotatorias delcampo. Normalmente esto no se hace puesto que laeliminación de las escobillas es una de las ventajas de un

sistema sin escobillas. Sin embargo, los sistemas dedetección pueden ser usados para detectar tierras en elcampo si un anillo colector es proporcionado en la flecharotatoria con una escobilla piloto que puede serperiódicamente aplicada para monitorear el sistema. Elchequeo de tierra puede ser hecho automáticamente porun timer secuenciador y su control, o por el operador.Las escobillas usadas en este esquema no son adecuadaspara contacto continuo con los anillos colectores. Laimpedancia a tierra del circuito de campo es una piernade un puente de Wheatstone conectado vía la escobilla.Una falla a tierra reduce el devanado de campo a la

capacitancia del rotor, CR, lo cual desbalancea el circuitodel puente. Si una tensión es medida entre tierra y laescobilla, la cual está conectada en un lado del campo delgenerador, entonces existe una tierra. En las máquinassin escobillas, las mediciones de resistencia pueden serusadas para evaluar la integridad del devanado de campo.

Figura 4. Detección de tierra en el campo para máquinassin escobillas

La figura 4 ilustra un método para monitoreo continuo detierras en el campo de máquinas sin escobillas, sin usar

escobillas piloto. El transmisor del relé es mosobre el volante de diodos del campo del generadofuente de potencia es el sistema excitador sin escode C.A. Dos conductores son conectados al cipuente de diodos del rectificador rotatorio proporcionar esta energía. La detección de tier

obtiene conectando una terminal del transmisor anegativo del rectificador de campo, y la termintierra a la flecha del rotor. Estas conexiones porectificador de campo en serie con la tensiórectificador en el transmisor. La corrientdeterminada por la resistencia a tierra del campoubicación de la falla con respecto al bus positnegativo. El transmisor detecta el cambio resistencia entre el devanado de campo y el núclerotor. Los LED’s del transmisor emiten lucondiciones normales. El receptor es montado sobcubierta del excitador. Los detectores infrarrojo

receptor sensan la señal de luz del LED a travéentrehierro. Con la detección de una falla, los LEapagan. La pérdida de luz del LED en el recactuará el relé de tierra e iniciará un disparo o alEl relé tiene un retardo de tiempo ajustable hasta segundos.

PROTECCIÓN DE RESPALDO

La protección de respaldo para los esquemas desc

anteriormente usualmente consiste de un edetector de vibraciones. Se proporcionan contpara disparar los interruptores principal y de campvibración es mayor que la asociada con transitoricorto circuito normales para fallas externas a la uAlgunas veces se utiliza también un esquemverificación de asentamiento de escobillas cuando son retráctiles. El esquema requiere dos escobillauna fuente de energía, la cual por acción del relé indsi alguna de las escobillas no asienta y por lo tandetección de tierra no está funcionando.

CONSIDERACIONES DE DISPARO

Desde un punto de vista de protección, la prácticsegura es disparar el generador automáticamente cla primera tierra es detectada. Una segunda ftierra podría ser inminente debido a los problemaislamiento en el campo. Ha habido casos en qusegunda falla a tierra ha causado daños al cMuchas empresas suministradoras alarman con el re




tierra en el campo, con instrucciones escritas para eloperador para descargar y sacar de servicio la máquinade una forma ordenada.

REFERENCIAS

1. "IEEE Guide for AC Generator Protection," ANSI/IEEE C37.102-1986.

2. "Protective Relaying, Theory and Application," ABBRelay Division, Coral Springs, FL, Marcel Dekker,1994.

3. "Field Ground Detection System InstructionManual," Dresser Rand, Electric Machinery 2100-IN-324B.

4. "Machine Field Ground Detector Relay PJG-12-B,"GEK-4188, General Electric.

5. "Type DGF Generator Field Relay," ABB IL41-747.




SECCIÓN 4

PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA EN EL DEVANADO DEL ESTATOR

RESUMEN

Esta sección está dirigida a la puesta a tierra del neutrodel estator del generador y los esquemas de protecciónusados para detectar fallas a tierra en el estator. Sedescriben dos tipos de prácticas de puesta a tierra:impedancia alta y baja. Estos dos tipos de prácticas depuesta a tierra representan los métodos principalesusados en la industria para aterrizar los devanados delgenerador. Los principales esquemas de protecciónusados son también descritos.

INTRODUCCIÓN

El método usado de puesta a tierra del estator en unainstalación de generador determina el comportamientodel generador durante condiciones de falla a tierra. Siel generador está sólidamente puesto a tierra, como casinunca sucede, aportará una muy alta magnitud decorriente a una falla de una línea a tierra (SLG) en susterminales, acompañada de una reducción del 58% en lastensiones fase-fase que involucran la fase fallada y deun modesto desplazamiento de la tensión de neutro. Siel generador no está puesto a tierra, lo cualprácticamente nunca sucede, aportará una cantidad decorriente despreciable a una falla SLG franca en susterminales, sin reducción en las tensiones fase-fase enterminales y un completo desplazamiento en la tensiónde neutro.

Las altas magnitudes de corriente de falla que resultande un generador sólidamente puesto a tierra soninaceptables debido al daño que la falla puede causar. La

desconexión al generador a través del disparo delinterruptor principal, de campo y el impulsor no hará quela corriente de falla se reduzca inmediatamente a cero.El flujo atrapado en el campo causará una corriente defalla que disminuye lentamente en algunos segundosdespués de que el generador es disparado, lo quemagnifica sustancialmente el daño. Por otro lado, eloperar un generador sin aterrizar provoca una corrientede falla despreciable, pero las tensiones de línea a tierraen las fases no falladas pueden elevarse durante lasfallas con arqueo a niveles altamente peligrosos los

cuales podrían causar la falla del aislamientogenerador. Como resultado, los devanados del esde generadores grandes son puestos a tierra dforma que reduzcan las corrientes de falla sobretensiones y proporcionen un medio de deteccondición de falla a tierra lo suficientemente rápidoprevenir el calentamiento del hierro. Dos tipopuesta a tierra son ampliamente usados en la indulos denominados como puesta a tierra de alta y deimpedancia.

PUESTA A TIERRA DEL ESTATOR DE IMPEDANCIA.

Este método de puesta a tierra es ilustrado en la f1.

Figura 1(A). Generadores conectados a un bus cocomparten un transformador de unidad




Figura 1(B). Generadores que comparten untransformador

Figura 1(C) Generadores conectados directamente a unsistema de distribución

El resistor o reactor de puesta a tierra es seleccionadopara limitar la contribución del generador para una fallaSLG a un rango de corrientes generalmente entre 200 A

y 150% de la corriente de carga nominal. Con esteamplio rango de corriente de falla disponible, los relésdiferenciales de fase pueden proporcionar algunaprotección de falla a tierra con altos niveles decorrientes de tierra. Sin embargo, el relé diferencial noproporcionará protección de falla a tierra para todo eldevanado del estator. Por ello, es práctica comúnproporcionar alguna protección complementaria. La

figura 2 es una ilustración de un esquema diferencial atierra que puede ser usado para proporcionar estamejora en la sensibilidad. El esquema usa un relé desobrecorriente direccional tipo producto (87N) y suaplicación es descrita completamente en la Referencia 5.El relé está conectado para recibir corriente diferencialen el circuito de la bobina de operación y corriente delneutro (3Io) del generador en su circuito depolarización.

Figura 2. Diferencial de tierra del generador uun relé tipo producto

La comparación direccional es polarizada para aseque exista una restricción positiva para una falla exaunque los transformadores de corriente, RCN

tienen características de funcionamsustancialmente diferentes. Este esquema propo

excelente seguridad contra operación incorrectafallas externas y proporciona una detección muy sede fallas a tierra internas.

Figura 3. Generador puesto a tierra con alta impeda

Puesta a tierra del estator con alta impedancia

La puesta a tierra del neutro del generador conimpedancia es ilustrado en la figura 3. Estprincipalmente utilizado en sistemas en con

unitaria, sin embargo, puede también ser usadgeneradores cross-compound donde un devanadogeneralmente puesto a tierra a través de impedancia.

La puesta a tierra del neutro del generador conresistencia utiliza un transformador de distribucióun valor de tensión primaria mayor o igual al valortensión línea-neutro del generador y una tesecundaria de 120 V ó 240 V. El transformaddistribución debe tener suficiente capacidad




sobretensión de forma que no se sature con fallas SLGcon la máquina operada al 105% de tensión nominal. Elresistor secundario es usualmente seleccionado demanera que para una falla SLG en las terminales delgenerador, la potencia disipada en el resistor seaaproximadamente igual a los volts-amperes reactivos en

la reactancia capacitiva de secuencia cero de losdevanados del generador, sus conductores, y losdevanados de todos los transformadores conectado a lasterminales del generador. Usando este método depuesta a tierra, una falla SLG es generalmente limitadade 3-25 amperes primarios. Como resultado, este nivelde corriente de falla no es suficiente para operar losrelés diferenciales del generador. El apéndice Iproporciona un ejemplo detallado de cómo determinar eltamaño del resistor de tierra para satisfacer lasnecesidades citadas arriba y también cómo calcular lascorrientes y tensiones de tierra resultantes.

Métodos de protección convencionales del devanadodel estator con alta impedancia

Esquema de sobretensión/corriente de neutro. Elesquema de protección más ampliamente usado ensistemas puestos a tierra con alta impedancia, consistede un relé de sobretensión con retardo de tiempo(59GN) conectado a través del resistor de puesta atierra para sensar tensión de secuencia cero, como semuestra en la figura 3. El relé usado para esta función

está diseñado para ser sensible a tensión de frecuenciafundamental e insensible a tensión de tercera armónica ya otras tensiones armónicas de secuencia cero, que estánpresentes en el neutro del generador.

Puesto que la impedancia de puesta a tierra es grandecomparada con la impedancia del generador y otrasimpedancias en el circuito, la tensión total fase-neutroserá imprimida a través del dispositivo de puesta atierra con una falla SLG en las terminales del generador.La tensión en el relé es función de la relación deltransformador de distribución y del lugar de la falla. La

tensión será máxima para una falla en terminales ydisminuirá en magnitud a medida que la falla se mueva delas terminales del generador hacia el neutro.Típicamente, el relé de sobretensión tiene un ajuste depickup mínimo de aproximadamente 5 Volts. Con esteajuste y con relaciones del transformador dedistribución típicas, este esquema es capaz de detectarfallas hasta del orden del 2-5% al neutro del estator.

El tiempo de ajuste del relé de sobretensión esseleccionado para proporcionar coordinación con otros

dispositivos de protección. Areas específicas de inson:

A) Cuando TPs Estrella a tierra-Estrella a tierrconectados en terminales de la máquina, el resobretensión del neutro a tierra debe

coordinado con los fusibles del primario de lopara evitar el disparo del generador con fatierra en el secundario de los TPs. Si el retartiempo del relé para coordinación no es aceptabproblema de coordinación puede ser alaterrizando uno de los conductores de fassecundario en lugar del neutro del secundariouna falla a tierra en el secundario implica unafase-fase en los TPs lo que no opera el resobretensión de tierra del neutro. Sin embcuando se emplea esta técnica, el problemcoordinación persiste con fallas a tierra en el n

del secundario; así, su utilidad está limitaaquellas aplicaciones en que la exposición del nsecundario a fallas a tierra es pequeña.

B) Es posible que el relé de tensión se tengcoordinar con los relés del sistema para fatierra en el sistema. Las fallas de fase a tierel sistema inducirán tensiones de secuencia ceel neutro del generador debido al acoplamcapacitivo entre los devanados del transformadla unidad. Esta tensión inducida aparecerá secundario del transformador de distribució

puesta a tierra y puede causar la operación dede tensión de secuencia cero.

Un relé de sobrecorriente de tiempo puedeusado para protección de respaldo cuandgenerador es puesto a tierra a través dtransformador de distribución con un ressecundario. El transformador de corrientealimenta al relé de sobrecorriente puedelocalizado ya sea en el circuito del neutro primen el circuito secundario del transformadodistribución, como se muestra en la figuCuando el transformador de corriente es coneen el circuito secundario del transformadodistribución, se selecciona una RTC (relaciótransformación de corriente) de manera qcorriente en el relé sea aproximadamente iguacorriente primaria máxima en el neutrogenerador. Se usa generalmente un relsobrecorriente con retardo de tiempo muy inveinverso para esta aplicación. El relésobrecorriente debe ser ajustado tal que no con corrientes de desbalance normal y




corrientes armónicas de secuencia cero queaparecen en el neutro. El ajuste del pickup del reléde sobrecorriente no debe ser menor al 135% delvalor máximo de la corriente medida en el neutrobajo condiciones de no-falla. En general, el relé desobrecorriente proporciona protección menos

sensible que el relé de sobretensión que detectatensión de secuencia cero. De manera similar que elrelé de sobretensión, el relé de sobrecorriente debeser coordinado en tiempo con los fusibles deltransformador de potencial y con los relés de tierradel sistema.

Métodos de protección para falla a tierra en 100%del devanado del estator

La protección convencional para detección de falla a

tierra del estator en sistemas puestos a tierra con altaimpedancia ha sido discutido en la sección previa. Estosesquemas, aunque adecuados, sólo proporcionanprotección sensible para únicamente alrededor del 95%del estator. Esto es debido a que la falla en el 5%restante del devanado, cerca del neutro, no causarásuficiente tensión residual y corriente residual de 60 Hzpara operar a estos relés. Es importante proteger todoel generador con un sistema de protección de falla atierra adicional de tal forma que se cubra el 100% deldevanado. Las técnicas para la detección de fallas atierra que cubran el 100% del devanado del estator

pueden ser divididas en dos categorías: Técnicas basadas en tensión de tercera

armónica.

Inyección de tensión residual o deneutro.

a) Operación normal

b) Falla en el neutro

c) Falla en terminales

Figura 4. Tensiones de tercera armónica para dife

condiciones en un generador típico

Técnicas basadas en la tensión de tercera armLas componentes de tensión de 3ª Armónica presentes en las terminales de casi todas las máqen diferentes grados; se presentan y varían debidodiferencias en el diseño y fabricación. Si presentes en cantidad suficiente, estas tensioneusadas por los esquemas de esta categoría para detfallas a tierra cerca del neutro. Las tensione

tercera armónica medidas en el neutro, en terminalgenerador, o en ambos, son usadas para proporcprotección. Antes de discutir las técnicas yprincipios de operación, es importante vercaracterísticas de las tensiones de tercera armónicusan estos esquemas como señales a los relés padetección de fallas. La figura 4 muestra las tensde tercera armónica (V3RD) presentes en el neuterminales de un generador típico durante difercondiciones de carga: (a) bajo operación normal (buna falla en el extremo del neutro y (c) para una falas terminales del generador.

Las siguientes observaciones pueden ser hechas a de la figura 4:

1. El nivel de tensión de tercera armónica en el n y terminales del generador es dependiente condiciones de operación del generador. La tees mayor a plena carga que en condiciones sin como se muestra en la figura 4; sin embdependiendo del diseño del generador, ptambién ser al revés.




2. Existe un punto en los devanados donde la tensiónde tercera armónica es cero. La ubicación exacta deeste punto depende de las condiciones de operación

y del diseño del generador.

3. Para una falla a tierra en el neutro, la tensión de

tercera armónica en el neutro se hace cero. Parauna falla cercana al neutro, el nivel de tensión detercera armónica en el neutro disminuirá y el nivelen las terminales del generador se incrementará. Lacantidad de decremento o incremento depende delas condiciones de operación y de la ubicación de lafalla.

4. Para una falla a tierra en las terminales, la tensiónde tercera armónica en las terminales, se vuelvecero. Si ocurre una falla cerca de las terminales delgenerador, el nivel de tensión de tercera armónica

en el neutro se incrementará y el de las terminalesdisminuirá. La cantidad de decremento oincremento depende otra vez de las condiciones deoperación prevalecientes y de la localización de lafalla.

5. Los niveles de tensión de tercera armónica varían deuna máquina a otra, dependiendo del diseño. Losniveles de tercera armónica de cualquier generadordeben ser medidos con el generador conectado ydesconectado del sistema de potencia, antes deinstalar cualquier esquema de protección basado en

tercera armónica, para asegurar que existen losniveles adecuados para operar los diversoselementos de protección.

Las técnicas basadas en el uso de la tensión de terceraarmónica pueden ser divididas como sigue:

• Técnica de baja tensión de terceraarmónica en el neutro.

• Técnica de tensión terminal residual detercera armónica.

• Técnica de comparador de terceraarmónica.

59C Relé supervisor de sobretensióninstantáneo.

59GN Relé de sobretensión sintonizado a lafrecuencia fundamental (60 Hz).

27 Relé de baja tensión sintonizado a lafrecuencia de tercera armónica (180 Hz

21, 2-2 Temporizadores.

Figura 5. Un esquema de protección de falla a tiebaja tensión de tercera armónica

Técnica de baja tensión de tercera armónica (f5). Esta técnica usa el hecho de que para unacercana al neutro, el nivel de tensión de tearmónica en el neutro disminuye. Por lo tanto, un rbaja tensión que operan a partir de la tensión de tearmónica medido en el extremo del neutro podríusado para detectar las fallas cercanas al neutrofallas a tierra en la parte restante de los devapueden ser detectadas por la protección de falla a convencional, por ejemplo, con un relé de sobrete(59GN), el cual opera con la tensión de neutro de 6La combinación de ambos relés proporciona protecc100% del devanado del estator. Se muestra en la f5 un esquema de protección simplificada que usatécnica.

Las señales de los relés se toman de las entradtensión medidas a través del resistor del neutrotransformador de aislamiento interno escala la caítensión al rango continuo del relé y también propor

aislamiento del esquema de protección. La proteccbaja tensión consiste de un filtro sintonizado de 18un detector de nivel de baja tensión (27), una lógilínea y un temporizador. La protección de sobretese construye con un filtro sintonizado a 60 Hdetector de nivel de sobretensión (59 GN) temporizador.


Los ajustes de los detectores de nivel de baja tensobretensión son tales que el traslape para todopuntos de falla en el devanado del estator desd



terminales hasta el neutro del generador es asegurado.Generalmente, una tensión de tercera armónica no mayoral 1% de la tensión nominal es necesario paraproporcionar un traslape adecuado. Normalmente, laprotección de baja tensión de tercera armónica puedeproporcionar protección adecuada al 0-30% del devanado

del estator, medido desde el neutro hacia las terminalesde la máquina. Los ajustes del relé de baja tensióndeben estar muy abajo del mínimo tensión de terceraarmónica presente en el neutro durante la operaciónnormal del generador.

El relé de baja tensión de tercera armónica debe serbloqueado para evitar disparos en falso durante elarranque o disparo del generador. Esto se lograproporcionando un relé de sobretensión (59C)supervisorio. En algunos casos, el generador nodesarrolla una tensión de tercera armónica significativo

hasta que tiene carga. En este caso, la supervisiónusando un relé de sobrecorriente puede serproporcionada; el relé de sobrecorriente operará cuandola corriente exceda su valor de pickup. Por lo tanto, bajocondiciones de carga ligera, y cuando el interruptorprincipal está abierto, el relé de baja tensión de terceraarmónica estará fuera de servicio, por lo que un esquemade protección alterno debe ser considerado. Laprotección de baja tensión de tercera armónica operaríapara circuitos abiertos o cortocircuitos de los devanadosprimario o secundario del transformador de puesta atierra de neutro y no sería capaz de detectar un circuito

abierto en la resistencia de puesta a tierra secundaria.Técnica de tensión en terminales residual de terceraarmónica (figura 6). Esta técnica esta basada en elhecho de que para una falla cercana al neutro, el nivel detensión de tercera armónica en las terminales delgenerador se incrementa. Por lo tanto, un relé desobretensión que emplea tensión de tercera armónica enlas terminales de un generador puede ser usado paradetectar fallas cercanas al neutro. De manera similar ala técnica anterior, las fallas a tierra en al parterestante de los devanados pueden ser detectadas por laprotección convencional del 95%, o sea, un relé desobretensión que opera con tensión de neutro de 60 Hz.Ambos relés deben por lo tanto proporcionar protecciónal 100% de los devanados del estator, cubriendodiferentes porciones de los devanados. Un esquema deprotección simplificado que emplea esta técnica semuestra en la figura 6.

La tensión residual en las terminales de la máquina essuministrada por el transformador estrella a tierra-delta abierta. Esta tensión se pasa a través de un filtro

sintonizado de 180 Hz y un detector de sobrete(59T). En el extremo del neutro, la señal del retoma entre el resistor de neutro; un transformadaislamiento interno en el relé reduce la caída de tea la capacidad continua del relé; esta tensión se ptravés de un filtro sintonizado de 60 Hz y es ent

proporcionada a un detector de nivel de sobrete(59GN).

Para una falla a tierra cerca del neutro, el nivtensión de tercera armónica en las terminalegenerador llega a ser elevado y el relé de sobretede tercera armónica operará. Este relé debeajustado en tal forma que no responda a la mtensión de tercera armónica presente en las termdel generador durante la operación normal. Tambiéajustes de los relés de sobretensión en el extremneutro y en las terminales del generador deben ser

que la detección de fallas en todo el devanadoasegurada.

59GN Relé de sobretensión sintonizado a lafrecuencia fundamental (60 Hz).

59T Relé de sobretensión sintonizado a lafrecuencia de tercera armónica (180 Hz)

2-1. 2-2 Temporizadores

Figura 6. Esquema de protección de falla a tierra en la tensión residual en terminales de tarmónica

Técnica del comparador de tercera armónica (f7). Este esquema compara la magnitud de la tensitercera armónica en el neutro del generador con las terminales del generador. El esquema está basala consideración de que la relación de la tensiótercera armónica en las terminales del generador neutro del generador es casi constante duran




operación normal del generador. Esta relación esafectada con una falla a tierra cercana al neutro ocercana a las terminales del generador; este hecho esusado para detectar estas fallas. Las fallas a tierra enla parte restante de los devanados son detectadas por laprotección de falla a tierra convencional del 95%, esto

esjemplo, un relé de sobrecorriente o sobretensión de60 Hz que opera a partir de corriente o tensión delneutro, respectivamente. La figura 7 muestra undiagrama simplificado de un esquema comparador.

59GN Relé de sobretensión convencionalsintonizado a la frecuencia fundamental.

59D Relé diferencial de tensión de terceraarmónica.

Figura 7. Esquema de protección de falla a tierra basadoen un comparador de tercera armónica

El principio básico de operación de este esquema es unmétodo de tercera armónica diferencial. Consiste de dospuentes rectificadores de onda completa, dos filtros depaso 180 Hz y un transformador deaislamiento/acoplamiento. El transformador deaislamiento es usado para acoplar la tensión de terceraarmónica de las terminales del generador al del extremodel neutro. Cualquier diferencia de tensión causará quela corriente fluya en el relé diferencial. Este reléconsidera que la relación de la tensión de terceraarmónica en las terminales del generador a la tensión detercera armónica en el neutro del generador permanececonstante durante condiciones normales. Si esta

relación cambia, causará que aparezca una diferencia detensión, y el relé diferencial operará. También,variaciones ligeras en esta relación durante la operaciónnormal reducirán la sensibilidad del relé.

Los ajustes del relé de protección convencional de 95%(59GN) y los del relé diferencial de tercera armónica(59D) deben ser seleccionados en tal forma, que la

cobertura de detección de falla se asegure en todevanado del estator. El relé diferencial de tearmónica detecta fallas a tierra cerca del neutro aque en las terminales. El relé de falla a convencional del 95% detecta las fallas en la superior de los devanados y traslapa gran parte d

devanados protegida con el relé diferencial de tearmónica. La sensibilidad del relé diferencial de tearmónica es mínima para una falla cercana a la mitadevanado. En este punto, la diferencia entretensiones de tercera armónica en el neutro y eterminales es muy cercana al ajuste del relé.

El ajuste del relé es usualmente determinadopruebas de campo durante la puesta en servicio. Coejemplo, la magnitud de tensión de tercera armónel neutro y en las terminales y su relación diferentes condiciones de operación para un gene

típico son dadas en la Tabla 1. La necesidad demúltiples y la necesidad de pruebas de campo padeterminación de ajustes del relé son los puntos dde este esquema. Sin embargo, este esqproporciona la cobertura óptima del 100%.

Esquema de inyección de tensión (figura 8). Debvariaciones de diseño, ciertas unidades generapodrían no producir suficientes tensiones de 3ª armpara aplicar los esquemas de protección de falla a tbasados en señales de tercera armónica. En situaciones serían necesarias técnicas alterna

detección de falla.El esquema de inyección de tensión detecta fatierra inyectando una tensión en el neutresidualmente en un secundario de TP en delta roprotección completa de falla a tierra está dispcuando el generador está en torna flecha y duranarranque, dado que la fuente de tensión inyectada origina en el generador. Algunos esquemas inyectaseñal codificada a una frecuencia sub-armónica lapuede ser sincronizada con la frecuencia del sisUno de estos esquemas inyecta una frecuencia de en el neutro del generador se muestra en la figuracorriente resultante de 15 Hz es medida. Cuando ouna falla a tierra, la corriente de 15 Hz se incremehace que el relé opere. La señal inyectada de 15 Hsincronizada con la tensión de 60 Hz en terminalegenerador.

Carga de la Unidad Tensión RMS de 180Hz Relación de tensión en




MW MVAR Neutro Terminales Terminal/Tensión en neutro0 0 2.8 2.7 1.087 0 2.5 3.7 1.4835 5 2.7 3.8 1.41

105 25 4.2 5.0 1.19175 25 5.5 6.2 1.13340 25 8.0 8.0 1.00

Tabla 1. Magnitudes de tensiones de tercera armónica para un Generador típico.

Figura 8. Esquema de inyección de tensión sub-armónicopara protección de falla a tierra

El esquema de inyección de tensión opera con la mismasensibilidad para fallas en todo el rango de losdevanados. También proporciona protección de falla atierra del 100%, independientemente de los esquemas defalla a tierra del 95%. Además, estos esquemas sonauto-monitoreados y tienen una sensibilidadindependiente de la tensión, corriente de carga ofrecuencia del sistema.

El uso de frecuencias sub-armónicas ofrece sensibilidadmejorada debido a la trayectoria de mayor impedanciade las capacitancias del generador en estas frecuencias.

También, las integraciones durante medio ciclo de lafrecuencia sub-armónica causan contribuciones cero delas señales de frecuencia y armónicas del sistema (estoes, 60 Hz, 120 Hz, 180 Hz, etc.) y, por lo tanto, éstas noinfluencian las mediciones. La penalización económica(alto costo) asociada con proporcionar y mantener unafuente sub-armónica confiable es una desventaja. Otradesventaja del esquema es su inhabilidad para detectar

circuitos abiertos en el primario o secundariotransformador de puesta a tierra, porque esto caudecremento en la corriente de 15 Hz y no un incremcomo necesita el esquema para indicar una fallacondición de baja corriente puede, sin embargousada para dar una alarma para indicar un problema

sistema de puesta a tierra o pérdida de la fuentearmónica.

MODO DE DISPARO

Todos los métodos de detección de tierra en el esdescritos en esta sección deben ser conectadosdisparar y parar al generador.

REFERENCIAS

1. "IEEE Guide for Generator Ground Protection" IEEE C37.101-1993.

2. C.H. Griffin and J.W. Pope, "Generator GroundProtection Using Overcurrent Overvoltage Undervoltage Relays," IEEE Trans. on PApparatus and Systems, Vol. PAS- 101, No. 121982, pp. 4490-4501.

3. J.W. Pope, "A Comparison of 100% Stator GFauIt Protection Schemes for Generator

Windings," IEEE Trans. on Power ApparatusSystems, Vol. PAS-103, No.4, April 1984, pp840.

4. IEEE Guide for "AC Generator Protection Guide"ANSI/IEEE C37.102-1988.

5. "Protective Relaying, Theory and Application,"Relaying Division, Coral Springs, FL, Marcel D1994.

APÉNDICE I




Este apéndice presenta un ejemplo de cómo calcular lascantidades de falla de secuencia cero y cómo determinarlos valores y capacidades de los elementos de puesta atierra (resistor y transformador) usados en losesquemas convencionales de 95%, 60 Hz de protección

con puesta a tierra a través de alta impedancia. Lafigura A muestra un generador de 975 MVA, 22 kV,conectado en forma unitaria a un sistema de transmisiónde 345 kV y puesto a tierra a través de untransformador de distribución.

FIGURA A. SISTEMA DE EJEMPLO

Debido a la puesta a tierra de alta resistencia, lascapacitancias a tierra en el sistema, las cuales

normalmente no son tomadas en cuenta debido a susaltos valores de reactancia en comparación con lasreactancias inductivas serie en el sistema, se vuelvensignificativas. En general, éstas son capacitanciasdistribuidas, pero para propósitos de estos cálculospueden ser “concentradas” y modeladas como un solocapacitor. Las capacitancias más significativas en elsistema mostrado (y en cualquier sistema similar) son lasasociadas con los devanados del generador, loscapacitores y los apartarayos de protección contrasobretensión del generador y los devanados de bajatensión del transformador elevador del generador.

Estos tres elementos típicamente suman más del 95% dela capacitancia del sistema a tierra. Otras fuentes sonlos buses de fase aislada, los devanados de alta tensióndel transformador auxiliar de la unidad y los devanadosde alta tensión de los transformadores de instrumento(por ejemplo TPs del generador). Generalmente, losvalores de capacitancia deben ser obtenidos delfabricante del equipo; sin embargo, las pruebas defactor de potencia o aislamiento (por ejemplo pruebastipo “Doble”) son excelentes fuentes para medirlas.Todos los valores de capacitancia usados para estos

cálculos deben ser valores de fase a tierra en ba“por unidad”. Nótese que la capacitancia en farmicrofarads necesita ser convertida a reactcapacitiva (ohms) a 60 Hz.

Supóngase que la reactancia capacitiva fase a tierrgenerador, transformador, terminales y equipo asoen el sistema de la figura A es Xoc = 6780 ohms/fasvalor óhmico del resistor secundario ha seleccionado de tal forma que reflejado a travétransformador de distribución, la resistencia resulRn sea igual a 1/3 de X0C.

Rn = 0.738 (13,280/240)2 = 2260 Ω

Para propósitos de análisis, supóngase una falla SLlas terminales del generador. En términos de cantiresultantes de falla (tensión y corriente), esta ubicrepresenta el peor caso. Esto es, el desplazamientneutro (o desarrollo de 3Vo a través del devsecundario del transformador de distribución) magnitudes de corriente de falla son las mayorestérminos de la sensibilidad del relé, este es el “mlugar para que ocurra una falla SLG, dprecisamente a que las cantidades son las mayores,lo tanto, la probabilidad de detección es la mCuando la falla se va moviendo hacia el interiodevanado del generador (hacia el neutro), las cantide falla disminuyen en magnitud, reduciendo la capade los dispositivos de protección para detectarlas.

En la Figura A se muestra una falla a tierra eterminales del generador.

SOLUCIÓN POR COMPONENTES SIMÉTRICAS

Por componentes simétricas, las fallas SLGcalculadas conectando las redes de secuencia pos




negativa y cero en serie como se muestra en la figura B(1) y resolviendo Io.

FIGURA B. CIRCUITOS EQUIVALENTES DECOMPONENTES SIMÉTRICAS PARA FALLA SLG

E1g = Fuente del generador.E1s = Fuente del Sistema.

g = Generador.t = Transformador del generador.S = Sistema de potencia.

FIGURA B(1). CIRCUITO EQUIVALENTE DECOMPONENTES SIMÉTRICAS PARACÁLCULO DE FALLA SLG

FIGURA B(2). REDUCCIÓN APROXIMADA DEL CIRCUITOEQUIVALENTE DE COMPONENTESSIMÉTRICAS

Las impedancias equivalentes de secuencia positiva ynegativa del sistema y la impedancia de secuencia cerodel generador pueden ser despreciadas debido a que sonextremadamente pequeñas comparadas con el circuitoequivalente compuesto por el resistor del neutro y la

capacitancia de secuencia cero distribuida. La rsecuencia cero está abierta en el devanado en delttransformador elevador del generador y consistresistor del neutro del generador convertido al primen paralelo con la capacitancia de fase a tierra ddevanados del generador y equipo asociado. El ci

equivalente aproximado es mostrado en la figura Bla cual se aplican las siguientes definiciones:

Io = Ion + Ioc

Donde:

Io = Corriente total de falla de secuencia

Ion = Corriente de secuencia cero que fluyeel resistor de neutro.

Ioc = Corriente de secuencia cero que fluyela capacitancia compactada.

Sea Zoeq el equivalente del paralelo de la combinaci3Rn y - jXoc.

Zoeq = 0.5 (6780 – j6780) = (3390 – j3390) O

Si E1g es la tensión de fase a neutro del generador(secuencia positiva):

E1g =

fasedeánguloconsidera(SeV12,700322000

=

Entonces, Io en la falla es:

Am j1.873)(1.873j33903390

12700 ZE

Ioeq

1go +=

−==

Puesto que Ifalla = 3Io, entonces :

Ifalla = 3(1.873 + j1.863) = (5.62 + j5.62) Amperes.

Alternativamente, encontrando las corrientes en 3Xoc respectivamente, llega al mismo resultado.

Sea In la corriente en el neutro del generador,entonces:

In = 3I0n =

Amperes 5.62 226012700

RE

)3RE

(3n

1g

n

1g===




Con Xc= 6780 ohms/fase, la contribución de lacapacitancia a la corriente de falla es:

Ic = 3Ioc = Amperes j5.62 j6780-

3(12700) jXcE3 1g

==−

La corriente de falla total, Ifalla es igual a 3Io = In + Ic :

Ifalla = 5.62 + j5.62 = 7.95 ∠45° Amperes

In es la corriente que fluye en el neutro del generadorpara una falla SLG en las terminales del generador. Lacorriente Isec que fluye en el secundario deltransformador de distribución y a través del resistor R,es In multiplicado por la relación de vueltas deltransformador de distribución:

Isec = 5.62

24013280

= 311 Amperes.

La tensión a través del resistor secundario es:

VR = Isec (R) = 311 (0.738) = 229.5 Volts.

Las últimas dos cantidades, VR e Isec, sodisponibles para ajustar los relés. El lector recordar que el valor de la resistencia del resistpuesta a tierra fue seleccionado con base ecapacitancias de secuencia cero en el sistema. capacidades continuas del resistor y transformad

puesta a tierra se seleccionan asumiendodesplazamiento total de la tensión del neutro (debla falla SLG en las terminales del generador). Comostró arriba, VR para la condición de este ejemp229.5 V. Esto implica una capacidad continua paresistor y el transformador de al menos 71.4 kW.

La capacidad del resistor es:

kW = 71.4 1000

311 x 229.5 1000

VxI Rsec ==

La capacidad del transformador es:

74.61000

311 x240 1000

I x V kVA secNOMINAL ===




SECCIÓN 5

PROTECCIÓN CONTRA FRECUENCIA ANORMAL

Resumen

Tanto el generador como la turbina están limitados en elgrado de operación a frecuencia anormal que puede sertolerados. A frecuencias reducidas, se tendrá unareducción en la capacidad del generador. La turbina,especialmente turbinas de vapor y gas, es consideradamás estricta que el generador a frecuencias reducidasdebido a las posibles resonancias mecánicas en lasmuchas etapas de los álabes de la turbina. La desviaciónde la velocidad nominal bajo carga traerá estímulos defrecuencias cercanos a una o más de las frecuenciasnaturales de los varios álabes y habrá un incremento enlos esfuerzos vibratorios. A medida que se incrementanlos esfuerzos vibratorios, el daño es acumulado, lo cualpuede conducir a la fractura de algunas partes de laestructura de los álabes.

La protección primaria de baja frecuencia parageneradores de turbinas se proporciona por laimplementación de un programa de corte de cargaautomático en el sistema de potencia. Estos programasde corte de carga deben ser diseñados de tal forma quepara la condición de máxima sobrecarga posible, seacortada suficiente carga para restaurar rápidamente lafrecuencia del sistema a un valor cercano al normal. La

protección de respaldo para condiciones de bajafrecuencia es proporcionada por el uso de uno o másrelés de baja frecuencia y timers en cada generador.Los relés de baja frecuencia y los timers son usualmenteconectados para disparar al generador.

Introducción

Cuando un sistema de potencia está en operación establea frecuencia normal, la entrada total de potenciamecánica del impulsor primario del generador es igual a

la suma de las cargas conectadas, y todas las pérdidasde potencia real en el sistema. Una alteración sensiblede este balance causa una condición de frecuenciaanormal del sistema. Las condiciones de frecuenciaanormal pueden causar disparos de generadores, quelíneas de enlace se abran por sobrecarga o que partesdel sistema se separen debido a las oscilaciones depotencia y a la inestabilidad resultante. Esto podría dar

como resultado que el sistema de potencia se sepa

una o más islas aisladas eléctricamente.La mayoría de las empresas suministradorasimplementado un programa de corte de carga autompara evitar tanto colapsos totales del sistema comominimizar la posibilidad de daño al equipo durantcondición de operación con frecuencia anormal. programas de corte de carga están diseñados para:

• Cortar sólo la carga necesaria para libersobrecarga en la generación conectada.

• Minimizar el riesgo de daño a las p

generadoras.

• Mitigar la posibilidad de eventos en cacomo resultado del disparo por baja frecude una unidad.

• Restaurar rápidamente la frecuenciasistema a un valor cercano al normal.

En un sistema de potencia pueden ocurrir dos tipcondiciones de frecuencia anormal:

1. La condición de baja frecuencia ocurre esistema de potencia como resultado de una sreducción en la potencia de entrada por la péde generador(es) o pérdidas de enlaces clavimportación de potencia. Esto puede producdecremento en la velocidad del generador, lcausa una disminución de la frecuencia del siste

2. La condición de sobrefrecuencia ocurre resultado de una pérdida súbita de carga o péde enlaces clave de exportación de potenciasalida del impulsor que alimentaba la carga inicabsorbida por la aceleración de estas unidapuede resultar un incremento en la frecuencsistema.

Existen dos consideraciones principales asociadas operación de una planta generadora a frecuanormal. Estas son:

• La protección del equipo contra el dañopodría presentarse por la operaciófrecuencia anormal.




• La prevención del disparo accidental de launidad generadora por una condición defrecuencia anormal recuperable que no excedalos límites de diseño del equipo de la planta.

Las partes principales de una planta generadora que son

afectadas por la operación a frecuencia anormal son elgenerador, transformadores elevadores, turbina y lascargas auxiliares de la subestación.

Operación a frecuencia anormal de plantasgeneradoras de vapor.

A. Capacidad de alta/baja frecuencia del generador.

Aunque no ha sido establecida una norma para laoperación a frecuencia anormal de generadoressincrónicos, se reconoce que la reducción de frecuenciaorigina ventilación reducida; por lo tanto, la operación abaja frecuencia deberá ser a kVA reducidos.

Es casi seguro que una operación a baja frecuencia de launidad, es acompañada por valores altos de corriente decarga tomada del generador. Esto podría causar que seexceda la capacidad térmica de tiempo corto delgenerador. Los niveles de operación permisibles detiempo corto para el estator y el rotor de generadoressincrónicos de rotor cilíndrico son especificados enANSI C50.13. Las limitaciones en la operación degeneradores en condición de baja frecuencia son menosrestrictivas que las de la turbina. Sin embargo, cuandose requiere protección del generador, ha sido unapráctica en la industria proporcionar protección contrasobrecorriente.

La sobrefrecuencia es usualmente resultado de unasúbita reducción en la carga y por lo tanto es usualmenteasociada con operación a carga ligera o sin carga.Durante la operación con sobrefrecuencia, la ventilación

de la máquina es mejorada y las densidades de flujo parauna tensión en terminales dada son reducidas. Por lo

tanto, la operación dentro de los límitessobrefrecuencia de la turbina no prodsobrecalentamiento del generador si la Potencia (kla tensión nominal no son excedidas. Si el reguladtensión del generador es mantenida en servifrecuencias significativamente reducidas, los límit

Volts por Hertz de un generador podrían ser exceSin embargo, la mayoría de los incidentes de VoltHertz excesivos ocurren por otras razones diferenla operación a frecuencia reducida y son analizadotra sección de este tutorial.

B. Capacidad de alta/baja frecuencia de la tur

La consideración principal en la operación de una tude vapor bajo carga a frecuencia diferente

síncrona es la protección de los álabes largos sección de baja presión de la turbina. La figura 1 iuna representación de los límites más restric(refiérase a ANSI C37.106) para las limitacioneoperación a carga plena o parcial de una turbina de grande durante frecuencia anormal. La operaciestas etapas bajo carga, a una velocidad que causcoincidencia de la banda de frecuencia natural dálabes conducirá a daño por fatiga de los álabfinalmente a falla de los álabes. Este problema ser particularmente severo cuando fluye corriensecuencia negativa a través de la armadura

generador, excitando por eso frecuencias torsionalalrededor de 120 Hz.

La protección contra sobrefrecuencia generalmenes aplicada debido a que los controles de reducciógobernador o las acciones del operador son considesuficientes para corregir la velocidad de la turbinaembargo, debe considerarse el impacto sobrprotección de sobrevelocidad y el aislamiento unidad durante una condición de sobrefrecuencia. es necesario para asegurar la coordinación protección de los álabes de la turbina para condicde sobrefrecuencia. Los límites de operación paunidades son mostrados en la figura 1 arriba de lade 60 Hz.




FIGURA 1. Límites de operación típicos de turbinas de vapor a carga parcial o plena durante frecuencia anormal.

Transformador elevador

TP’s

Gen

Registrador debaja frecuencia

(59.5) Hz.

81-4(57.0 Hz.)

81-1(58.5 Hz.)

81-2(58.5 Hz.)

81-3

(57.0 Hz.)

OR

OR

Alarma

Alarma

On-Line

On-Line

AND

AND

Alarma por baja frecuencia

Turbina/Generador

DisparoTurbina/Generador

DisparoTurbina/Generador (1.0 seg de retardo)

62(5.0 min.)

62 Relevador de retardo de tiempo81 Relevador de baja frecuencia

FIGURA 2. Diagrama de bloque del esquema de protección.

BANDA DE FRECUENCIA, Hz RETARDO DE TIEMPO COMENTARIOS

60.0 – 59.5 - No hay acción de relés. La turbina puede operar continuamente.

59.5 Ninguno Alarmas del registrador de frecuencia.

59.5 – 58.5 - El operador del sistema debe cortar carga o aislar la unidadminutos.

58.5 – 57.0 5.0 min.

Estas bandas podrían disparar o alarmar, dependiendo de las práclas empresas. Por “alarma”, el operador tiene este tiempo paracarga o aislar la unidad.

Tabla 1. Ajustes de frecuencia y Timers para el esquema anterior.




Figura 3 Ejemplo de aplicación.

Los métodos de protección para evitar la operación de laturbina fuera de los límites preescritos seránrestringidos a la protección de baja frecuencia. Losesquemas de corte de carga del sistema proporcionan laprotección primaria de la turbina por baja frecuencia.Un corte de carga apropiado puede hacer que lafrecuencia del sistema regrese a la normalidad antes deque los límites anormales de la turbina sean excedidos.Los relés de baja frecuencia para corte de cargaautomático son usados para cortar la cantidad requerida

de carga necesaria para mantener un balance carga-generación durante una sobrecarga del sistema.

Por lo tanto, la operación a otras frecuencias diferentesa la nominal o cercanas a la velocidad nominal estárestringida en tiempo a los límites para las distintasbandas de frecuencia publicadas por cada fabricante deturbinas para varios diseños de álabes. Los límites defrecuencia anormal son basados generalmente en laspeores condiciones debido a que:

1. Las frecuencias naturales de los álabes dentro de

una etapa difieren debido a tolerancias demanufactura.

2. La fatiga podría incrementarse con operación normalpor razones tales como golpeteo, corrosión y erosiónde los bordes de los álabes.

3. El límite debe también reconocer el efecto depérdida adicional de vida de los álabes ocurridodurante las condiciones de operación anormal no

asociadas con la operación a bajavelocidsobrevelocidad.

Los sistemas de potencia cuyos diseños son talepueden formar islas en el sistema debido a los esqude corte de carga o circunstancias imprevistas, dconsiderar la protección de baja frecuenciaturbogenerador para reducir el riesgo de daño turbina de vapor en el área aislada. Ademáprotección de baja frecuencia del turbogeneproporciona protección de respaldo contra la falsistema de corte de carga. Un esquema de relés para proporcionar disparo de generador durantcondición de baja frecuencia de la cual el sistema precuperarse, minimizando el riesgo de daño en la tues mostrado en la figura 2. La Tabla 1 resumajustes de frecuencia y tiempo usados en la figura 2

La línea punteada en la figura 3 represencaracterística de ajustes del relé y la línea representa los límites de daño de la turbina. criterios de diseño siguientes se sugieren como guel desarrollo de un esquema de protección por

frecuencia:

1. Establecer los puntos de disparo y los retardtiempo con base en los límites de frecuencia andel fabricante de la turbina.

2. Coordinar los relés de disparo por baja frecudel turbogenerador con el programa de cortcarga automático del sistema.




3. La falla de un relé sólo de baja frecuencia no debecausar un disparo innecesario de la máquina.

4. La falla de un relé sólo de baja frecuencia paraoperar durante una condición de baja frecuencia nodebe arriesgar el esquema de protección integral.

5. Los relés deben ser seleccionados con base en suexactitud, rapidez de operación, y capacidad dereposición.

6. El sistema de protección de baja frecuencia de laturbina debe estar en servicio si la unidad estásincronizada al sistema o mientras está separada delsistema pero alimentando a los servicios auxiliares.

7. Proporcionar alarmas separadas para alertar aloperador de una frecuencia en el sistema menor que

la normal y de que hay un disparo pendiente de launidad.

C. Consideraciones de baja frecuencia–Auxiliares deuna planta de vapor.

La habilidad del sistema del suministro de vapor paracontinuar operando durante un período extenso deoperación en baja frecuencia depende del margen en lacapacidad de los impulsores de motor auxiliares y de lascargas impulsadas por las flechas. Los equipos auxiliares

más limitados son generalmente las bombas de agua dealimentación de la caldera, bombas de agua decirculación y bombas de condensado, puesto que unporcentaje de reducción de velocidad causa un mayorporcentaje de pérdida de capacidad. La frecuenciacrítica en la cual el comportamiento de las bombasafectará la salida de la planta varía de planta a planta.Consecuentemente, el nivel de frecuencia segura mínimapara mantener la salida de la planta depende de cadaplanta y del diseño del equipo y la capacidad asociada concada unidad generadora. La protección contra operacióna baja frecuencia es usualmente asignada al equipo deprotección térmica, pero es posible una protección másrefinada usando un relé sensible a la frecuencia o un reléde Volts por Hertz, el cual mide las condiciones realesdel sistema.

Operación a frecuencia anormal de plantasgeneradoras nucleares

A. Capacidad de alta/baja frecuencia delturbogenerador.

Las consideraciones relativas al turbogeneradorafectan las operaciones de la planta son, en generamismas que ya se discutieron en la sección de pgeneradoras de vapor.

B. Consideraciones de baja frecuencia enauxiliares de las plantas generadoras nuclea

El mayor efecto de una condición de baja frecusobre el sistema de auxiliares de la planta es causalas salidas de varias bombas eléctricas de refrigerante en el sistema de vapor nuclear reducidas. La operación como resultado de la reddel flujo en partes del sistema puede provocar deteen el equipo de la planta. Los diseños de pnucleares basados en reactor de agua presurizada (

y reactor de agua hirviente (BWR) son ana

separadamente debido a que difieren sus respuesoperación con frecuencia anormal.

Plantas PWR

El impacto de frecuencias anormales sobre uniPWR es su efecto sobre la velocidad de la bomenfriamiento del reactor, la cual varía con la frecudel sistema de potencia. Si la frecuencia en la plancolapsa, el reactor será disparado automáticamcuando esta condición origina un flujo de enfriam

reducido a través del reactor. Cuando el reactdispara, el generador es también disparado y el rees apagado con la bomba de enfriamiento del reconectada al sistema de potencia. Si la frecucontinúa decayendo a una velocidad mayor que el íde diseño de la bomba de enfriamiento del reactvelocidad del flujo de enfriamiento del reactorreducido por el decaimiento de la frecuencia del sisEsta condición podría significar un desafío a la opersegura de la planta. Este es uno de los más sefectos que una condición de baja frecuencia causar en una planta PWR.

Analizando el problema indicado arriba, se ve quposible solución es aislar las bombas de enfriamientreactor del sistema de potencia si el decaimiento frecuencia del sistema excede el índice de diseñobomba. Para lograr este objetivo se requieaplicación de un relé de baja frecuencia para dispareactor y al generador a un nivel de frecuenciapermita que una bomba de enfriamiento del reaislada cumpla sus requerimientos de desemoperacional. Los siguientes parámetros deben




considerados cuando se aplique la protección de bajafrecuencia a una planta PWR.

1. La desviación diseñada del índice de calentamientonuclear de la planta.

2. El tamaño del sistema de enfriamiento con respectoal núcleo del reactor.

3. El índice máximo de decremento de la frecuencia delsistema de potencia que puede ser encontrado.

4. La capacidad del núcleo con respecto a la carga.

5. Coordinación con los esquemas de corte de carga delsistema de potencia.

6. Las condiciones de tensión del sistema que existan

en el momento de un decremento de la frecuenciadel sistema.

Plantas BWR

Algunas unidades de reactor de agua hirviente BWRemplean grupos motor-generador no calificadossísmicamente para la alimentación de energía a lossistemas de protección del reactor. Para asegurar queestos sistemas puedan cumplir sus funciones deseguridad durante un sismo para el cual una condición debaja frecuencia del grupo motor-generador o de laalimentación alterna podría dañar los componentes deeste sistema, se proporcionan relés de baja frecuenciaredundantes. Esta protección es proporcionada entre lafuente de potencia alterna y los buses del sistema deprotección del reactor. La operación de uno o ambosrelés de baja frecuencia asociados con un sistema deprotección del reactor causará un semi-rechazo de cargade la unidad. Si uno o ambos relés de baja frecuenciaoperan en cada uno de los buses de protección delsistema del reactor, ocurrirá un rechazo de cargacompleto de la unidad. Existen varios factores quedeben ser considerados en el ajuste de los relés de bajafrecuencia para unidades BWR:

1. La característica de tolerancia del relé de bajafrecuencia.

2. La característica de deslizamiento de los gruposmotor-generador.

3. Las características de los esquemas de corte decarga del sistema.

Operación con frecuencia anormal de turbinacombustión:

Las limitaciones para generadores de turbina

combustión (CTGs) son similares en varios aspectosde los generadores de turbinas de vapor. Existeembargo, ciertas diferencias en el diseño y aplicaciCTGs que pueden originar diferentes requerimientprotección.

Una turbina de combustión podría perder flujo de ase intenta mantener su salida completa ducondiciones de baja frecuencia. La pérdida de fluaire podría causar un eventual disparo de la unidasobretemperatura de los álabes. Los CTGsequipados con un sistema de control que des

automáticamente la unidad reduciendo el flujcombustible de acuerdo a como disminuya la veloEste control tiene el efecto total de proteger los áde la turbina contra daños y al generador csobrecalentamiento durante la operación a frecuencia de la unidad. En general, los CTGs tienemayor capacidad para operación a baja frecuencilas unidades de vapor, particularmente si el sistemcontrol incluye una característica de reducción de cLa operación continua de CTGs está en el rango de 5Hz, siendo los álabes de la turbina el factor limitEstos factores, más los otros discutidos antes, sug

un esquema de protección por baja frecuencia csolo punto de ajuste de disparo en o abajo del mpunto de ajuste de disparo por baja frecuencia paunidades de vapor en la vecindad. Los siguilineamientos deben ser usados cuando se apliqprotección por baja frecuencia a turbinascombustión:

1. Usar un relé de baja frecuencia por cada ualimentado por los transformadores de potencla unidad.

2. Si se desea agregar seguridad, se debe supervidisparo con un segundo relé de baja frecuEste relé puede ser común a varias unidades.

3. Se debe estar consciente de la existencprotección por baja frecuencia proporcionada fabricante en el sistema de control de la unpuede ser requerida la coordinación de ajuslógica de disparos para evitar interferencia cprotección externa.




Operación con frecuencia anormal de unidadesgeneradoras de ciclo combinado

En una instalación de generación de ciclo combinado, lacual es una combinación de una unidad de turbina decombustión y una unidad de turbina de vapor, las

limitaciones de baja frecuencia son las descritas en lasección asociada con cada tipo de unidad. Se recomiendapara la protección de una instalación de ciclo combinadoproporcionar esquemas separados de protección por bajafrecuencia para cada unidad de la planta de ciclocombinado. El método usado deberá seguir lasrecomendaciones indicadas en la sección de cada unidad.

Unidades generadoras hidráulicas

Las turbinas hidráulicas pueden usualmente tolerardesviaciones de frecuencia mucho mayores que las

turbinas de vapor o de combustión. La protección debaja frecuencia no es normalmente requerida para laprotección de la turbina. El índice máximo de cambio deflujo de agua a través de la turbina es muchas veceslimitado por las presiones máxima o mínima que puedenser toleradas en la válvula de bloqueo de agua.

La velocidad limitada a la cual pueda ser cerrada lacompuerta de entrada de agua podría causarsobrevelocidades superiores al 150% de la velocidadnominal bajo pérdida súbita de carga. Aunque estasgrandes velocidades pueden ser toleradas por un tiempo

corto, las unidades deben ser regresadas a su velocidadnominal en segundos por la acción del gobernador. Si setiene una falla del gobernador, la turbina podría“desbocarse” a velocidades cercanas al 200% de lanominal. La protección por sobrefrecuencia puede seraplicada en generadores hidráulicos como respaldo ocomo reemplazo de dispositivos de sobrevelocidadmecánicos. Estos relés pueden ser ajustados a unafrecuencia menor que la máxima que ocurre durante unrechazo de carga, pero con el retardo de tiempoapropiado para permitir la acción del gobernador. Si laacción del gobernador no logra controlar la frecuencia enun tiempo apropiado, la protección de sobrefrecuenciaoperarará.

La operación de la protección de sobrefrecuencia podríaindicar un mal funcionamiento en el sistema de controlde compuertas de la turbina. Por lo tanto, esta

protección puede ser conectada para cerracompuertas de entrada de emergencia de turbinasválvulas aguas arriba de las compuertas de entradaturbina principal.

Debido a las grandes variaciones de frecuencia

pueden ser esperadas durante cambios de carga súen generadores hidráulicos, las cargas de consumique puedan ser conectadas a islas con tal generpueden ser protegidas con protección de sobre yfrecuencia. Estos relés pueden ser ajustadosbandas más estrechas y con retardos de tiempo meque los necesarios para la protección de pgeneradoras. Los relés son algunas veces conectalos transformadores de tensión (TPs) en la pgeneradora. Tales dispositivos de “ProteccióCalidad” no deben ser confundidos con la protecciógenerador. Su función es proteger la calidad

alimentación a los consumidores, y son usualmconectados para disparar las cargas, con tal vez dino requerido del generador.

Puesto que los requerimientos de ajustes paprotección de calidad son completamente independde los requerimientos para la protección de la turbel generador, pueden requerirse relés diferenteslas dos funciones.

Referencias:

1. ANSI/IEEEC37.106-1987 IEEE Guide for AbnFrequency Protection for Power Generating Pla

2. Westinghouse Total Integration ProtectioGenerators, Section 4 Off-Frequency OperatGenerator Considerations by M.S. Baldwin, Se5 Steam Turbine Off Frequency Operation byPartington.

3. General Electric –GET-6449 Load Shedding,Restoration and Generator Protection Using SState and Electromechanical UnderfreqRelays, Section 1 Basic ApplicationUnderfrequency Relays, Section 4 ProtectioSteam Turbine-Generators During AbnFrequency Conditions.

4. ANSI/IEEE C37.96-1988 IEEE Guide for AC MProtection.

SECCIÓN 6




PROTECCIÓN DE SOBREEXCITACIÓN Y SOBRETENSIÓN

RESUMEN

Las normas ANSI/IEEE establecen que los generadoresdeben operar exitosamente a kVA nominales para nivelesde tensión y frecuencia dentro de límites especificados.Las desviaciones en frecuencia y tensión fuera de estoslímites pueden causar esfuerzos térmicos y dieléctricosque pueden causar daño en segundos. La sobreexcitación

y la sobretensión son desviaciones para las cuales senecesitan proporcionar esquemas de monitoreo yprotección.

INTRODUCCIÓN

La sobreexcitación de un generador o cualquiertransformador conectado a las terminales del generadorocurrirá típicamente cuando la relación tensión afrecuencia, expresada como Volts por Hertz (V/Hz)aplicada a las terminales del equipo exceda los límites dediseño. Las normas ANSI/IEEE han establecido lossiguientes limites:

Generadores 1.05 pu (En base del generador)

Transformadores 1.05 pu (En base del secundario

del transformador) a carga nominal, f.p. de 0.8 ómayor:1.1 pu (En base del transformador) sin carga.

Estos límites se aplican, a menos que otra cosa seaestablecida por el fabricante del equipo. Cuando estasrelaciones de V/Hz son excedidas, puede ocurrir lasaturación del núcleo magnético del generador otransformador conectado, induciéndose flujo dedispersión en componentes no laminados, los cuales noestán diseñados para llevar flujo; el daño puede ocurriren segundos. Es una práctica general el proporcionarrelés de V/Hz para proteger generadores ytransformadores de estos niveles excesivos de densidad

de flujo magnético. Típicamente, esta protección esindependiente del control V/Hz en el sistema deexcitación.

Un sobretensión excesivo en un generador ocurrirácuando el nivel de esfuerzo del campo eléctrico excedela capacidad del aislamiento del devanado del estator delgenerador. No puede confiarse en la protección V/Hzpara detectar todas las condiciones de sobretensión. Sila sobretensión es resultado de un incrementoproporcional en la frecuencia, el relé de V/Hz ignorará

el evento debido a que la relación Volts a Hertz cambiado. Es práctica general el proporcionar un r

sobretensión para alarmar, o en algunos casos, dislos generadores por estos altos niveles de esfueléctricos.

FUNDAMENTOS DE SOBREEXCITACIÓN

Los relés de sobreexcitación, o V/Hz, son usadosproteger a los generadores y transformadores dniveles excesivos de densidad de flujo magnéticoaltos niveles de densidad de flujo son causados posobreexcitación del generador. A estos altos nivele

trayectorias del hierro magnético diseñadas para el flujo normal se saturan, y el flujo comienza a flutrayectorias de dispersión no diseñadas para lleEstos campos resultantes son proporcionales al teninversamente proporcionales a la frecuencia. Ptanto, los altos niveles de densidad de flujo sobreexcitación) aparecerán a consecuencia dsobretensión, de la baja frecuencia o de una combinde ambos.

Figura 1. Sección transversal axial de una turbina degenerador mostrando las trayectorias del magnético.

La figura 1 es una sección transversal axial d

turbogenerador, que muestra los campos magnéprincipal y de dispersión. Los campos magnéticodispersión son más dañinos en los extremos del ndel generador, donde el campo magnético marginal inducir altas corrientes de Eddy en las componenteensamble del núcleo sólido y en las laminacioneextremo del núcleo. Esto da como resultado pérdcalentamiento mayores en esas componentes. La 2 muestra una construcción típica para el extremo núcleo de estator de generador.




Figura 2. Construcción del extremo típico de un núcleo deestator de generador.

Figura 3. Flujos de dispersión y corrientes inducidas en losextremos del núcleo.

Además de las altas temperaturas, las corrientes deEddy también causan tensiones interlaminaciones, lascuales podrían degradar aún más el aislamiento. Lafigura 3 muestra estas trayectorias de corrientes. Si eldelgado aislamiento de las laminaciones es roto por lasaltas temperaturas o tensiones, se tendrán severosdaños al hierro. Estas altas temperaturas y tensionespueden originar daño en cuestión de segundos. Despuésde que este daño ocurre, el núcleo queda inservible. Aúnsolos, los niveles normales, de densidad de flujomagnético del núcleo incrementarán la cantidad depuntos quemados y fundidos. El tiempo indisponible delequipo será significativo. El daño es más severo que conla mayoría de las fallas de devanados, y la reparaciónpodría requerir remover el devanado completo y re-ensamblar una parte del núcleo.

El daño debido a la operación con V/Hz excesivos ocurremás frecuentemente cuando la unidad está fuera delínea, antes de la sincronización. La probabilidad de unasobreexcitación del generador se incrementadramáticamente si los operadores preparan manualmentela unidad para la sincronización, particularmente si lasalarmas de sobreexcitación o circuitos inhibidos soninadecuados o si los circuitos de transformadores de

potencial (TP´s ) son formados inapropiadamentegenerador nuclear grande falló cuando un TP enchinadecuadamente causó que la señal de tensión mucho menor que la tensión real de la máquina. señal fue inicialmente leída por el operador que apmanualmente la excitación al campo. El núcleo fa

menos de un minuto. Esta situación podría tahaber ocurrido con un esquema automático si las mede seguridad adecuadas no fueron diseñadas sistema de protección, o si estas medidas fallaron.

También es posible que una unidad esté sujeta operación de V/Hz excesivos mientras está sincrona la red. Una creencia común es que los sistempotencia interconectados en EUA son sistemas dinfinito y que es virtualmente imposible esignificativamente las tensiones de las unidadearriba de la tensión de operación nominal. Esto

cierto en todas las unidades, y se reconoce quinadecuada operación de refuerzo total por un regude tensión dañado eleva significativamente las tensdel sistema local. Se pueden desarrollar diferescenarios que pueden causar una condiciósobreexcitación cuando la unidad está conectasistema:

♦ La pérdida de generación cercana puede afectensión de la red y el flujo de VARs, causandisturbio que se muestra como una caída de teEn un intento de mantener la tensión del sistem

sistemas de excitación de los generadores restpueden tratar de reforzar la tensión terminallímites de ajuste del control de excitación, miela generación disparada está siendo reconectadocurre una falla en el control de la excitacieste intervalo, tendrá lugar una sobreexcitació

♦ Un generador podría estar operando a nnominales para alimentar un alto nivel de VAsistema. La tensión de la unidad puedepermanecer cerca de los niveles nominales de debido a las interconexiones. Una pérdida súbcarga o de las interconexiones puede causar qtensión de la unidad se eleve súbitamente. Ocuun evento de sobreexcitación si los controleexcitación del generador no respadecuadamente.

♦ La autoexcitación puede ocurrir en generadebido a la apertura de un interruptor remotosistema cuando la unidad está conectada al sisa través de líneas de transmisión largas. admitancia de carga en las terminales del gene




es mayor que la admitancia de eje en cuadratura1/Xq, la naturaleza de retroalimentación positiva dela acción de control del regulador de tensión puedecausar una rápida elevación de tensión.

LÍMITES DE OPERACIÓN DE EQUIPOS

Las limitaciones de equipos son una consideraciónimportante en el ajuste de la protección V/Hz para unaunidad generadora. Las normas ANSI/IEEE tienenlineamientos sobre límites para V/Hz y sobretensionesexcesivas de generadores y transformadores asociadosa la unidad, incluyendo transformadores elevadores ytransformadores auxiliares de la unidad. Estos sonresumidos en la Introducción de esta sección.

Cuando se ajusta la protección de sobretensión, algunas

normas indican los requerimientos mínimos. Losgeneradores de rotor cilíndrico deben ser capaces deoperar hasta con el 105% de la tensión nominal. Seestablecen variaciones similares en la tensión parageneradores hidroeléctricos. A los transformadores depotencia se les requiere únicamente que operen hasta el110% de la tensión nominal a frecuencia nominal,dependiendo de los niveles de carga.

El daño a los equipos debido a V/Hz excesivos, escausado principalmente por el sobrecalentamiento de lascomponentes, el cual depende de la duración del evento.

A partir de las relaciones entre los campos de dispersión y el calentamiento, pueden desarrollarse curvas quedefinen los límites en la magnitud y duración de loseventos de V/Hz. Los fabricantes generalmenteproporcionan curvas para sus equipos, que muestran loslímites de operación permisible en términos de porcientode V/Hz normales contra tiempo. Las figuras 4A y 4Bmuestran curvas típicas para un generador y para untransformador de potencia.

Al ajustar la protección de V/Hz para una unidadgeneradora, es importante que las curvas de operaciónpermisibles para los generadores y transformadoressean referidas a una base común de tensión. Esto esnecesario debido a que, en algunos casos, la tensiónnominal del devanado de baja tensión del transformadorelevador es ligeramente menor que la del generador. Larelación de vueltas resultante compensa parcialmente lacaída de tensión a través del banco debida al flujo decarga. La tensión base usado normalmente es la tensiónterminal del generador, puesto que típicamente los TPsusados para la señal de tensión al relé están conectadosa la unidad entre el generador y los transformadores

elevador y auxiliar de la unidad. La figura 4C mulas curvas combinadas para el generador transformador elevador.

El daño a los equipos por sólo tensión excesivcausado básicamente por ruptura del aislamiento d

a esfuerzo dieléctrico. La sobretensión sobreexcitación (V/Hz) puede ocurrir cuandgenerador tiene una sobrevelocidad debida a un rede carga, a una falla severa y repentina, o a algunarazón; en estos casos no ocurre una sobreexcitporque la tensión y la frecuencia aumentan en la mproporción; por tanto, la relación V/Hz permconstante. Generalmente los fabricantes proporcrelaciones tensión-tiempo para su equipo, las cmuestran los límites permisibles de operación.

Al ajustar los relés de sobretensión para una u

generadora, es importante que los límites de operpermisible para el generador y los transformadorespuestos en una base común de tensión, por las mrazones que las descritas para los relés de V/Hz.

Figura 4 A. Curva típica de límite para la operacV/Hz para un generador.

Figura 4 B. Curva típica de límite para la operación depara un transformador de potencia.




Figura 4C. Curvas combinadas para la operación V/Hz paragenerador y transformador elevador (con lacurva del transformador elevador puesta enbase de la tensión del generador).

Figura 5 A. Característica típica del reléde tiempo definido

Figura 5B. Característica típica del reléde tiempo inverso

Figura 6. Característica típica de relé para protV/Hz, de nivel dual de tiempo definidoA ajustado en 118% V/Hz con retartiempo de 6 segundos. Relé B ajusta110% V/Hz con un retardo de tiempo segundos)

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Y CARACTERÍSTI

Para la protección de V/Hz, existen dos caracterígenerales de relés usadas: tiempo definido y tinverso. Las figuras 5A y 5B muestracaracterísticas básicas y la zona de protección parauno de estos tipos de relés. En los nuevos relestado sólido de tiempo inverso, están disponibleestilos de ajustes de curva de tiempo inverso: un de relé permite al usuario seleccionar puntos especen la curva deseada V/Hz – tiempo, para la aplicparticular del usuario. El otro estilo de proporciona conjuntos de curvas V/Hz-tiempo, dcuales el usuario selecciona la curva específica qadapte mejor a su aplicación.

Existen tres esquemas de protección comúnmempleados para relés de V/Hz en la industria. esquemas son: nivel simple, tiempo definido; niveltiempo definido; y tiempo inverso. Una desveimportante de emplear un esquema de proteccióúnicamente utiliza relés de tiempo definido decisión entre la protección al equipo y la flexibilid

operación. La figura 6 muestra un esquema posibprotección que usa dos relés de V/Hz en un esquetiempo definido de nivel dual. Pueden notarse las no protegidas en las cuales los límites del equipo poser excedidos y las áreas donde las característicarelé restringen la operación debajo de los límiteequipo. Por esta razón, los relés de tiempo inproporcionan la protección y la flexibilidad de operóptimas, puesto que coordinan mejor con los líoperacionales del equipo. La figura 7 muest




esquema típico que usa tanto relés de tiempo inversocomo relés de tiempo definido.

Figura 7 Protección y flexibilidad deoperación óptima,

proporcionada con el uso derelés de tiempo inverso y detiempo definido. (El relé A esde tiempo definido, ajustadoa 123% Volts/Hz con unretardo de tiempo de 2segundos; el relé B es detiempo inverso).

Una investigación reciente sobre protección degeneradores encontró que casi todas las unidadesmayores de 100 MW tienen protección de V/Hz para el

generador. La mayoría de las unidades grandes (cercadel 60%) usan el esquema de nivel dual, de tiempodefinido. Las unidades restantes están casi repartidas apartes iguales entre los esquemas de nivel simple, detiempo definido y de tiempo inverso. Las respuestaspara unidades menores a 100 MW, indicó que casi entodas las unidades no se tenía ninguna protección deV/Hz.

En los relés de sobretensión, el pickup debe ser ajustadoarriba de la máxima tensión de operación normal; el relépuede tener una característica de tiempo inverso o

definido para darle oportunidad al regulador deresponder a condiciones transitorias antes de que ocurrael disparo. Adicionalmente, puede ser aplicado unelemento instantáneo para sobretensiones muy altas.

Es importante que el relé de sobretensión tenga unarespuesta plana a la frecuencia, porque puedenpresentarse cambios de frecuencia durante el evento desobretensión. Esto es de particular importancia eninstalaciones hidroeléctricas que pueden tener límites enla velocidad de cierre de compuertas, impuesto por la

presión hidráulica en las compuertas de las esclusatales casos, estas unidades pueden sufrir incremde velocidad del orden de 150% durante un rechazode carga, antes de que la acción del gobernador ptener efecto para reducir la velocidad.

CONEXIÓN DE LOS RELÉS DE V/Hz SOBRETENSIÓN

Muchos relés de V/Hz son dispositivos monofásicosproblemas se presentan si la señal de tensión para ese toma de un solo TP del generador. Un fusible fuo una conexión incompleta del circuito cuandregresan los TPs a su lugar podrían dar como resuque ninguna tensión sea sensada por el relé de V/Hlo que no habría protección. Para tener una prote

redundante y completa, deben usarse TPs en diferfases para alarmas múltiples y para funciones delAlgunos de los nuevos relés digitales tienen capacidalarmar cuando se pierde una o las dos entradapotencial. Para relés de sobretensión, se aplicamismas medidas que para relés de V/Hz.

FILOSOFÍA DE DISPARO

La operación con V/Hz excesivos causará falla del e y debe ser tratada como un problema eléctrico seComo se recomienda en la “Guía para ProteccióGeneradores de C.A.” (Guide for AC GeneProtection), se deben abrir los interruptores princde campo si la unidad está sincronizada. Parunidades sin capacidad de rechazo de carga (quincapaces para rápidamente bajar la potencestabilizarse en un punto de no carga), la tutambién debe ser disparada. En el periodo anteriosincronización, se deben proporcionar circuitoalarma e inhibición para evitar que el opesobreexcite al generador.

Para máquinas que operan fuera de línea, la práctdisparar el interruptor de campo únicamente, disparar la turbina. Como el problema es del sisteexcitación, podría ser rápidamente remediado, unidad puesta en línea sin tener que ir a todo el prde arranque. Esto es particularmente ventajounidades de vapor con tiempos de arranque largos.

Dos esquemas de disparo indicados por algunos dencuestados en la investigación deben ser desalen




y desaprobados: abrir únicamente el interruptor decampo ante una operación del relé de V/Hz y dispararsecuencialmente primero la turbina y después elgenerador. Algunos creen que un evento de V/Hzexcesivos es posible únicamente con la unidad fuera delínea, y su lógica de protección tiene al relé de V/Hz que

abre únicamente el interruptor de campo para cualquiercondición de operación. Si un evento ocurre mientrasque la unidad está sincronizada a la red, el interruptorde campo abrirá y la unidad deberá depender de otrosdispositivos de protección para ser disparada.

Tampoco se recomienda el disparo secuencial de launidad. El disparo secuencial implica un esquema dondeel impulsor (usualmente una turbina) es disparado por undispositivo que responda a algún disturbio, y entonces losinterruptores de generador y de campo son disparadospor algunos otros dispositivos de protección, como un

relé de potencia inversa que responde a la pérdida delimpulsor. Los retardos de tiempo inherentes a losesquemas de disparo secuencial son suficientementelargos para causar daño severo al equipo.

CONCLUSIONES

Los relés de V/Hz y de sobretensión son aplicados enplantas generadoras para alarma y disparo. Aunquesuperficialmente pueden parecer protecciones muy

similares, en realidad no lo son. Es necesario un profundoentendimiento de las causas de los eventos desobreexcitación y sobretensión para la aplicación yajuste adecuados de esta protección. Los factores aconsiderar incluyen cuestiones tales como capacidadesde los generadores, capacidades de los transformadores,respuesta del sistema de excitación, respuesta delgobernador, tipo del impulsor, y si la unidad está en líneao fuera de línea para la acción adecuada de disparo.Estos factores han sido detallados en esta sección deltutorial. El daño a los aparatos por sobreexcitación ysobretensión puede ser severo, por lo que estaprotección debe ser instalada y aplicada propiamente.

REFERENCIAS

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SECCIÓN 7

PÉRDIDA DE SEÑAL DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

RESUMEN

La pérdida de señal de TP's puede ocurrir debido adiversas causas. La causa más común es la falla defusibles. Otras causas pueden ser una falla real del TP odel alambrado, un circuito abierto en el ensambleextraíble, un contacto abierto debido a la corrosión o unfusible fundido debido a un cortocircuito provocado porun desarmador durante mantenimiento en línea. Lapérdida de la señal de TP puede causar operaciónincorrecta o falla de los relés de protección o undesbocamiento del regulador de tensión del generador,llevándolo a una condición de sobreexcitación. En estaparte del Tutorial se identifican esquemas para detectarla pérdida de la señal de tensión. Se requiere algúnmétodo de detección, de forma que los disparos de relésafectados sean bloqueados y que el regulador de tensiónsea transferido a operación manual.

INTRODUCCIÓN

En generadores grandes, es práctica común usar dos o

más grupos de transformadores de potencial (TP’s) en lazona de protección del generador. Los TP’s estánnormalmente conectados en estrella a tierra-estrella atierra, normalmente tienen fusibles secundarios yposiblemente fusibles primarios. Estos TP’s son usadospara proporcionar potencial a los relés de protección y alregulador de tensión. Si se funde un fusible en loscircuitos de los TPs, las tensiones secundarias aplicadasa los relés y al regulador de tensión serán reducidas enmagnitud y desplazadas en ángulo de fase. Este cambioen la señal de tensión puede causar la operaciónincorrecta de los relés y que el regulador sobreexcite al

generador. Típicamente, los esquemas de proteccióntales como 21, 32, 40 y 51V son afectados ynormalmente son bloqueados cuando se pierde potencial.Si los TP's que pierden potencial alimentan al regulador,su control se debe transferir a operación manual, a otroregulador o a otros TPs, lo que sea apropiado para evitarel desbocamiento.

Si el dispositivo de sobrecorriente (51V) es la únicaprotección primaria de la unidad, no debe ser bloqueadopor pérdida de la señal de tensión. La razón de esto es

que se dejaría al generador operando si protección primaria. de falla.

Detección de falla por comparación de te(Balance de tensión)

El método más común para proporcionar protecciópérdida de la señal de TP’s es un relé de balantensiones, el cual compara la tensión secundaria trifde los 2 grupos de TP’s. El esquema se muestrafigura 1.

Figura 1. Aplicación del relé de balance de tensión

Cuando un fusible se funde en el circuito de los Trelación de tensiones se desbalancea y el relé oAdemás de iniciar las acciones de bloquetransferencia previamente descritas, también se auna alarma.

Históricamente, este relé ha sido ajustado alreded15% de desbalance entre tensiones. Un

importante cuando se analizan los ajustes de estees que la corrosión o mal contacto en los elemremovibles de los TP’s pueden provocar una caídtensión en el circuito lo suficientemente significpara causar un desbocamiento del regu(sobreexcitación), pero demasiado pequeña paradetectada por los relés. Esto se debe a la sensibde los circuitos del regulador automático de tensión




DETECCIÓN DE FALLA POR ANÁLISIS DECOMPONENTES SIMÉTRICAS

Un método moderno usado en la detección de fallas deTP’s hace uso de la relación de tensiones y corrientes desecuencia durante la pérdida de potencial. Cuando se

pierde la señal de un TP, las tres tensiones de fase sevuelven desbalanceadas. Debido a este desbalance, seproduce una tensión de secuencia negativa. La tensiónde secuencia positiva disminuye con la pérdida de laseñal de un TP. Para distinguir esta condición de unafalla, se verifican las corrientes de secuencia positiva ynegativa. Este tipo de detección puede ser usado cuandoúnicamente se tiene un grupo de TP’s aplicados alsistema del generador.

Este método es implementado fácilmente en sistemas deprotección de generador basados en microprocesadores

digitales.

ASPECTOS DE INTERÉS EN LA APLICACIÓN DETPs.

Dos aspectos son analizados en esta sección relativos ala aplicación adecuada de TP’s. Estos son:

♦ Ferrorresonancia y puesta a tierra.

♦ Uso de resistores limitadores de corriente.

1. Ferrorresonancia y Puesta a tierra de TP’s

El fenómeno de ferrorresonancia puede ser creadocuando TP’s estrella-estrella con los primariospuestos a tierra son conectados a un sistema nopuesto a tierra.

Esta condición puede ocurrir en la zona delgenerador tanto si el neutro del generador se llega adesconectar o si el generador es eléctricamentedesconectado y los TP’s permanecen conectados al

devanado en delta del transformador de la unidad.Si una tensión mayor que la normal fuera impuesto alos devanados de TP’s durante la retroalimentacióndebida a una falla a tierra o a una sobretensión porswitcheo en el sistema no puesto a tierra, laprobabilidad de ferrorresonancia es aumentada. Latensión mayor requiere que los TP’s operen en laregión saturada, lo cual facilita el fenómeno de“salto de corriente” por ferrorresonancia. Estasaltas corrientes pueden causar falla térmica de losTP’s en un periodo corto de tiempo.

Con el empleo de TP’s con designación línea apero conectados línea a tierra, el potencial pferrorresonancia puede ser reducido. Para sucompletamente la ferrorresonancia, puedenecesario aplicar una carga de resistencias a tde cada fase del devanado secundario, sufic

para producir una carga igual a la capacidad tédel TP.

Esta solución puede ser usada durantecondiciones de operación especiales mencioarriba. Durante la operación normal, estas cresistivas deben ser removidas.

2. Uso de Resistores Limitadores de Corriente

Los resistores limitadores de corriente son ualgunas veces en circuitos de TPs alimentados buses de fase aislada para asegurar qucapacidades del fusible limitador de corriensean excedidas por los niveles de corriente deHan surgido resultados que indican que el usdebe tomar conciencia sobre la aplicación adede los resistores limitadores de corriente. Seun serio riesgo cuando únicamente un resistusado por cada fase con dos o más TP’s aplicLa figura 2 ilustra este arreglo.

Figura 2. Un resistor limitador de corriente

fase

Cuando el resistor se abre o falla parcialminserta una alta resistencia en el circuitoconsecuencia es que con el resistor abierto, aTP’s son mantenidos con señales de tensión creducida. Esta condición haría que el rebalance de tensión no operara y podría ocurrir regulador de tensión automático se desbocara.




Los esquemas de vóltmetro con conmutador seríanafectados si están conectados a la fase afectada.Un operador podría responder a la tensión reducidadurante una puesta en marcha de la unidad,incrementando inapropiadamente el campo hasta elpunto de fallar. Esto ha ocurrido en la práctica y ha

dado como resultado daño al equipo.

Un remedio a este problema es proporcionar unresistor limitador de corriente por cada TP,eliminando así la falla en modo común de amboscircuitos de TP. La figura 3 muestra el arreglo decircuito sugerido para esta solución.

Figura 3 Un resistor limitador de corriente porTP

Cuando los fabricantes proporcionan este arreglo,los potenciales de las condiciones mencionadas

arriba son minimizados y permiten que el rebalance de tensión opere adecuadamente.

El uso de la detección de falla por componsimétricas proporcionará adecuada detecciófalla de TP cuando el arreglo de resistor com

usado para ambos TP’s del generador.

CONCLUSIÓN

Se requiere alguna forma de detección de péde potencial de los TP’s del generador. importante para la seguridad de la protecciógenerador que los relés dependientes de la señtensión sean bloqueados durante esta condiciigual que la transferencia del control del regu

que dependa de esta señal. En esta seccióTutorial han sido discutidos dos métododetección, al igual que dos aspectos que sdurante la aplicación de TP’s. Para maantecedentes y lineamientos, deben ser consulla Guía IEEE de Protección de Generadores deotros textos que tratan sobre ProteccióGeneradores.

REFERENCIA

1. ANSI/IEEE C37.102-1992 “Guide po

Generator Protec

SECCIÓN 8




PROTECCIÓN DE PÉRDIDA DE CAMPO

RESUMEN

La pérdida parcial o total de campo de un generadorsincrónico es perjudicial tanto al generador y como al

sistema de potencia al cual está conectado. La condicióndebe ser detectada rápidamente y el generador debeser aislado del sistema para evitarle daños. Unacondición de pérdida de campo no detectada puede tenertambién un impacto devastador sobre el sistema depotencia, causándole una pérdida del soporte de potenciareactiva y creando una toma sustancial de potenciareactiva.

En generadores grandes esta condición puede contribuira, o incluso provocar un colapso de tensión del sistemade una gran área. Esta sección del Tutorial discute las

características de la pérdida de campo del generador ylos esquemas para proteger al generador contra estacondición.

INTRODUCCIÓN

Un generador sincrónico requiere tensión y corriente deC.D. adecuadas en su devanado de campo para mantenersincronismo con un sistema de potencia. Existen muchostipos de excitadores usados en la industria, incluyendo:

excitadores de C.D. rotatorios con conmutadoresconvencionales, grupos de rectificadores rotatorios sinescobillas y excitadores estáticos.

La curva de capabilidad del generador (figura 1)proporciona un panorama de las operaciones de lamáquina síncrona. Normalmente, el campo del generadores ajustado de tal forma que se entregan potencia real ypotencia reactiva al sistema de potencia. Si el sistemade excitación se pierde o es reducido, el generadorabsorbe potencia reactiva del sistema de potencia enlugar de suministrarla y opera en la región desubexcitación de la curva de capabilidad. Losgeneradores tienen en esta área una estabilidad baja oreducida. Si ocurre una pérdida total del campo y elsistema puede suministrar suficiente potencia reactivasin una gran caída de tensión terminal, el generadorpuede operar como un generador de inducción; si no esasí, se perderá el sincronismo. El cambio desdeoperación normal sobreexcitado a operación subexcitadoante la pérdida de campo no es instantáneo sino queocurre en un cierto periodo de tiempo (generalmente

algunos segundos), dependiendo del nivel de salidgenerador y de la capacidad del sistema conectado.

Figura 1. Curva de capabilidadgenerador

La curva de capabilidad del generador (figura 1) mulos límites de operación del generador. En la regoperación normal, estos límites son límites tér(rotor y estator). En el área de subexcitacioperación es limitada por el calentamiento del hierel extremo del estator. El ajuste del controregulador es coordinado con el límite de estabilidestado estable del generador, el cual es funciógenerador, de la impedancia del sistema y de la teterminal del generador. La referencia 1 propordetalles de cómo graficar esta curva. El contrmínima excitación del generador evita que el excireduzca el campo por debajo del límite de estabilidestado estable. La pérdida parcial o total de puede dar como resultado la operación del genefuera de los límites con subexcitación.

La pérdida completa de excitación ocurre cuanfuente de corriente directa del campo de la máquinterrumpida. La pérdida de excitación puede

causada por incidentes como circuito abierto del ccorto circuito en el campo, disparo accidentainterruptor de campo, falla del sistema de contrregulador, pérdida de campo del excitador prinpérdida de alimentación de C.A. al sistema de excita

Cuando un generador sincrónico pierde su excitgirará a una velocidad mayor a la síncrona y opera un generador de inducción, entregando potencia(MW) al sistema, pero al mismo tiempo obtenienexcitación desde el sistema, convirtiéndose en un




drenaje de potencia reactiva en el sistema. Estedrenaje grande de potencia reactiva causa problemas algenerador, a las máquinas adyacentes y al sistema depotencia. El impacto al sistema de la pérdida de campo aun generador depende de la robustez del sistemaconectado, de la carga en el generador antes de la

pérdida de campo y del tamaño del generador.

DAÑO AL GENERADOR

Cuando el generador pierde su campo, opera como ungenerador de inducción, causando que la temperatura enla superficie del rotor se incremente debido a lascorrientes de Eddy inducidas por el deslizamiento en eldevanado de campo, en el cuerpo del rotor, en las cuñas yanillos de retención. La alta corriente reactiva tomada

por el generador del sistema puede sobrecargar eldevanado del estator, causando que se incremente sutemperatura. El tiempo de daño a la máquina debido a lascausas anteriores puede ser tan corto como 10 segundos,o hasta de varios minutos. El tiempo para el dañodepende del tipo de máquina, del tipo de pérdida deexcitación, de las características del gobernador y de lacarga del generador.

EFECTOS EN EL SISTEMA DE UNA CONDICIÓN DEPÉRDIDA DE CAMPO

Una condición de pérdida de campo que no es detectadarápidamente, puede tener un impacto devastador sobreel sistema de potencia, tanto causando una pérdida delsoporte de reactivos y como creando un drenajesustancial de potencia reactiva en un solo evento. Estacondición puede provocar un colapso de tensión en unagran área si no hay una fuente suficiente de potenciareactiva disponible para satisfacer la demanda de VARscreada por la condición de pérdida de campo. Si elgenerador que ha sufrido una pérdida de campo no esseparado, las líneas de transmisión pueden disparardebido a oscilaciones de potencia o debido a flujo depotencia reactiva excesiva hacia el generador fallado.

CARACTERÍSTICAS DE LA PÉRDIDA DE CAMPO DELGENERADOR

El método más ampliamente aplicado para detectar unapérdida de campo del generador es el uso de relés dedistancia para monitorear la variación de la impedanciavista desde las terminales del generador. Ha sido

demostrado que cuando un generador pierdexcitación mientras opera a varios niveles de carvariación de la impedancia, como se ve desdterminales de la máquina, tendrá las caracterísmostradas en el diagrama R-X de la figura 2.

Con referencia a la figura 2, la impedancia aparenuna máquina a plena carga se desplazará desde el con carga en el primer cuadrante hacia el ccuadrante, cerca del eje X y se establecerá en unun poco mayor que la mitad de la reactancia transde eje directo (X’d/2), en aproximadamentesegundos. El punto de la impedancia final dependecarga en la máquina antes de la pérdida de excitacvaría desde X’d/2 a plena carga, hasta alrededor reactancia síncrona de eje directo Xd sin cargapresencia del magnetismo residual en el campo máquina, que se presenta después de una condici

pérdida de excitación, puede causar una impedaparente mayor que Xd.

El lugar geométrico de la trayectoria de la impeddepende del valor de la impedancia del sistemamáquinas conectadas con impedancias de sismenores aproximadamente al 20% toman una trayecdirecta hacia el punto final, mientras queimpedancias de sistema mayores, la trayectoria seespiral hacia el punto final. La trayectoria espimás rápida que la trayectoria directa.

Si la máquina está operando con carga plena antescondición de pérdida de excitación, en el puntimpedancia final la máquina estará operando comgenerador de inducción, con un deslizamiento del arriba de la velocidad normal. La máquina tacomenzará a recibir potencia reactiva del sismientras que suministra potencia real reducida. impedancia grande del sistema dará como resultadpotencia de salida baja y un alto deslizamiento.




Figura 2. Características de pérdida decampo del generador

PROTECCIÓN

La protección de pérdida de excitación debe detectarconfiablemente la condición de pérdida de excitación, sinresponder a oscilaciones de carga, a fallas en el sistema

y a otros transitorios que no causen que la máquina sehaga inestable. Los relés de pérdida de excitaciónactualmente disponibles proporcionan protecciónconfiable, con baja probabilidad de operación incorrectaante disturbios en el sistema.

Los esquemas de protección basados en la medición de lacorriente de campo de la máquina han sido usados paradetectar la pérdida de excitación de un generador. Lamedición de corriente reactiva (o potencia reactiva)hacia del generador también ha sido usada para detectarla condición de pérdida de excitación. Sin embargo, elesquema de protección más popular y confiable para ladetección de la pérdida de excitación usa un relé tipomho con desplazamiento (offset). La característica deoperación de un relé tipo mho con desplazamiento de unasola zona se muestra en la figura 3.

Figura 3 Características del relé MhOffset de una zona

El relé es conectado a las terminales de la máqualimentado con tensiones y corrientes en terminalrelé mide la impedancia vista desde las terminalesmáquina y opera cuando la impedancia de la falldentro de la característica circular.

El relé está desplazado del origen por la mitad reactancia transitoria de eje directo X’d/2, para ela operación incorrecta durante disturbios en el sis

y otras condiciones de falla. El diámetro del círcajusta para ser igual a Xd. Puede usarse un retartiempo de 0.5 a 0.6 segundos para tener segucontra oscilaciones estables de potencia. Estos ajpueden proporcionar protección contra pérdidexcitación del generador desde carga cero hasta carga, siempre que la reactancia síncrona de eje diXd del generador esté en el rango de 1.0 – 1.2 pumáquinas modernas son diseñadas con valores made reactancia síncrona de eje directo Xd en el ran1.5 – 2.0 pu. Con estas reactancias síncronas altajustar el diámetro del relé mho offset a Xd abr

posibilidad de operación incorrecta del relé duraoperación subexcitado. Para evitar estas operacincorrectas, el diámetro del círculo es limitado a 1(en la base del generador), en lugar de Xd. Este areducido limitaría la cobertura de proteccicondiciones de máquina con alta carga y podrproporcionar protección para condiciones de ligera.




Para evitar las limitaciones anteriores, pueden usarsedos relés mho offset como se muestra en la figura 4. Elrelé con un 1.0 pu (en base del generador) de diámetrode impedancia detectará una condición de pérdida decampo desde plena carga hasta alrededor del 30% decarga, y se ajusta con operación casi instantánea para

proporcionar protección rápida para condiciones severasen términos del posible daño a la máquina y efectosadversos sobre el sistema. El segundo relé, condiámetro igual a Xd y un retardo de tiempo de 0.5 – 0.6segundos proporcionará protección para condiciones depérdida de excitación hasta cero carga. Las dosunidades mho offset proporcionan protección contrapérdida de excitación para cualquier nivel de carga.Ambas unidades se ajustan con un offset de X’d/2. Lafigura 4 ilustra este enfoque.

Figura 4. Características del relé Mho-Offset de dos zonas

La figura 5 ilustra otro enfoque que es usado en laindustria para la protección por pérdida de excitación.Este esquema usa una combinación de una unidad deimpedancia, una unidad direccional y una unidad de bajatensión aplicadas a las terminales del generador yajustadas para “ver hacia dentro” de la máquina. Las

unidades de impedancia (Z2) y direccional se ajustanpara coordinar con el limitador de mínima excitación delgenerador y el límite de estabilidad de estado estable.Durante condiciones de excitación anormalmente baja,tal como puede ocurrir a continuación de una falla dellimitador de mínima excitación, estas unidades operanuna alarma, permitiéndole al operador de la centralcorregir esta situación. Si también existe una condiciónde baja tensión, la cual indica una condición de pérdidade campo, la unidad de baja tensión operaría e iniciaría eldisparo con un retardo de tiempo de 0.25 – 1.0 segundos.

Pueden también usarse dos relés en este esquema, segundo (mostrado como Z1 en la Figura 5) ajustadun desplazamiento igual a X’d/2 y con el alcance igual a 1.1. veces Xd. En este caso, el relé con el aZ1 deberá disparar sin retardo de tiempo extmientras que el otro relé Z2 debe ser retr

aproximadamente 0.75 segundos para evitar la opecon oscilaciones estables.

Figura 5. Protección de pérdida de cusando una unidad deimpedancia y un elemendireccional

Cuando se aplica esta protección a generahidráulicos, existen otros factores que posiblem

deban ser considerados. Puesto que estos generapueden ser operados en ocasiones como condensasincrónicos, es posible que los esquemas de pérdiexcitación anteriores operen innecesariamente cuagenerador es operado subexcitado, esto es, tomVARs cercanos a la capacidad de la máquina. Para eoperaciones innecesarias, puede emplearse un rebaja tensión para supervisar los esquemas de protede distancia. El nivel de “dropout” de este relé detensión podría ajustarse en 90-95% de la tenominal y el relé podría ser conectado para bloquedisparo cuando esté operado (pickup) y permitdisparo cuando está en condición de “dropout”. combinación proporcionará protección para casi todcondiciones de pérdida de excitación, pero podrdisparar cuando el generador esté operando a ligera, puesto que la reducción de tensión podría nsuficiente para causar que el relé pase a condici“dropout”.

MODO DE DISPARO




La protección de pérdida de campo es normalmenteconectada para disparar el interruptor principal delgenerador y el interruptor de campo, y realizar latransferencia de auxiliares de la unidad. El interruptorde campo es disparado para minimizar el daño al campodel rotor en el caso de que la pérdida de campo sea

debida a un corto circuito en el campo del rotor o a unflameo en los anillos deslizantes. Con esta idea, si lapérdida de campo fuese originada por alguna condiciónque pudiese ser fácilmente remediada, un generadorcompound en tándem podría ser rápidamente re-sincronizado al sistema. Esta idea podría no seraplicable a unidades de caldera, a unidades con cross-compound, o a aquéllas unidades que no puedantransferir suficiente carga de auxiliares para mantenerla caldera y los sistemas de combustible. En estoscasos, las válvulas de paro de la turbina deben tambiénser disparadas.

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4. J. Berdy, "Loss of Excitation Protection forModern Synchronous Generators," IEEETransactions, vol. PAS-94, No. 5, Sep/Oct 19pp. 1457-1463.

5. C.R. Arndt and M. Rogers, "A Study of Loss-ofExcitation Relaying and Stability of a 595 MVGenerator on the Detroit Edison System," IEETransactions, vol. PAS-94, No. 5, Sep/Oct 19pp. 1449-1456.

6. "Loss-of-Field Relay Operation During Sy

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8. "Protective Relaying, Theory and Application,"Relaying Division, Coral Springs, FL, Marcel De1994.




SECCIÓN 9

RELÉ DE PROTECCIÓN DE GENERADORES POR PÉRDIDA DE SINCRONISMO

Resumen

Existen muchas combinaciones de condiciones deoperación, fallas y otros disturbios que podrían causaruna condición de pérdida de sincronismo entre dospartes de un sistema de potencia o entre dos sistemasinterconectados. Si tales eventos ocurren, losgeneradores asincrónicos deben ser disparados tanpronto como sea posible para prevenir daños al

generador o antes de que se produzca una salida mayor.Esta sección del tutorial describe la necesidad de laprotección de pérdida de sincronismo de generadores,describe la característica de impedancia de pérdida desincronismo típica para generadores grandes conectadosa sistemas de transmisión de alta tensión (HV) o deextra alta tensión (EHV), y presenta varios esquemas derelés que pueden ser usados para la protección degeneradores por pérdida de sincronismo.

Introducción

Después del famoso apagón del Noreste en 1965, se ledio mucha atención a la necesidad de aplicar laprotección por pérdida de sincronismo a generadores.Aunque la protección por pérdida de sincronismo existíapara las líneas de transmisión que presentaban pérdidade sincronismo con generadores, existían pocasaplicaciones para cubrir el hueco cuando el centroeléctrico pasa a través del transformador elevador de launidad y hacia dentro del generador. Este vacío existíadebido a que los relés diferenciales y otros relés mhocon retardo de tiempo, tales como relés de pérdida deexcitación y relés de distancia de respaldo de la unidad,generalmente no pueden operar para una condición de

pérdida de sincronismo. También, existía en la industriala creencia de que los relés de pérdida de campoconvencionales proporcionaban todos los requerimientosde protección de pérdida de sincronismo para ungenerador.

A lo largo de algunas décadas pasadas, los criterios decomportamiento del sistema se han vuelto másexigentes. Durante el mismo tiempo, las mejoras a losmétodos de enfriamiento en el diseño de generadoreshan permitido mayores capacidades de KVA en

volúmenes dados de materiales. Esta tendencreducido las constantes de inercia y ha elevadreactancias de las máquinas, especialmente eunidades basadas en capacidades mayores. Ademempleo de más líneas de transmisión de HV o EHVtransmitir grandes niveles de potencia a grdistancias, ha causado una reducción en los tiemplibramiento críticos requeridos para aislar una fallasistema cercana a una planta generadora, antes de qgenerador se salga de sincronismo con la re

potencia. Adicionalmente a la liberación prolongafalla, otros factores que pueden llevar a la inestabson: operación de generadores en región adeladurante periodos de carga ligera, baja tensiósistema, baja excitación de la unidad, impedexcesiva entre la unidad y el sistema y aloperaciones de switcheo de líneas.

Efectos en los generadores que operan fuersincronismo

La condición de pérdida de sincronismo causa corrientes y esfuerzos en los devanados del generaaltos niveles de pares transitorios en la flecha. frecuencia de deslizamiento de la unidad con respesistema de potencia se aproxima a una frecutorsional natural, los pares pueden sersuficientemente grandes para romper la flecha. tanto, es deseable disparar inmediatamente la upuesto que los niveles de par en la fecha se formacada ciclo subsecuente de deslizamiento. Esta formes el resultado del continuo incremento de la frecu

de deslizamiento, la cual pasa por la primera frecutorsional natural del sistema de la flecha. Los evde deslizamiento de los polos pueden también darresultado un flujo anormalmente alto en el hierro dextremos del núcleo del estator, el cual puede llevasobrecalentamiento y acortamiento en los extremonúcleo del estator. El transformador elevador unidad también estará sujeto a muy altas corritransitorias en devanados, las cuales imponen gresfuerzos mecánicos en sus devanados.




Características de la pérdida de sincronismo

La mejor forma para visualizar y detectar el fenómenode pérdida de sincronismo es analizar las variaciones enel tiempo de la impedancia aparente como es vista en lasterminales del generador o en las terminales de alta

tensión del transformador elevador. Esta trayectoriade la impedancia aparente depende del tipo delgobernador, del sistema de excitación de la unidad y deltipo de disturbio que inició la oscilación. Esta variaciónen la impedancia puede ser detectada por relés dedistancia tipo Mho.

Figura 1. Trayectoria de impedancia de pérdida desincronismo usando procedimientos gráficossimplificados.

Una visualización simple de estas variaciones en laimpedancia aparente durante una condición de pérdidade sincronismo es ilustrada en la figura 1. Trestrayectorias de impedancia son graficadas como funciónde la relación de las tensiones del sistema EA/EB la cualse asume que permanece constante durante la oscilación.

Se requieren otras suposiciones varias para lograr estasimplificación: la característica de polos salientes delgenerador es despreciada; los cambios en la impedanciatransitoria debidos a la falla o libramiento de falla sehan estabilizado; los efectos de las cargas ycapacitancias en derivación son despreciados; losefectos de reguladores y gobernadores sondespreciados, y las tensiones EA y EB atrás de lasimpedancias equivalentes son senoidales y de frecuenciafundamental.

Cuando la relación de tensión EA/EB = 1, la trayectoimpedancia es una línea recta PQ, la cual es el bisperpendicular de la impedancia total del sistema en

y B. El ángulo formado por la intersección de las AP y BP sobre la línea PQ es el ángulo de separacentre los sistemas. A medida que EA avanza en á

delante de EB, la trayectoria de la impedancia se mdesde el punto P hacia el punto Q y el ánguloincrementa. Cuando la trayectoria intersecta la línimpedancia total AB, los sistemas están 180° fuefase. Este punto es el centro eléctrico del sisterepresenta una falla aparente trifásica total en elde la impedancia. A medida que la trayectoria se mula izquierda de la línea de impedancia del sistemseparación angular se incrementa más allá de 18eventualmente los sistemas estarán en fase otra vlos sistemas permanecen juntos, el sistema A continuar moviéndose adelante del sistema B y el

completo puede repetirse. Cuando la trayectoria alel punto donde la oscilación inició, un cicldeslizamiento ha sido completado. Si el sistemahace más lento con respecto al sistema B, la trayecde la impedancia se moverá en la dirección opudesde Q hasta P.

Cuando la relación de tensión EA/EB es mayor quecentro eléctrico estará arriba del centro de impeddel sistema (línea PQ). Cuando EA/EB es menor acentro eléctrico estará abajo del centro de impeddel sistema.

Los centros eléctricos del sistema varían de acuecómo varía la impedancia del sistema atrás dterminales de línea y a cómo varían las tensinternas equivalentes del generador. La velocidadeslizamiento entre los sistemas depende de los de aceleración y de las inercias del sistema. estudios de estabilidad transitoria proporcionmejor medio para determinar la velocidaddeslizamiento y a dónde irá la trayectoria doscilación de potencia en relación a las terminalegenerador o a las terminales de alta tensióntransformador elevador de la unidad. Cuandubicación de la trayectoria es conocida, se pseleccionar el mejor esquema de relés para deteccondición de pérdida de sincronismo.

Características de pérdida de sincronismogenerador

Hace muchos años, el centro eléctrico duranocurrencia de la pérdida de sincronismo estaba sistema de transmisión. Así, la trayectoria d




impedancia podía ser detectada con facilidad por losrelés de línea o esquemas de relés de pérdida desincronismo, y el sistema podía ser separado sin lanecesidad de disparar generadores. Con la llegada de lossistemas de HV y EHV, de los grandes generadores conconductores enfriados directamente, de los reguladores

de tensión de respuesta rápida y de la expansión desistemas de transmisión, las impedancias de sistema y degeneradores han cambiado considerablemente. Lasimpedancias del generador y el transformador elevadorse han incrementado, mientras que las impedancias delsistema han disminuido. Como resultado, el centro de laimpedancia del sistema y el centro eléctrico para talessituaciones ocurre en el generador o en eltransformador elevador.

La figura 2 ilustra la trayectoria de la impedancia depérdida de sincronismo de un generador tandem, para

tres diferentes impedancias del sistema. Lastrayectorias fueron determinadas por un estudio encomputadora digital. En estas simulaciones, el sistemade excitación y la respuesta del gobernador fueronincluidos, pero el regulador de tensión fue sacado deservicio. Sin la respuesta del regulador de tensión, lastensiones internas de máquina durante el disturbio sonbajas; por lo tanto, los centros eléctricos de lasoscilaciones están cercanos a la zona del generador. Seconsideró que la inestabilidad fue causada por ellibramiento prolongado de una falla trifásica en el ladode alta tensión del transformador elevador del

generador. Como ilustra la figura 2, el círculo formadopor la trayectoria de impedancia se incrementa endiámetro y el centro eléctrico se mueve desde dentrodel generador hacia dentro del transformador elevadoren la medida en que se incrementa la impedancia delsistema. Las tres características de pérdida desincronismo pueden usualmente ser detectadas por losesquemas de relés de pérdida de sincronismo que serándiscutidos más adelante.

Esquemas de relés de pérdida de sincronismo parageneradores

Los esquemas de relés que pueden ser usados paradetectar los eventos de pérdida de sincronismo delgenerador son esencialmente los mismos que losesquemas de relés usados para detectar las condicionesde pérdida de sincronismo de líneas de transmisión. Losdistintos métodos de detección son discutidos adelante.

Relés de pérdida de campo

Los relés de pérdida de campo son aplicados paprotección de un generador contra una condiciópérdida de campo. Dependiendo de cómo son ajustaaplicados los relés de distancia mho convenciousadas para esta protección, podría ser proporcialgún grado de protección de pérdida de sincro

para oscilaciones que pasan a través del generador.

La figura 3 ilustra un esquema de protección de péde campo de dos relés. Estos relés son aplicadosterminales del generador y son ajustados para ver dentro de la máquina. La característica mho pequetiene retardo intencional, y así podría sensar y dispara una oscilación de pérdida de sincronismo qmantenga el tiempo suficiente dentro de su círculcaracterística mho mayor debe tener un retardtiempo para evitar operaciones incorrectas oscilaciones estables que podrían momentáneam

entrar al círculo; de aquí que, no es probable que detectar una condición de pérdida de sincronpuesto que la oscilación no permanecerá dentrcírculo del relé lo suficiente para que el tiempcompletado. Esta característica de diámetro musualmente ajustada a la reactancia síncrona unidad y con un desplazamiento hacia delante iguamitad de la reactancia transitoria de la unidad, es frecuentemente para generadores pequeños y mimportantes.




Figura 2. Características de pérdida de Sincronismo-Unidad Tandem.

Esquema de relé Mho simple

Un relé de distancia mho trifásico o monofásico puedeser aplicado en las terminales de alta tensión deltransformador elevador, para ver hacia dentro delgenerador y de su transformador elevador. La figura 4ilustra esta aplicación, en la cual este relé puededetectar las oscilaciones de pérdida de sincronismo quepasen a través del transformador elevador y quetraslapen las características de los dos relés mho depérdida de campo. Las ventajas de este esquema son susimplicidad, su capacidad para proporcionar protecciónde respaldo para fallas en el transformador elevador y

en una parte del generador, su capacidad para detectarenergización trifásica inadvertida de la unidad si seajusta adecuadamente, y el hecho de que el disparopuede ocurrir un buen tiempo antes de que el punto de180° (punto de máxima corriente y esfuerzo) seaalcanzado. Las desventajas son que, sin supervisión, uncírculo característico grande está expuesto a disparosante oscilaciones estables, y un círculo característicopequeño permitiría el disparo de los interruptores delgenerador a ángulos grandes, cercanos a 180°,sometiendo así a los interruptores a una tensión derecuperación máximo durante la interrupción.

Figura 3 Característica típica del relé de pérdida decampo

Un esquema de 1 relé de pérdida de sincronismo ptambién ser aplicado en las terminales del generadoun desplazamiento inverso hacia el transformelevador. Sin embargo, para prevenir las operaincorrectas para fallas u oscilaciones que aparezcaallá de las terminales de alta tensión del transform

el alcance debe quedarse corto de las terminales dtensión, o bien el disparo debe ser retardado.

La figura 4 ilustra un ejemplo de un esquema de relsimple aplicado en las terminales de alta tensión transformador elevador de generador. El ánguoscilación δ es aproximadamente 112° en el punto la impedancia de oscilación entra en el ccaracterístico mho. La recuperación en este ápodría ser posible, pero en la medida en que el cmho es ajustado más pequeño para evitar disparososcilaciones estables, ocurrirá un ángulo de di

menos favorable.

Es una práctica usual el supervisar el relé mho cdetector de falla de sobrecorriente de alta rapidserie con la trayectoria de disparo del relé mho. minimiza la posibilidad de tener un disparo en falsinterruptor de unidad por una condición de pérdipotencial.

Figura 4. Aplicación de un esquema circular mho.

Esquema de una sola visera (blinder)

Un esquema de una sola visera puede ser aplicadoterminales de alta tensión del transformador elevviendo hacia dentro del generador, o aplicado terminales del generador, viendo hacia el sistema




ambos casos, es comúnmente usado un ajuste dedesplazamiento inverso. La figura 5 muestra un esquemade una visera aplicado en el lado de alta tensión deltransformador elevador del generador. Los elementossensores consisten de dos elementos de impedanciallamados viseras, que tienen polaridad opuesta y un relé

supervisor. El relé supervisor mho restringe el área deoperación a las oscilaciones que pasan a través de, ocercanas al generador y su transformador elevador. Lasfallas que ocurran entre las viseras A y B causarán queambas características operen simultáneamente; así,ningún disparo será iniciado. Para la operación delesquema de visera, debe existir un diferencial de tiempoentre la operación de las dos viseras, de tal forma que laoscilación se origine fuera del relé mho y avance de unavisera a la otra en un periodo de unos cuantos ciclos.

Para el ejemplo de la figura 5, una impedancia de

oscilación por pérdida de sincronismo que llegue a Hoperará al elemento mho y causará la operación de lavisera A. Como la oscilación progresa, atravesará lavisera B en F y el elemento B operará. Finalmente, laimpedancia de oscilación atravesará al elemento A en G,por lo que el elemento A se repondrá. El circuito dedisparo del interruptor es completado cuando laimpedancia está en G o después de la reposición de launidad supervisora, dependiendo del esquema específicousado. El ajuste del alcance de la unidad de viseracontrola la impedancia NF y NG; de aquí, el ángulo DFCpuede ser controlado para permitir que el interruptor

abra en un ángulo más favorable para la interrupción delarco.

Las ventajas del esquema de visera sobre el esquemamho pueden verse comparando las figuras 4 y 6. Amedida que el diámetro del círculo mho en la figura 4 esincrementado para proporcionar mejor sensibilidad paraoscilaciones por pérdida de sincronismo en el generador,es posible que puedan ocurrir disparos indeseados parala oscilación recuperable indicada en la figura 6; sinembargo, la adición de las viseras podría prevenir dichodisparo. El esquema de visera también permitirá eldisparo del generador únicamente cuando la interrupciónsea en un ángulo favorable. Las simulaciones deestabilidad transitoria en computadora son requeridaspara proporcionar el tiempo de la oscilación para losajustes de impedancia adecuados de la visera.

Figura 5. Esquema de visera.

Si la oscilación de pérdida de sincronismo pasa a tde las líneas de transmisión cercanas a la cegeneradora y los relés de línea no son bloqueados prelés 68 de pérdida de sincronismo, las líneas po

ser disparadas antes de que los relés de pérdidsincronismo de la unidad operen; por ello, poperderse las líneas de la central generadora.

Figura 6. Esquema visera para un caso estable e inest




Esquemas de doble lente y doble visera

Los esquemas de doble lente y doble visera operan demanera similar al esquema de una visera. Como en el

esquema de una visera, el esquema de doble viserarequiere el uso de un elemento mho supervisor porseguridad. Con referencia a las figuras 7 y 8, elelemento exterior opera cuando la impedancia de laoscilación entra a su característica en F. El elementomho en el esquema de doble visera operará antes que elelemento de visera exterior. Si la impedancia deoscilación permanece entre las características de loselementos exterior e interior por un tiempo mayor alpreestablecido, es reconocida como una condición depérdida de sincronismo en los circuitos de la lógica. Amedida que la impedancia de la oscilación entra al

elemento interior, los circuitos de la lógica se sellan.Mientras la impedancia de la oscilación abandona elelemento interior, su tiempo de viaje debe exceder untiempo preestablecido antes de que alcance el elementoexterior. El disparo no ocurre hasta que la impedanciade la oscilación se pase de la característica exterior, o,en el caso del esquema de doble visera, hasta que elelemento supervisor mho se restablezca, dependiendo dela lógica usada.

El ángulo DFC puede ser controlado ajustando loselementos exteriores para limitar la tensión a través de

los polos abiertos del interruptor del generador. Unavez que la oscilación ha sido detectada y que laimpedancia de oscilación ha entrado al elemento interior,puede salir de los elementos interior y exterior encualquier dirección y el disparo será efectuado. Por lotanto, los ajustes del elemento interior deben ser talesque respondan únicamente a oscilaciones de las cuales elsistema no pueda recuperarse. El esquema de una viserano tiene esta restricción, y por esta razón, para laprotección del generador es una mejor elección quecualquiera de los otros esquemas.

Figura 7 Esquema de doble lente

Esquema de círculo concéntrico

El esquema de círculo concéntrico usa dos relésEste esquema opera esencialmente igual que el esqde doble lente.

Cuando se emplea el esquema de círculo concéntricírculo interior debe ser ajustado de maneraresponda únicamente a oscilaciones no recuperables




Figura 8 Esquema de doble visera.

Aplicación de un relé mho para la protección depérdida de sincronismo de varias unidades

Por economía, un esquema de protección de pérdida desincronismo es usado para proteger más de una unidadgeneradora cuando comparten un transformadorelevador y/o una línea de transmisión comunes. Parapropósitos de discusión, considérese que tres unidadesidénticas comparten un transformador elevador común.Si las tres unidades están generando con igualexcitación, la trayectoria de la oscilación pasará máscerca de las terminales de los generadores que la que setendría con únicamente un generador en línea. Esto esdebido a las impedancias combinadas de los generadoresen línea, que son aproximadamente 1/3 de la impedanciade un generador en línea. Sin embargo, para proteger elcaso en que sólo un generador está en línea, el relé mhodeberá tener un mayor ajuste del diámetro. Por ello, unesquema de un solo relé mho puede estar expuesto adisparar con una oscilación estable. Este tipo deaplicación puede ser efectuada seguramente con uno delos esquemas de viseras previamente descritos.

Modo de disparo por pérdida de sincronismo

Los esquemas de protección por pérdida de sincrodeben operar para disparar sólo el o los interrupdel generador si la unidad generadora es capasoportar un rechazo de carga y alimentar sólpropios auxiliares. El disparar únicamentinterruptor(es) del generador permite al generado

resincronizado al sistema una vez que el sistema seestabilizado.

Estabilidad del sistema

La confiabilidad del sistema depende de la capacidlas unidades generadoras para permanecersincronismo con el sistema de transmisión despufallas severas o disturbios transitorios. La estabpuede ser alcanzada cuando la potencia de aceler

producida durante una falla es balanceada por potposterior de desaceleración suficiente para regrela unidad a la velocidad síncrona. El tiempo mdesde la iniciación de la falla hasta su aislamiento sistema de potencia para que el sistema de potenmantenga estable es el tiempo de libramiento críticsistema.

Ayudas a la estabilidad

Varias técnicas de control de estabilidad puederequeridas para lograr la estabilidad del sisEnseguida se enumeran algunas formas frecuentemempleadas de ayudar a la estabilidad.

Técnicas de libramiento más rápido de fallas1. Esquemas de falla de interruptor de

rapidez.- Proporcionan un rápido libramienla falla con el disparo de los interruptorrespaldo.

2. Sistema piloto de protección.- Proporrápido libramiento de ambos extremos dlínea, sin importar el lugar de la falla en la

reduciendo así el tiempo de aceleracióángulo del rotor.3. Relés de actuación rápida dual.- Proporc

libramiento redundante de alta rapidez de cuando un relé o sistema de relés faloperar.

4. Interruptores de libramiento ráProporcionan una más rápida remoción falla, lo que significa tiempos reducidoaceleración del ángulo del rotor.




5. Disparo transferido por falla de interruptor delbus remoto.- Utiliza un canal de comunicaciónpara acelerar el libramiento de la falla en lasterminales de línea de la planta generadora, sifalla el interruptor(es) del extremo remoto dela línea para librar una falla en el bus remoto,

reduciendo así el tiempo de aceleración delángulo del rotor.

Técnicas de aplicación de interruptores de faseindependiente

1. Disparo monopolar.- Utiliza relés que puedendetectar fallas en cada fase y disparaúnicamente la fase fallada, manteniendo así unaparte de la capacidad de transferencia depotencia y mejorando la estabilidad del sistemahasta el recierre exitoso de la fase fallada.

2. Interruptor de polos independientes.- Reduceuna falla de fases múltiples a una fallamonofásica menos severa si al menos dos de lastres fases abren, puesto que cada fase delinterruptor opera independientemente.

Técnicas de transferencia incrementada de potencia

1. Líneas de transmisión adicionales.- Disminuye laimpedancia del sistema en la planta, resultandoasí un incremento de la capacidad detransferencia de potencia de los generadoresde la planta.

2. Reactancia reducida del transformador elevador

del generador.- Proporciona al generador mayorcapacidad de transferencia de potencia.

3. Compensación de líneas de transmisión concapacitores serie.- Reduce la impedanciaaparente de la línea, incrementando así lacapacidad de transferencia de potencia de losgeneradores de la planta.

4. Recierre de alta rapidez de líneas detransmisión.- Proporciona una más rápida re-energización de las líneas y, si el recierre esexitoso, mejora la capacidad de transferenciade potencia de los generadores de la planta.

Técnicas de disparo por pérdida de sincronismo

1. Disparo por pérdida de sincronismo de launidad.- Utiliza un esquema específico deprotección de pérdida de sincronismo parasensar la pérdida de sincronismo y disparar launidad, para eliminar su influencia negativasobre el sistema.

2. Disparo por pérdida de sincronismo delsistema.- Utiliza un esquema específico deprotección de pérdida de sincronismo para

detectar que un sistema o área está perdsincronismo con otro, y dispara para separdos sistemas para así evitar que la inestabde un sistema se repita en el otro.

3. Esquema de protección especial.- Propoun esquema de disparo especial que

requerir que una unidad sea dispsimultáneamente ante la pérdida de una crítica o ante la falla de un interruptor cpara evitar que la unidad se vuelva inestabl

Técnicas de excitación de alta rapidez

1. Sistemas de excitación de alta respuLogra con mayor rapidez una tensióexcitación mayor, para incrementar la capade salida de potencia de la uinmediatamente después de una condiciófalla en el sistema para mejorar la estab

por desaceleración del rotor.2. Estabilizador del sistema de poteProporciona señales complementarias disminuir o cancelar el efecto de amortiguamiento del control del reguladtensión durante disturbios severos esistema.

Otras técnicas de alta velocidad

1. Frenado dinámico.- Coloca una carga resswitcheada momentánea directamente sistema de potencia de la planta para ayu

desacelerar al rotor de la unidad durantfalla cercana en el sistema.2. Operación rápida de Válvulas de turbina.-

el cierre rápido de válvulas de intercepciónpermitir la reducción momentánea o sostde la potencia mecánica de la turbina, loreduce la salida de potencia eléctricagenerador. El beneficio de la operación rde válvulas de la turbina, cuando es aplicpuede ser un incremento en el tiemplibramiento crítico.

Excepto la operación rápida de Válvulas, las téc

anteriores son implementadas para alterapotencia eléctrica del generador de tal formlas unidades generadoras puedan recuperarsdisturbios serios.

Conclusiones

Este documento ha proporcionado los lineamigenerales sobre la aplicación de los relés de pé




de sincronismo para generadores. Esta proteccióndebe ser proporcionada a cualquier generador si elcentro eléctrico de la oscilación pasa a través de laregión desde las terminales de alta tensión deltransformador elevador hacia dentro del generador.Esta condición tiende a ocurrir en un sistema

relativamente justo o si una condición de bajaexcitación existe en el generador. La protección depérdida de sincronismo de la unidad debe tambiénser usada si el centro eléctrico está fuera en elsistema y los relés del sistema son bloqueados o noson capaces de detectar la condición de pérdida desincronismo.

Las condiciones de pérdida de sincronismo puedenser detectadas de la manera más simple por un reléde distancia tipo mho orientado para ver haciadentro del generador y de su transformador

elevador. Sus principales desventajas son el estarsujeto a disparo con oscilaciones recuperables ypodría enviar la orden de interrupción al interruptordel generador en un ángulo de oscilacióndesfavorable. Los esquemas más sofisticados comolos del tipo visera y tipo lente minimizan laprobabilidad de disparar con oscilacionesrecuperables y permiten el disparo controlado delinterruptor de generador a un mejor ángulo deoscilación.

Los relés de pérdida de campo convencionales

ofrecen una protección limitada contra pérdida desincronismo para oscilaciones que se ubiquen biendentro de la impedancia del generador,

especialmente si se usa algún retardo de tintencional.

Los datos presentados en este documento soresultados de estudios generalizados; no consilos efectos de todos los tipos de diseñ

generadores y parámetros del sistema, o los efde interacción de otros generadores. recomienda que el usuario determine la trayecreal de la impedancia de pérdida de sincrousando programas de estabilidad transitorprogramas de computadora.

Referencias

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SECCIÓN 10

PROTECCIÓN DE DESBALANCE DE CORRIENTE

(SECUENCIA NEGATIVA)

RESUMEN

Existen numerosas condiciones del sistema que puedencausar corrientes trifásicas desbalanceadas en ungenerador. Estas condiciones del sistema producencomponentes de corriente de secuencia de fase negativala cual induce una corriente de doble frecuencia en lasuperficie del rotor. Estas corrientes en el rotorpueden causar altas y dañinas temperaturas en muycorto tiempo. Es práctica común proporcionar al

generador protección para condiciones de desbalanceexterno que podrían dañar a la máquina. Esta protecciónconsiste de un relé de sobrecorriente de tiempo el cualresponde a la corriente de secuencia negativa. Dos tiposde relés de están disponibles para esta protección: Unrelé de sobrecorriente de tiempo electromecánico conuna característica extremadamente inversa y un reléestático o digital con una característica desobrecorriente de tiempo, la cual se iguala con lascapacidades de corriente de secuencia negativa delgenerador.

INTRODUCCIÓN

El relé de secuencia negativa se usa para proteger a losgeneradores del calentamiento excesivo en el rotorresultante de las corrientes desbalanceadas en elestator. De acuerdo a la representación de lascomponentes simétricas de las condiciones del sistemadesbalanceado, las corrientes en el estator delgenerador pueden ser descompuestas en componentesde secuencia positiva, negativa y cero. La componentede secuencia negativa de las corrientes desbalanceadasinduce una corriente superficial de doble frecuencia enel rotor que fluye a través de los anillos de retención, losslot de las cuñas, y en menor grado en el devanado decampo. Estas corrientes en el rotor pueden causartemperaturas altamente dañinas en muy corto tiempo.

Existe un número de fuentes de corrientes trifásicasdesbalanceadas a un generador. Las causas más comunesson las asimetrías del sistema (transformadoreselevadores monofásicos con impedancias diferentes olíneas de transmisión no transpuestas), cargas

desbalanceadas, fallas desbalanceadas en el sistecircuitos abiertos. La mayor fuente de corriensecuencia negativa es la falla fase a fase egenerador. Note que en generadores transformadores elevadores conectados en destrella, una falla fase a tierra en el sistema soblado de la estrella en alta tensión es vista pgenerador como una falla fase-fase. La falla ftierra del generador no crea tanta corrientsecuencia negativa para las mismas condiciones cofalla fase-fase. La condición de conductor ab

produce bajos niveles de corriente de secuencia negrelativa a los niveles producidos por las fallas faseo fase a tierra. Si la condición de conductor abieres detectada representa una seria amenaza al genepuesto que la corriente de secuencia negativa produn calentamiento excesivo del rotor, aún a niveles de la corriente de carga.

DAÑO AL GENERADOR POR SECUENEGATIVA.

Para condiciones de sistema balanceado con flucorriente de secuencia positiva únicamente, un fluel aire gira en la misma dirección y en sincronismo devanado de campo sobre el rotor. Durante condicdesbalanceadas, se produce la corriente de secunegativa. La corriente de secuencia negativa giradirección opuesta a la del rotor. El flujo producidesta corriente visto por el rotor tiene una frecuencdos veces la velocidad síncrona como resultado rotación inversa combinada con la rotación positivrotor.

El efecto piel de la corriente de doble frecuenciarotor causa esfuerzos en los elementos superficialerotor.

La figura 1 muestra la forma general del rotor.bobinas del rotor son sujetadas al cuerpo del rotocuñas de metal las cuales son forzadas hacia las raen los dientes del rotor. Los extremos de las boson soportadas contra fuerzas centrífugas por anilretención de acero los cuales están fijados alreded




cuerpo del rotor. El efecto piel causa que las corrientesde doble frecuencia sean concentradas en la superficiede la cara del polo y dientes. Las ranuras del rotor y laspistas metálicas debajo de las ranuras, las cuales sonlocalizados cerca de la superficie del rotor, conducen lacorriente de alta frecuencia. Esta corriente fluye a lo

largo de la superficie hacia los anillos de retención. Lacorriente entonces fluye a través del contacto metal ametal a los anillos de retención al rotor y ranuras.Debido al efecto piel, únicamente una pequeña parte deesta corriente de alta frecuencia fluye en los devanadosde campo.

Figura 1. Corrientes en la superficie del rotor

El calentamiento por secuencia negativa más allá de loslímites del rotor resulta en dos modos de falla. Primero,las ranuras son sobrecalentadas al punto donde ellas se

recosen lo suficiente para romperse. Segundo, elcalentamiento puede causar que los anillos de retenciónse expandan y floten libres del cuerpo del rotor lo queresulta en arqueos en los soportes. En máquinaspequeñas, la falla ocurre primero en los soportes y enmáquinas grandes, la ruptura de las ranuras después deque han sido recocidas por sobrecalentamiento ocurreprimero.

Ambos modos de falla dan como resultado unsignificante tiempo fuera del equipo por reparaciones alcuerpo del rotor.

CALENTAMIENTO DEL GENERADOR PORSECUENCIA NEGATIVA

El calentamiento por secuencia negativa en generadoressincrónicos es un proceso bien definido el cual producelímites específicos para operación desbalanceada.Excepto para pérdidas de estator pequeño, las pérdidasdebido a la corriente de secuencia negativa apareceránen el rotor de la máquina. La energía de entrada al rotor

y la elevación de temperatura del rotor sob

intervalo de tiempo es cercanamente proporcional a

donde I2 es la corriente de secuencia negativestator y t es el intervalo de tiempo en segundos.

El siguiente método fue desarrollado basado concepto de limitar la temperatura a las compondel rotor abajo del nivel de daño. El límite está ben la siguiente ecuación para un generador dado:

tI K 22=

K = Constante dependiente del diseño y capacidaddel generador.

T= Tiempo en segundos.

I2 = Valor rms de corriente de secuencia negativaEl valor limitador K es determinado colocando sende temperatura en el rotor del generador a lo largotrayectoria de la corriente de secuencia negmientras se suministra corriente negativa al esEste monitoreo ha sido usado para determinar el de las corrientes de secuencia negativa que el puede aguantar. El valor de K es proporcionado fabricante del generador para cada unidad específiacuerdo con ANSI C50.13.

CAPACIDAD DE SECUENCIA NEGATIVA GENERADOR

La capacidad de corriente desbalanceada continua generador está definida en ANSIC50.13. Un genedeberá ser capaz de soportar sin daño, los efectuna corriente desbalanceada continua correspondieuna corriente de secuencia de fase negativa I2 dvalores siguientes, previendo que los kVA nominasean excedidos y la corriente máxima no excede el de la corriente nominal en cualquier fase.

Estos valores también expresan la capacidacorriente de secuencia de fase negativa a capacikVA del generador reducidas.

La capacidad de secuencia negativa de corto t(falla desbalanceada) de un generador es tadefinida en ANSIC50.13.




TIPO DEL GENERADOR

I2 PERMISIBLE(Porcentaje delacapacidad del

estator)

Polos Salientes• Con devanados de amortiguamiento

Conectado10

• Con devanado de amortiguamiento NoConectado

5

Rotor Cilíndrico

• Enfriado indirectamente• Enfriado directamente a 960 MVA• a 1200 MVA• 1201 a 1500 MVA

10865

CARACTERISTICAS DEL RELÉ DE SECUENCIANEGATIVA.

Con las capacidades de desbalance de corriente delgenerador definida por la corriente de secuencianegativa medida en el estator, un relé de sobrecorrientede tiempo de secuencia negativa puede ser usado paraproteger al generador. Estos relés consisten de uncircuito de segregación de secuencia negativa alimentadopor las componentes de fase y/o residual, las cualescontrolan una función de relé de sobrecorriente detiempo. Las características de sobrecorriente de

tiempo están diseñadas para igualar tan cerca como seaposible las características I del generador. La figura

3 muestra una aplicación del relé se secuencia negativatípica.

22

TIPO DE GENERADOR

KI2²t permisible

Generador de Polo Saliente 40

Condensador Sincrónico

Tiempo del generador de rotor cilíndrico• Enfriado indirectamente• Enfriado directamente (0-800 MVA)• Enfriado directamente (801-1600 MVA)

30

2010

Ver curva de lafigura 2

Dos tipos de relés son ampliamente usados. El reléelectromecánico el cual usa una característica de tiempo

inverso típica y un relé estático o digital que uscaracterística la cual se iguala con las curva

capabilidad del generador. La figura 4 muest

características típicas de los dos tipos de relés.

tI22

La principal diferencia entre dos tipos de relés sensibilidad. El relé electromecánico puede ser ajuen un pickup de alrededor de 0.6 a 0.7 pu. corriente de plena carga. El relé estático o digitalun rango de pickup de 0.3 a 0.2 pu. Un ejemplo, pagenerador enfriado directamente de 800 MVA cfactor K de 10, el generador podría manejar 0.6 pcorriente de secuencia negativa por aproximadam28 segundos.

La protección para corrientes de secuencia negdebajo de 0.6 pu. podría no ser detectada con unelectromecánico. Dado los bajos valores de secunegativa para desbalances de circuito abierto y tabajos valores por fallas libradas con mucho tiemrelé estático o digital es mucho mejor para ctotalmente la capacidad continua del generador.

Figura 2. Capacidad de corriente de desbalance detiempo de generadores

Figura 3. Relé de sobrecorriente de tiempo de secuennegativa

Puesto que el operador puede en muchos casos reducorriente de secuencia negativa causada por condicdesbalanceadas (reduciendo la carga del generadoejemplo), es ventajoso proporcionar la indicació




cuando la capacidad continua de la máquina es excedida.Algunos relés pueden estar provistos con unidades dealarma (I2 rango de pickup 0.03 – 0.2 pu.) y algunos tiposde relés estáticos o digitales proporcionan una mediciónde I2 para indicar el nivel de corriente de secuencianegativa.

Figura 4 A

Figura 4 B

A) Curvas tiempo-corriente típicas para un reléde secuencia negativa electromecánico.

B) Características de un relé tiempo-corriente desecuencia negativa estático o digital.

Se ha demostrado que la protección contra armónicas desecuencia negativa de tales fuentes como la saturación

de un transformador elevador de unidad (de corrigeomagnéticas) o cargas no lineales no es proporcipor relés de secuencia negativa estándar. Se requerir protección adicional para proporcprotección para armónicas de secuencia negativa da la dependencia de la frecuencia de los relé

secuencia negativa.

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE SECUENEGATIVA.

Relés de secuencia negativa dedicados son usualmproporcionados para protección de generadoresgeneral, no son proporcionados relés de respaldosecuencia negativa. Alguna protección limitadproporcionada por la protección fase a fase y f

tierra para condiciones de falla. Para conductor abo protección para desbalance de impedancia, el resecuencia negativa es usualmente la única proteccimagnitud de corrientes de secuencia negativa creadlas condiciones de conductor abierto y bajas magnide falla combinada con la capacidad de secunegativa continua del generador previene a otros de falla de proporcionar protección de secunegativa total.

Para relés electromecánicos, el pickup mínimo unidad de tiempo puede ser ajustado a 60%

corriente nominal. Esto proporciona únicamprotección limitada para condiciones de desbaserie, tales como una fase abierta cuando elelectromecánico es usado para constantes de gene(K) menores de 30.

Las unidades de tiempo del relé estático o digital pser ajustado para proteger generadores con valorde 10 ó menos. Un ajuste de alarma asociado con relés puede proporcionar detección para corriensecuencia negativa abajo del 3% de la capacidad máquina. Con este tipo de relé, el pickup de dpuede ser ajustado a la capacidad de secuencia negcontinua del generador operando a plena carproporcionando protección para desbalance total.

CONCLUSIONES

Se necesita aplicar protección separada a generapara proteger al generador contra calentamdestructivo de corrientes de desbalance de secu




negativa. Los relés de secuencia negativaelectromecánicos proporcionan únicamente protecciónlimitada. Estos relés carecen de sensibilidad paradetectar corrientes de secuencia negativa dañinasresultantes de desbalance por circuito abierto, así comopara fallas de bajo nivel. Para dar protección completa

abajo de la capacidad continua del generador, debenusarse relés de secuencia negativa estáticos o digitales.

REFERENCIA

1. ANSI-IIEEE C37.102-1987, "Guide for ACGenerator Protection."

2. "A Survey of Generator Back-up ProtectionPractices," IEEE Committee Report, IEEE

Transactions on Power Delivery, Vol. 5, No. 2, April1990, pp 575-584.

3. Barkle, J.E. and Glassburn, W.E., "Protection ofGenerators Against Unbalanced Currents," AIEETransactions, Vol. 72, Part III, 1953, pp. 282-286.

4. Ross, M.D. and King, E.I., "Turbine-Generator RotorHeating During Single-Phase Short Circuits," AIEETransactions, Vol. 72, Part III, 1953, pp 40-45.

5. Pollard, E.I., "Effects of Negative-SeqCurrents on Turbine-Generator Rotors," Transactions, Vol. 72, Part III, 1953, pp. 404-

6. Morris, W.C., and Goff, LE., "A Negative-Sequence-Overcurrent Relay for Gene

Protection," AIEE Transactions, Vol. 72, PW1953, pp. 615-618.

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8. Symmetrical Components, C.F. Wagner andEvans, McGraw-HilI Book Company, Inc., New NY, 1933. Chapter 5, pp 91-96.

9. Gisb, W.B., Ferro, W.E., and Rockefeller,"Rotor Heating Effects From GeomagInduced Currents," Presented to the IEEE1993 Summer Meeting, Vancouver, B.C., CaJuly 18-22,1993. 93 SM 378-0 PWRD.

10. Bozoki, B., "Protective Relaying ImplicatiGeomagnetic Disturbances," Canadian ElecAssociation, Power System Planning & OperaMay 1991, Toronto, Ontario, Canada.




SECCIÓN 11

PROTECCIÓN DE RESPALDO DEL SISTEMA

RESUMEN

La protección de respaldo del sistema como es aplicada ala protección del generador, consiste de relés conretardo de tiempo para detectar fallas en el sistema queno han sido adecuadamente aisladas por los relés deprotección primaria, requiriendo el disparo delgenerador. Esta sección cubre los tipos básicos deprotección de respaldo que son ampliamente usados parageneradores sincrónicos. Los tipos de relés deprotección usados, sus propósitos y consideraciones deajuste son discutidos, así como las consecuencias de notener esta protección instalada.

INTRODUCCIÓN

La protección de respaldo del sistema como es aplicada ala protección de generadores consiste de protección conretardo de tiempo para condiciones de falla línea atierra y multifase. Los esquemas de protección derespaldo del generador son usados para proteger contrafallas del sistema de protección primaria y unas fallas enel sistema librada con mucho tiempo. El objetivo en estetipo de esquemas de relés es la seguridad. Puesto queestas condiciones son el sistema de potencia, los ajustesde los relés para respaldo deben ser lo suficientementesensitivos para detectar las mismas. Los ajustes oscilanentre sensibilidad y seguridad del generador.

Figura 1A. Aplicación de relés de respaldo desistema-arreglo unitario generador-transformador

Figura 1B. Aplicación de relés de respaldo de sisgenerador conectado directamente al sistem

La figura 1 muestra los tipos básicos de protecci

respaldo usados en generadores sincrónicos conecen unidad o directamente conectados. La proteccrespaldo es generalmente dividida en protecciórespaldo para fallas entre fases y protecciórespaldo para fallas a tierra. La protección para entre fases es dada por los relés 21, 51 ó 51Vprotección de falla a tierra es dada por el reléconectado en el neutro del lado de alta tensiótransformador elevador. El relé de secuencia ne46 proporciona protección para fallas a tierra desbalance de fases, pero no para fallas trifábalanceadas.

PROTECCIÓN DE FALLA ENTRE FASES.

Como se muestra en la figura 1, los transformadorcorriente para protección de fallas entre fasenormalmente del lado neutro del generador proporcionar protección adicional de respaldo pagenerador. Los transformadores de potenciaconectados de lado bus del generador. La proteccrespaldo es con retardo de tiempo para asegurcoordinación con los relés primarios del sistemaprotección de respaldo de fase se propornormalmente por dos tipos de relés: sobrecorrie

distancia . La protección de respaldo de sobrecorres usada cuando las líneas son protegidas con relsobrecorriente, y la protección de distancia se ucuando las líneas son protegidas con relés de distde fase. Los relés de respaldo de sobrecorrientdifíciles de coordinar con relés de distancia de debido a los cambios en el tiempo de disparo para de sobrecorriente para diferentes condicionessistema.




Los relés de respaldo de fase (51V y 21) deben sersupervisados por un relé de balance de tensión paraprevenir disparo en falso por pérdida de potencial ocircuito abierto de la bobina de potencial. Cuando estosrelés se aplican como disparo primario para unidadespequeñas, ellos deben diseñarse para disparar sobre la

pérdida de potencial. Esto se hace normalmente usandoun relé de balance de tensión para comparar la salida dedos grupos de transformadores de potencial conectadosa las terminales del generador.

La protección de respaldo para fallas de fase tambiénproporciona protección de respaldo para el generador yel transformador elevador antes de que el generador seasincronizado al sistema. Una nota general, las corrientesde falla del generador pueden decaer rápidamentedurante condiciones de baja tensión creadas por unafalla cercana. En estas aplicaciones, la curva de

decremento de la corriente de falla para elgenerador/excitador debe ser revisada cuidadosamentepara las constantes de tiempo y corrientes.

RESPALDO DE SOBRECORRIENTE DE FASE

El tipo más simple de protección de respaldo es el reléde sobrecorriente 51. El relé 51 debe ser ajustadoarriba de la corriente de carga y tener suficienteretardo de tiempo para permitir las oscilaciones delgenerador. Al mismo tiempo, debe ser ajustado lo

suficientemente bajo para disparar con falla de fasesremota para varias condiciones del sistema. En muchoscasos, el criterio de ajuste confiable no puede cumplirsesobre un sistema real. Las más recientes investigacionesde las prácticas de respaldo del generador encuentranmínimas aplicaciones del respaldo de sobrecorriente (51).

El ajuste de pickup de este tipo de relé deber sernormalmente de 1.5 a 2.0 veces la corriente nominalmáxima del generador para prevenir disparos en falso.Los requerimientos de coordinación usualmente causanque el retardo de tiempo exceda de 0.5 segundos.Puesto que la corriente de falla del generador decae acerca de la corriente nominal de plena carga de acuerdoa la reactancia síncrona y la constante de tiempo delgenerador, el ajuste de pickup será muy alto paraoperar. Únicamente en un número pequeño deaplicaciones los requerimientos de coordinación delsistema y las constantes de tiempo del generadorpermitirán un ajuste confiable para este tipo derespaldo de sobrecorriente.

El grupo más usado de relés de respaldosobrecorriente de fase son los relés de sobrecorrcontrolados o restringidos por tensión (51V). relés permiten ajustes menores de la corriente de del generador para proporcionar mayor sensibilidadfallas en el sistema. El relé de sobrecor

controlado con tensión deshabilita el disparosobrecorriente hasta que la tensión cae abajo delajustado. Si las tensiones de falla en el generadorfallas remotas están bien abajo de los niveles de tede operación normal del generador, la funciósobrecorriente puede ser restringida seguramentla unidad de tensión del relé de sobrecorrientcontrol de tensión. El relé de sobrecorrienterestricción de tensión cambia el pickup de la unidsobrecorriente en proporción a la tensión, lodesensibiliza el relé para corrientes de carga mieque incrementa la sensibilidad para fallas las c

abaten la tensión y permite el pickup del relé.

Estos dos relés dependen de una caída de tedurante la condición de falla para funcadecuadamente. Para generadores conectados sistema débil, las caídas de tensión para fallas sistema podrían no ser los suficientemente diferde la tensión normal para proporcionar un margseguridad. Si esto es cierto, entonces la habilidsupervisión por tensión de la protecciónsobrecorriente no proporcionará la seguridad nece

y la protección de respaldo debe ser ajustada mu

para ser efectiva.

Figura 2. Características del relé de sobrecorrcon restricción de tensión

La corriente del generador para una falla trifásimenor para un generador sin carga con el regufuera de servicio. Esta es la peor condición usadaajustar éstos dos tipos de relés. Para un relé contrpor tensión el ajuste de pickup debe estar entre 340% de la corriente de plena carga. Debido




tiempos de disparo de los relés de sobrecorriente derespaldo son retardados cerca de 0.5 segundos o más,las corrientes en el generador deben ser calculadasusando la reactancia síncrona del generador y la tensiónatrás de la reactancia síncrona del generador. Con elregulador fuera de servicio y únicamente carga auxiliar

mínima, un valor típico para la tensión atrás de lareactancia síncrona es aproximadamente 1.2 pu. Dadauna impedancia típica del generador de 1.5 pu. y unaimpedancia del transformador elevador de 0.1 pu, lacorriente máxima de estado estable será de 0.7 pu. sinregulador de tensión.

La característica típica de un relé de sobrecorrienterestringido por tensión se muestra en la figura 2. Elpickup de sobrecorriente restringido por tensión debeser ajustado a 150% de la corriente nominal delgenerador con restricción de la tensión nominal. Esto

típicamente dará un pickup de 25% de la corrientenominal del generador con restricción de tensión 0%.Esto dará un pickup proporcional para tensiones entre0% y 100% de la restricción nominal. Note que estosajustes normalmente no permiten al relé de respaldoproteger para fallas en el bus auxiliar debido a la granimpedancia del transformador de servicio de la estación.

El ajuste de retardo de tiempo está basado sobre elpeor caso de coordinación con los relés de protección delsistema. El peor caso es usualmente un disparo conretardo con tiempos de libramiento de falla de

interruptor. Para relés de línea con esquema piloto elpeor caso usado es justo el disparo retardado debido aun disparo atrasado con falla de interruptor asumiendouna falla del esquema piloto y una falla del interruptor.Esto es usualmente muy conservativo y de muy bajaprobabilidad. La coordinación es usualmente calculadacon restricción de tensión cero. Esto es una ideaconservativa puesto que en realidad está presente algode la tensión de restricción y trabajará para mejorar lacoordinación.

Algunos sistemas de excitación del generador usanúnicamente transformadores de potencial de potencia(PPT) conectados a los terminales del generador comoentrada de potencia al campo de excitación. Estossistemas de excitación podrían no ser capaces desostener las corrientes de falla el suficiente tiempo paraque los relés de protección de respaldo operen. Estareducción de corriente debe tomarse en cuenta cuandose ajuste el retardo de tiempo del relé para los sistemasbasados en PPT.

Figura 3. Configuración de un sistema complejinfeeds múltiples

RESPALDO DE DISTANCIA DE FASE

El segundo tipo de protección de respaldo de faserelé de distancia. De acuerdo a las más reci

investigaciones en las empresas, el relé de distanciaprotección de respaldo de fase más usada. Típicamse aplica un relé monozónico de distancia concaracterística Mho. Si el generador es conecttravés de un transformador elevador delta-estrtierra, ciertos relés requieren transformaauxiliares los cuales desfasarán el ángulo de faspotencial del relé para igualar con las tensionesistema para detectar correctamente las fallas sistema. Vea la figura 1.

La aplicación de relés de distancia requiere un ajusalcance lo suficientemente grande para cubrir unapor falla de los relés de línea que salen dsubestación. Este ajuste es complicado por los efde infeed y diferentes longitudes de línea (figucuando múltiples líneas conectan el generador al sisLos efectos de infeed requieren que el ajuste sea mmayor que la impedancia de línea. La coordinación cdispositivos de protección de línea es usualmrequerida forzando un tiempo el cual es mayor qtiempo de libramiento de zona dos para la falla en Además de esto, el ajuste debe permaconservativamente arriba de la capacidad de la mápara prevenir disparos inadvertidos con oscilacione

generador y disturbios severos de tensión. Este crnormalmente requiere compromisos en la protedeseada para mantener la seguridad del generador.

Existen numerosas consideraciones para ajustarelés de respaldo de fase. Para aplicaciones donrequiere protección de alta rapidez del tablero locaaplicación de zona 2 es requerida con el timer de zajustado para coordinar con los relés de línea derapidez más el tiempo de falla de interruptor.




ajuste puede normalmente acomodar infeeds. Sinembargo, existen dos problemas con este ajuste.

1. Si las líneas que salen de la subestación sonrelativamente cortas, la impedancia deltransformador elevador podría causar que la zona

corta vea más allá de la protección de línea. Ajusteel relé con margen para permitir que los errores deimpedancia puedan agregar más impedancia al ajusteque la línea corta.

2. Un problema de los esquemas de protección conrelés antiguos sin protección para tensión cero defalla con fallas cercanas causa que la unidad dedisparo del relé no opere. Si no existe la protecciónpara tensión cero de falla sobre el bus del sistemade potencia, se requiere el disparo de alta rapidezdel generador para prevenir recierre fuera de fase

de los relés de transmisión del extremos remoto.Los beneficios de tiempos de disparo cortos parafallas dentro de la zona entre los interruptores delgenerador y el relé de distancia de respaldo sonminimizados por el decremento lento del campo y lascaracterísticas del generador.

3. El ajuste de alcance largo debe ser checado para lacoordinación con los relés del bus auxiliar. El ajustede alcance largo debe permitir la respuesta delregulador para sobrecargas en el sistema de tiempocorto y permitir la recuperación de oscilaciones del

generador. Debido a estas condiciones, los relés dedistancia deben ajustarse para permitir más del200% de la capacidad del generador.

PROTECCION DE RESPALDO DE TIERRA

La figura 1 muestra la ubicación de los relés deprotección de respaldo de tierra. Para el generadorconectado en unidad el relé es localizado en el neutro dellado de alta tensión del transformador elevador. En elgenerador conectado directamente, el relé de respaldoes conectado a un transformador de corriente en elneutro del generador. En algunas aplicaciones, esventajoso tener un relé de respaldo de tierra fuera delínea y en línea. Antes de la sincronización, el relé detierra de ajuste bajo en el generador conectado enunidad puede proteger las boquillas de alta tensión deltransformador y los conductores a los interruptores delgenerador con un disparo de alta rapidez. Con elinterruptor del generador abierto, no hay necesidad decoordinar con los relés del sistema. El generadorconectado directo puede tener protección de tierra de

alta rapidez para la zona fuera del interruptogenerador en operación fuera de línea. El relé para la protección de respaldo de tierra es un resobrecorriente de tiempo con una característictiempo inverso o muy inverso.

Este relé fuera de línea debe ser ajustado con un amínimo. El relé dentro de línea debe ser ajustadocoordinar con la protección de falla a tierra más del sistema. Se debe poner especial atención pacoordinación con la protección de distancia de tsobre las líneas de transmisión. Cualquier falla a con resistencia de arco fuera del alcance del redistancia de tierra, no debe ser vista por los relrespaldo de tierra.

La protección de respaldo de tierra debe operarfallas a tierra en el extremo de todas las línea

salen de la subestación. La coordinación requiere pickup sea al menos del 15% al 25% mayor que el adel relé de tierra mayor. Para líneas protegidarelés de distancia de línea, el relé de respaldo debajustado arriba del mayor límite de resistencia dede los relés de distancia de tierra del sistemaproporcionar coordinación.

RESPALDO DEL SISTEMA CON EL RELÉ DESECUENCIA NEGATIVA DEL GENERADOR

Este relé ha sido cubierto con detalle en otra secceste tutorial, por lo que solo enfatizaremoscaracterísticas del relé aplicadas como protecciórespaldo del sistema. El relé de secuencia negativaser ajustado para proteger al generador basado capacidad de corriente nominal de ANSI C50.13deseable ajustar el relé para proteger por desbalserie en el sistema las cuales requieren el uso de estáticos sensitivos. Un ajuste bajo le permitirá ade secuencia negativa proteger al generador condiciones de conductor abierto la cual no podrdetectada por cualquier otro relé de protección.

Las más recientes investigaciones sobre proteccirespaldo muestran operaciones mínimas de los relsobrecorriente de secuencia negativa para fallas sistema de potencia. Esto valida la idea que el ajuslos relés de secuencia negativa a la capacidadgenerador bajan la capacidad continua permitiengran margen de coordinación entre los tiempodisparo de la protección por falla del sistema protección de secuencia negativa del generador. Demanera, los relés de secuencia negativa del gene




podrían no ser buen respaldo para fallas en el sistemaporque se tendría daño adicional al equipo debido atiempos de disparo largos antes de que la falla sealibrada y subsecuente inestabilidad del generador paralos tiempos de libramiento de falla largos. Como seapuntó anteriormente, el relé de secuencia negativa no

protege para fallas trifásicas balanceadas.

CONSECUENCIAS

Como se estableció al inicio de esta sección, existenreglas en la aplicación de la protección de respaldo delsistema. Las más recientes investigaciones de laindustria sobre este tópico muestran el riesgo en laseguridad y la sensibilidad.

En la investigación fueron reportadas un total de 46

operaciones de la protección de respaldo. De este total,fueron 26 operaciones correctas y 29 operacionesincorrectas. La protección de respaldo de tierra tienelas menores operaciones incorrectas. Las operaciones defase y secuencia negativa fueron casi iguales entrecorrecta e incorrectas. De estas operacionesincorrectas, nueve fueron fallas o mal ajuste del relé,tres fueron errores de alambrado, tres fueron ajustesincorrectos, tres fueron circuitos de potencial abierto, yuna fue error del personal. Estas operacionesincorrectas enfatizan la necesidad de tener cuidado enla aplicación e implementación de la protección de

respaldo. Esto también muestra el hecho de que estosesquemas de relés son seguros cuando se aplican eimplementan correctamente.

La investigación también describe tres eventos queocurrieron como resultado de no tener relés de respaldo.Dos resultaron en un incendio que quemó seis cubículos

como consecuencia de una falla de interruptorestercero reportó daños al generador como resultadooperación durante una hora con un polo del interrde alta tensión abierto. Otro incidente ligadoprotección de respaldo, fue una falla a tierra libradmucho tiempo resultante de una operación de fa

interruptor de 230 kV la cual originó un daño erotores de generadores debido a la sensibilidad drelés electromecánicos de secuencia negativa.

CONCLUSIONES

La aplicación de la protección de respaldo de geneinvolucra tener mucho cuidado en las consideracentre sensibilidad y seguridad. El riesgo de aprotección de respaldo puede ser minimizado tenmucho cuidado en observar los puntos discutidos en

sección del tutorial. Estos riesgos tienen muchopor las consecuencias de no tener protección de resadecuada.

REFERENCIAS

1. "A Survey of Generator Back-up ProtePractices IEEE Committee Report," Transactions on Power Delivery, Vol. 5, No. 2,1990, pp 575-584.

2. Higgins,T.A., Holly, HJ., and Wall, L.A., "GeneRepresentation and Characteristics For TPhase Faults," Georgia Institute of TechnRelay Conference, 1989.

3. ANSIIIF-EEC37.102-1987,"Guide for Generator Protection."




SECCIÓN 12

ENERGIZACIÓN INADVERTIDA DEL GENERADOR

RESUMENLa energización accidental o inadvertida de generadoressincrónicos ha sido problema particular dentro de laindustria en años recientes. Un número significante demáquinas grandes han sido dañadas o, en algunos casos,completamente destruidas cuando fueron energizadasaccidentalmente mientras estaban fuera de línea. Lafrecuencia de estas ocurrencias ha dirigido a losfabricantes de generadores grandes en U.S.A. harecomendar que el problema sea manejado vía esquemasde relés de protección dedicados.

INTRODUCCIÓN

La energización inadvertida o accidental de grandesgeneradores-turbina ha ocurrido lo suficientementefrecuente dentro de la industria en años recientes parallegar a ser un tema preocupante. Cuando un generadores energizado mientras esta fuera de línea y girando, orodando hacia el paro, se convierte en un motor deinducción y puede ser dañado en unos pocos segundos.

También puede ocurrir daño en la turbina. Un númerosignificante de máquinas grandes han sido severamentedañadas y, en algunos casos, completamente destruidas.El costo a la industria de tal ocurrencia no es únicamenteel costo de la reparación o reemplazo de la máquinadañada, sino además el costo sustancial de la compra depotencia de reemplazo durante el periodo en que launidad está fuera de servicio. Errores de operación,arqueos de contactos del interruptor, malfuncionamiento del circuito de control o una combinaciónde estas causas han dado como resultado que elgenerador llegue a ser energizado accidentalmentemientras está fuera de línea.

ERRORES DE OPERACIÓN

Los errores de operación se han incrementado en laindustria porque las centrales generadoras de altatensión han llegado a ser más complejas con el uso deconfiguraciones de interruptor y medio y bus en anillo.La figura 1 muestra los diagramas unifilares para estasdos subestaciones.

Figura 1A. Subestación típica de interruptor y medio

Figura 1B. Subestación típica de bus en anillo

Estos diseños de subestaciones proporcionan suficflexibilidad para permitir que un interruptogenerador de alta tensión (A ó B) sea sacado de sesin también requerir que la unidad sea removidservicio. Las cuchillas desconectadoras de

interruptores (no mostradas) están disponibles aislar al interruptor para reparación. Cuando la uestá fuera de línea, sin embargo, los interruptoregenerador (A y B) son generalmente regresadservicio como interruptores de bus para completafila en una subestación de interruptor y mecompletar un bus en anillo. Esto da como resultadel generador sólo está aislado del sistema únicametravés de una cuchilla desconectadora de alta te(S1). Aislamiento adicional del sistema de pot




puede ser proporcionado removiendo los tirantes(straps) del generador u otros dispositivos deseccionalización en el bus de fase aislada del generador.Generalmente, estos dispositivos del bus de fase aisladason abiertos para proporcionar libramientos oaislamientos seguros para salidas prolongadas de la

unidad. Existen muchas situaciones en las cuales lacuchilla si proporciona el único aislamiento entre lamáquina y el sistema. Aún con inter-bloqueos entre losinterruptores del generador (A y B) y la cuchilla S1 paraprevenir el cierre accidental de la cuchilla, ha sidoregistrado un número significante de casos de unidadesenergizadas accidentalmente a través de esta cuchillaS1 mientras están fuera de línea. Una complicación deeste problema es la posibilidad de que algunas o todaslas protecciones del generador, por una u otra razón,puedan estar deshabilitadas durante este periodo.

Otra trayectoria para la energización inadvertida de ungenerador es a través del sistema de auxiliares de launidad por el cierre accidental de los interruptores deltransformador auxiliar (C ó D). Debido a la mayorimpedancia en esta trayectoria, las corrientes y el dañoresultante son mucho menores que los experimentadospor el generador cuando es energizado desde el sistemade potencia.

ARQUEO DE LOS CONTACTOS DEL INTERRUPTOR:

El esfuerzo dieléctrico extremo asociado con losinterruptores de A.T. y E.A.T. y el pequeñoespaciamiento de aire entre contactos asociados con susrequerimientos de interrupción de alta rapidez puedenconducir al arqueo de contactos. Este arqueo decontactos (generalmente uno o dos polos) es otro métodopor el cual los generadores han sido energizadosinadvertidamente. El riesgo de un arqueo es muchomayor justo antes de la sincronización o justo despuésde que la unidad es removida de servicio. Durante esteperiodo, la tensión a través del interruptor de generadorabierto puede ser dos veces el normal según la unidad sedeslice angularmente con el sistema. Una pérdida depresión en algunos tipos de interruptores de A.T. yE.A.T. durante este período pueden resultar en elarqueo de uno o dos polos del interruptor, energizando algenerador y causando un flujo significante de corrientedesbalanceada dañina en los devanados del generador.Esta única condición de falla de interruptor debe serrápidamente detectada y aislada para prevenir un dañomayor al generador.

Máquinas grandes conectadas al sistema a travéinterruptores de generador de media tensión hantambién energizadas inadvertidamente. El uso de interruptores de media tensión permite mflexibilidad de operación que la configuración tradide conexión en unidad. La figura 2 muestra un diag

unifilar típico para este diseño.

Cuando el generador esta fuera de línea, el interrupes abierto para proporcionar aislamiento del sisEsto permite que el transformador auxiliar de la upermanezca energizado y llevando carga cuangenerador está fuera de servicio y proporciona potpara el arranque cuando el generador va a ser pueslínea. Han sido reportados casos de cierre acciddel interruptor E y arqueos de polos resultantpérdida de la capacidad dieléctrica.

Figura 2. Subestación con interruptor de generador ebaja tensión

Respuesta del generador a la energizinadvertida.

Respuesta del generador a energización trifáCuando un generador es energizado accidentalmentla tensión trifásica del sistema mientras está giranconvierte en un motor de inducción. Duranenergización trifásica en parada, un flujo rotatofrecuencia síncrona es inducido en el rotor

generador. La corriente resultante en el rotforzada hacia las trayectorias subtransitorias cuerpo del rotor y los devanados de amortiguamienexisten) similares a las trayectorias de la corrientrotor para corrientes de secuencia negativa estator durante el generador en una fase. La impedde la máquina durante este gran intervaldeslizamiento es equivalente a su impedancisecuencia negativa (R2G + JX2G). La comporesistiva de la impedancia es usualmente despreLa reactancia de secuencia negativa de la máqui




aproximadamente igual a (X”d + X”q)/2. La tensión y lacorriente en terminales de la máquina durante esteperiodo será una función de la impedancia del generador,el transformador elevador y del sistema. Cuando ungenerador es energizado inadvertidamente, la corrientedel estator induce corrientes de grandes magnitudes en

el rotor, causándole rápido calentamiento térmico. Estacorriente del rotor es inicialmente a 60 Hz, perodisminuye en su frecuencia según se incrementa lavelocidad del rotor debido a la acción de motor deinducción.

Si el generador está conectado a un sistema fuerte, lascorrientes iniciales en el estator estarán en el rango detres a cuatro veces su capacidad y la tensión enterminales estará en el rango de 50-70% del nominal,para valores típicos de impedancias de generador ytransformador elevador. Si el generador está conectado

a un sistema débil, la corriente en el estator podríaúnicamente ser una o dos veces su capacidad y la tensiónen terminales únicamente 20-40% del nominal. Cuando elgenerador es energizado inadvertidamente desde sutransformador auxiliar, la corriente en el estator serádel rango de 0.1 a 0.2 veces su capacidad debido a lasgrandes impedancias en esta trayectoria. El circuitoequivalente mostrado en el apéndice I puede ser usadopara determinar aproximadamente las corrientes ytensiones iniciales de la máquina cuando un generador esenergizado desde el sistema de potencia.

RESPUESTA DEL GENERADOR DEBIDO AENERGIZACIÓN MONOFÁSICA: La energizaciónmonofásica de un generador con la tensión del sistemade potencia mientras está en reposo sujeta al generadora una corriente desbalanceada significante. Estacorriente causa flujo de corriente de secuencia negativa

y calentamiento térmico del rotor similar al causado porla energización trifásica. No existirá un par deaceleración significante si la tensión aplicada algenerador es monofásica y la unidad está esencialmenteen reposo. Corrientes de secuencia positiva y negativa

fluirán en el estator y ellas inducirán corrientes deaproximadamente 60 Hz en el rotor. Esto producecampos magnéticos en dirección opuesta sin generaresencialmente un par de aceleración neto. Si la tensiónmonofásica es aplicado cuando la unidad no está enreposo sino, por ende, a velocidad media nominal, el parde aceleración debido a la corriente de secuenciapositiva será mayor que el par de des-aceleración debidoa la corriente de secuencia negativa y la unidad seacelerará. El arqueo del interruptor es la causa másfrecuente de la energización inadvertida monofásica.

Esta situación es más fácil que ocurra justo antessincronización o justo después de que la unidaremovida de servicio cuando la tensión de la máquinsistema esta 180° fuera de fase. La magnitud corriente del estator puede ser calculada usancircuito equivalente de componentes simét

mostrado en el Apéndice II para un geneconectado al sistema de potencia a través dtransformador elevador delta-estrella a tierra.

DAÑO EN EL GENERADOR DEBIDO A LAENERGIZACIÓN INADVERTIDA.

El efecto inicial de la energización inadvertida generador desde el reposo o cuando está rodandorápido calentamiento en las trayectorias del hcerca de la superficie del rotor debido a la corr

inducida en el estator. Estas trayecprincipalmente consisten de las cuñas, hierro del roanillos de retención. La profundidad de la penetde la corriente es una fracción de puconsiderablemente menor de la profundidad ddevanados del rotor. Los contactos entre componentes son puntos donde una rápida elevacióntemperatura ocurre, debido principalmente al arLas cuñas, por ejemplo, tienen poca carga “clampinreposo, resultando en arqueo entre ellas y el hierrrotor. El calentamiento por arqueo comenzará a flos metales, y podría causar que las cuñas

debilitadas al punto de fallar de inmediaeventualmente, dependiendo del tiempo de disparolibrar el incidente de la energización inadvertidaocurre daño a los devanados del rotor, podrían ser mecánicos debido a la pérdida de las cuñas de sopen lugar del calentamiento. Debido a la baja profunde la penetración de la corriente, los devanadorotor podrían no experimentar una elevaciótemperatura excesiva y, por lo tanto, podrían ndañados térmicamente.

El calentamiento generalizado de la superficie del a una temperatura excesiva se propaga a las

descritas, pero si el disparo es retrasado el rotordañado y no se podrá reparar. Las magnitudecorriente en el estator durante este incidente generalmente dentro de su capacidad térmicaembargo, si ocurre un calentamiento sostenido del las cuñas u otras partes del rotor podrían rompedañar al estator. Esto podría dar como resultapérdida del generador entero.

El tiempo en el cual el daño del rotor ocurre puedcalculado aproximadamente usando la ecuación pa




capacidad de secuencia negativa de corto tiempo del

generador . Cuando la máquina está en o

cerca del reposo y es energizado inadvertidamentedesde una fuente trifásica o monofásica, el valor de I

K tI22 =

2 usada en esta fórmula es la magnitud en por unidad de la

corriente de fase del generador fluyendo en losdevanados de la máquina. Si el generador es energizadodesde una fuente monofásica en o cerca de la velocidadde sincronismo, debe ser usada la componente desecuencia negativa de la corriente. Los circuitosequivalentes en el Apéndice I y II pueden ser usadospara determinar el valor de la corriente para estassituaciones.

En el caso de las unidades cross-compound, camposuficiente es aplicado a una velocidad muy baja paramantener a los generadores en sincronismo. Laaplicación inadvertida de tensión trifásica intentará

arrancar a ambos generadores como motores deinducción. El riesgo térmico al rotor es el mismo quecuando no se aplica el campo y es agravado por lapresencia de corriente en el devanado de campo delrotor.

DAÑO A MÁQUINAS HIDROS: Los hidrogeneradoresson máquinas de polos salientes y están provistosnormalmente con devanados de amortiguamiento en cadapolo. Estos devanados de amortiguamiento podrían o nopodrían no estar conectados juntamente. La

energización inadvertida podría crear suficiente par enel rotor para producir alguna rotación. Más importantela capacidad térmica del devanado de amortiguamiento,especialmente en el punto de conexión a los polos deacero, podrían no ser adecuado para las corrientesresultantes. El calentamiento de los puntos de conexión,combinado con la deficiente ventilación, crearan dañorápidamente. Puesto que el diseño de loshidrogeneradores es único, cada unidad necesita serevaluada para ver los efectos dañinos de la energizacióninadvertida.

RESPUESTA DE LA PROTECCIÓN CONVENCIONALDEL GENERADOR A LA ENERGIZACIÓNINADVERTIDA

Existen varios relés usados en el esquema de protecciónque podrían detectar, o pueden ser ajustados paradetectar, la energización inadvertida. Ellas son:

♦ Protección de pérdida de campo.

♦ Relé de potencia inversa.

♦ Relé de secuencia negativa.

♦ Falla de interruptor.

♦ Relés de respaldo del sistema.

PROTECCIÓN DESHABILITADA: La protección penergización inadvertida necesita estar en secuando el generador está fuera de servicio. Estoopuesto de la protección normal. Frecuentementempresas deshabilitan la protección del genecuando la unidad está fuera de línea para prevedisparo de los interruptores del generador los cualesido regresados al servicio como interruptores de bsubestaciones con interruptor y medio y bus en También es una práctica de operación común removfusibles de los transformadores de potencial (TP’s

generador como una práctica de seguridad cuangenerador es removido de servicio. Esto deshablos relés dependientes de la tensión para proporcprotección contra la energización inadvertida. Mempresas usan contactos auxiliares (52 a) dcuchillas desconectadoras de alta tensión del genepara deshabilitar automáticamente la protecciógenerador cuando la unidad está fuera de línea lpuede evitar que estos relés operen como protecontra la energización inadvertida. En muchos casoingenieros no reconocen esta falla de la protección.

RELÉS DE PÉRDIDA DE CAMPO: Los relés de péde campo dependen de la tensión. Si la fuentensión es desconectada cuando la unidad está fuelínea, este relé no operará. También debe notarse relé de pérdida de campo es muchas veces sacaservicio por un switch desconectador y/o contactosde interruptor cuando la máquina está fuera de Por lo tanto, dependiendo de cómo ocurre la energizinadvertida, la protección de pérdida de campo pestar deshabilitada.

RELÉS DE POTENCIA INVERSA: El nivel de potresultante de la energización inadvertida generalmestá dentro del rango de pickup del relé de potinversa. El disparo de este relé es bastante reta(normalmente 30 segundos o más) el cual es un tmuy grande para prevenir daño al generador. En atipos de estos relés, este retardo de tiempintroducido a través de un timer operado con tensiCA. cuyo nivel de pickup requiere que esté prese50% de la tensión nominal en terminales. Si la tensterminales del generador está abajo de este nivrelé no operará. Si la fuente de potenci




desconectada, el relé de potencia inversa es tambiéninhibido.

RELÉ DE SECUENCIA NEGATIVA: Es práctica comúnproporcionar protección al generador contra condicionesde desbalance externo que podrían dañar a la máquina.

Esta protección consiste de un relé corriente-tiempo elcual responde a la corriente de secuencia negativa. Dostipos de relés son usados para esta protección: Un reléde sobrecorriente de tiempo electromecánico y un reléestático con una característica de sobrecorriente de

tiempo que iguala la curva de capabilidad I del

generador. El relé electromecánico fue diseñadoprincipalmente para proporcionar protección a la máquinacontra fallas desbalanceadas en el sistema, no libradas.El pickup de corriente de secuencia negativa de esterelé es generalmente 0.6 p.u. de la corriente de plenacarga nominal. Los relés estáticos son mucho mássensitivos y son capaces de detectar y disparar paracorrientes de secuencia negativa abajo de la capacidadcontinua del generador. El relé de secuencia negativaestático, por lo tanto, detectará energizacionesinadvertidas monofásicas para muchos casos. Larespuesta del relé electromecánico debe ser checadapara asegurar que su ajuste sea suficientementesensitivo, especialmente en aplicaciones en las cuales launidad es conectada a un sistema débil. El disparo deestos relés podría ser supervisado por contactos 52a de la cuchilla o interruptor de alta tensión lo cualpodría dejarlo inoperativo para eventos de arqueo delinterruptor cuando el interruptor está abiertomecánicamente.

Kt22 =

PROTECCIÓN DE FALLA DE INTERRUPTOR DELGENERADOR: La falla de interruptor de generadordebe ser iniciada para aislar un generador por unacondición de energización inadvertida debido al arqueodel interruptor. Un diagrama funcional para un esquematípico de falla de interruptor de generador se muestraen la figura 3.

Figura 3. Lógica de falla del interruptor del generador

Cuando los relés de protección del generador detectanuna falla interna o una condición anormal, intentarándisparar a los interruptores del generador y al mismo

tiempo iniciar el(los) timer(s) de falla de interruptoel(los) interruptor(es) no libra la falla o conanormal en un tiempo especificado, el timer disparlos interruptores de respaldo necesarios para remogenerador del sistema. El detector de corriente (el contacto del interruptor (52a) son usados

detectar que el interruptor ha abierto exitosamentcontacto 52 a de interruptor debe ser usado encaso puesto que existen fallas y/o condiciones anordel generador las cuales no producirán suficcorriente para operar al detector de corriente (CDuno o dos polos de un interruptor arquean para enerun generador, dos condiciones deben ser satisfpara iniciar la falla de interruptor:

1. El arqueo debe ser detectado por un reprotección del generador que pueda inicializrelé de falla de interruptor (BFI).

2. El detector de corriente de falla de interr(CD) debe ser ajustado con suficiente sensibpara detectar la condición de arqueo.

RELÉS DE RESPALDO DEL SISTEMA: Reléimpedancia o de sobrecorriente controlado o restrpor tensión, usados como protección de respaldgenerador, pueden ser ajustados para proporcdetección de la energización inadvertida trifásicaoperación, sin embargo, debe ser checada compasus ajustes con las condiciones esperadas en term

de la máquina por la energización inadvertida. relés tienen asociado un retardo de tiempo para disel cual generalmente es muy largo para evitar qgenerador sea dañado. Intentos de reducir este tde retardo generalmente resultan en disparo en por oscilaciones, estables de potencia o pérdidcoordinación bajo condiciones de falla. Tambiéoperación del tipo particular de relé usado debrevisada para la condición cuando la tensiópolarización o de restricción sea desconectada.

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DEDICADOS PARDETECTAR LA ENERGIZACIÓN INADVERTIDA

Debido a las severas limitaciones de los convencionales de generadores para detectaenergización inadvertida, han sido desarrolladinstalados esquemas de protección dedicados.diferencia de los esquemas convencionalesprotección, los cuales protegen cuando el equipo esservicio, estos esquemas proporcionan protección cel equipo está fuera de servicio. Así, se debe




mucho cuidado cuando se implemente esta protección talque la fuente de C.D. para disparo y las cantidades deentrada al relé no sean removidas cuando la unidadprotegida está fuera de línea.

Esta sección del tutorial describe varios esquemas deprotección dedicados contra energización inadvertidapara unidades sin interruptor de baja tensión delgenerador. La juiciosa selección de las fuentes deentrada permiten que muchos de estos esquemas, seanaplicados a generadores con interruptor de baja tensión.Cualquiera que sea el esquema de protección para laenergización accidental del generador, la proteccióndebe ser conectada para disparar a los interruptores decampo y de alta tensión, disparar los interruptores deauxiliares, iniciar el respaldo por falla del interruptor dealta tensión, y estar implementado de tal forma que noquede deshabilitado cuando la máquina esté fuera deservicio.

RELÉS DE SOBRECORRIENTE SUPERVISADO PORFRECUENCIA.

La figura 4 describe un esquema de sobrecorrientesupervisado por frecuencia diseñado específicamentepara detectar la energización accidental. El esquemautiliza un relé de frecuencia para supervisar la salida dedisparo de los relés de sobrecorriente instantáneosajustados sensiblemente. Los relés de sobrecorrienteson automáticamente armados por el relé de frecuencia

si la unidad está fuera de línea y permanece armadomientras la unidad está apagada. Para asegurar laconfiabilidad del disparo de alta rapidez, los relés desobrecorriente deben ser ajustados a un 50% ó menosde la corriente mínima vista durante la energizaciónaccidental. El relé de frecuencia (81) usado paraidentificar cuando el generador está fuera de línea debetener un punto de ajuste bien abajo de cualquierfrecuencia de operación de emergencia. Sus contactosde salida también deben permanecer cerrados cuando latensión es cero. El relé de balance de tensión (60)previene operaciones incorrectas debido a la pérdida de

potencia del relé de frecuencia bajo condicionesnormales de operación.

Cuando el generador es sacado de línea, la frecuencia dela máquina caerá abajo del punto de ajuste del relé defrecuencia. El relé de frecuencia energizará el reléauxiliar 81x a través del contacto normalmente cerradodel relé de balance de tensión. Un contacto del reléauxiliar 81 x se cerrará entonces para habilitar elcircuito de disparo de los relés de sobrecorriente. Elesquema de protección es así armado y permanece

armado todo el tiempo que la unidad está fuera. Ala fuente de potencial de C.A. es desconectada mieque el generador está fuera por mantenimientcontacto del relé de frecuencia debe permacerrado, permitiendo así el disparo por sobrecorrde alta rapidez. Cuando el generador sea energ

accidentalmente, el relé de frecuencia abrirácontactos, pero el retardo de tiempo al dropout deauxiliar 81 x permitirá el disparo por sobrecorrient

Cuando el generador es acelerado para estar listoconectarlo, la frecuencia de la máquina excedfrecuencia del punto de ajuste del relé. El refrecuencia opera y desenergiza el relé auxiliarEste, después de que transcurre su retardo de tde dropout, desarma el circuito de disparo de los de sobrecorriente. El esquema de sobrecorsupervisado por frecuencia no proporcionará prote

para un arqueo del interruptor de generador detensión justo antes de la sincronización cuanmáquina está en o cerca de su velocidad nominal ccampo aplicado. Protección adicional, como se desen la siguiente sección, debe ser instalada parasituación.

Figura 4. Lógica de sobrecorriente supervisada por frec

RELÉS DE SOBRECORRIENTE SUPERVISADOS CTENSIÓN

La figura 5 muestra un esquema de sobrecorrsupervisado con tensión el cual está diseñado detectar la energización accidental. Este esqutiliza relés de tensión (27-1 y 27-2) para supervisrelé estático de sobrecorriente de fase instantáneo




de alta rapidez, para proporcionar protección contra laenergización inadvertida. Los relés de sobrecorrienteson armados automáticamente cuando la unidad estáfuera de línea y permanecen armados mientras la unidadestá fuera. Ellos son removidos automáticamente deservicio cuando la unidad está en línea. Las unidades de

sobrecorriente se ajustan para responder a corrientesdel 50% ó menos de la corriente mínima vista durante laenergización accidental. Los relés de baja tensión (27-1

y 27-2) habilitan y deshabilitan a los detectores decorriente (50) vía los relés de retardo de tiempo (62-1 y62-2). Dos relés 27 son alimentados detransformadores de tensión separados para prevenir lamala operación que puede resultar de la pérdida de unafuente de potencial. Un relé de retardo de tiempo (62-3) y un relé alarma detector de tensión (74-1) sonusados para alarmar esta situación. Los relés de tensión27-1 y 27-2 son generalmente ajustados en

aproximadamente el 85% de la tensión nominal. El timer62-1 deshabilita el disparo por relés de sobrecorriente(50) después de que la tensión regresa a la normalidadantes de la sincronización. El timer 62-2 habilita eldisparo por sobrecorriente cuando la tensión cae abajodel 85% del normal cuando la máquina es removida deservicio. El timer 62-2 es ajustado con suficienteretardo (generalmente dos segundos) para prevenir quehabilite a los relés de sobrecorriente para fallas en elsistema de potencia o en los auxiliares de la unidad lascuales podrían llevar la tensión en terminales de lamáquina abajo del nivel de 85%. El esquema se repondrá

cuando el campo del generador es aplicado paradesarrollar su tensión nominal antes de la sincronización.Así, el arqueo del interruptor de alta tensión delgenerador justo antes de la sincronización no serádetectado. Protección adicional, como se describe en lasiguiente sección, debe ser instalada para esta situación.

Para mejorar la integridad de este esquema, hanseleccionado instalarlo en el lado de alta tensión usandoTC’s y C.D. localizadas en esta área. Otros hanseleccionado ubicarlo en la planta e instalarlo de talforma que no sea desconectado cuando la unidad está

fuera de línea. Ubicando los TC’s en las terminales de lamáquina, el relé puede ser ajustado para detectar laenergización inadvertida a través del transformador deauxiliares. La referencia 5 proporciona una descripcióndetallada del esquema de sobrecorriente supervisadocon tensión.

27 - Relés de baja tensión, instantá

estáticos.50 - Tres relés de sobrecorriente, instantá

estáticos.

62 - Relés con retardo de tiempo ajustable.

74 - Relés de alarma, de armadura, reseteables, con banderas.

86 - Relé de bloqueo, dispara a los interrupdel generador e inicializa el timer de fainterruptor.

94 - Relé de disparo, de armadura, de alta ra

Figura 5. Lógica de sobrecorriente supervisada por te

RELÉS DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL




Figura 6. Lógica de sobrecorriente direccional

El esquema dibujado en la figura 6 emplea tres relés desobrecorriente de tiempo inverso direccionales. Las

señales de tensión y corriente son obtenidas de lasterminales del generador. Se usan dos diferentesmétodos. El método 1 usa un relé que tiene máximasensibilidad cuando la corriente aplicada al relé adelantaa la tensión por 30°. Para asegurar que la capacidad decarga subexcitada de la máquina no este disparejaapreciablemente, la conexión de 60° (IA – IB y VAC ) esusada. Se requieren TCs conectados en delta o TCsauxiliares, o TPs conectados línea a tierra podrían seraplicados. El ajuste usado podría involucrar uncompromiso entre la sensibilidad deseada y un ajuste enel cual el relé no sea dañado térmicamente por la máxima

corriente de carga continua. El método 2 usa un relé quetiene máxima sensibilidad cuando la corriente aplicada alrelé adelanta a la tensión por 60°. Una conexión de 90° al relé (IA y VBC ) permitirán que la operaciónsubexcitada adecuada sea lograda. Algunos relés deeste tipo tienen una sensibilidad fija de 0.5 Amperes yuna capacidad continua de 5.0 Amps. Generalmente seajustan para operar en 0.25 segundos a 2 veces lacorriente nominal del generador. Los relés desobrecorriente direccional (67) debe disparar a losinterruptores del generador e inicializar el timer de

falla de interruptor. Este esquema depende de qpotencial esté presente para su adecuada operaciónlo tanto, si el procedimiento de operación de la comrequiere quitar los fusibles de los TPs del generadoseguridad cuando la unidad es sacada de servicio,esquema no debe ser aplicado.

RELÉS DE IMPEDANCIA

Este es un esquema desarrollado el cual usa reléimpedancia localizados en el tablero de alta tensicuales son polarizados para “ver hacia” la máquina se muestra en la figura 7. El relé de impedancajusta para detectar la suma de la reactanciatransformador elevador y la reactancia de secunegativa de la máquina (X1T + X2g) con un m

apropiado. En algunos casos, el relé de impedancsupervisado por un relé de sobrecorriente instanpara prevenir operación en falso por pérdidpotencial. Algunas empresas conectan al reimpedancia para disparar a los interruptores detensión del generador e iniciar el paro de la unidapensar en que la unidad esté dentro o fuera de línerelé de impedancia generalmente opera para oscilacde potencia inestable y requiere un análisiestabilidad muy completo para asegurarse de qesquema no disparará con oscilaciones estables. empresas eligen la habilidad del esquema para dis

con alta rapidez únicamente cuando la unidad está de línea y agregan un retardo de tiempo por segucuando la unidad está en línea. La figura 7 eilustración de tal esquema. Este proporciona una mde protección aún si los contactos auxiliares cuchilla del generador fallan para habilitar el dispaalta rapidez. El esquema disparará a la unidadcampo es aplicado cuando ocurre la energizaccidental previendo que la unidad está sustancialmfuera de fase con el sistema en el momento energización. Se requiere protección adicional penergización monofásica, puesto que un relimpedancia tiene capacidad limitada para detectarcondición.




50 - Relés de sobrecorriente instantáneo.

21 - Relé de distancia.

62 - Relé con retardo de tiempo ajustable.

62TX - Timer auxiliar.

51/89b - Contacto auxiliar de la cuchilla de alta tensióndel generador.

52X - Relé auxiliar – Retardo de tiempo al dropout.86 - Relé de Bloqueo: Dispara a los interruptores

del generador y arranca el timer de falla deinterruptor.

Figura 7. Lógica del relé de impedancia

RELÉS DE SOBRECORRIENTE HABILITADOS CONCONTACTO AUXILIAR

El esquema mostrado en la figura 8 usa el contactoauxiliar del interruptor de campo del generador parahabilitar y deshabilitar un relé de sobrecorriente para

detectar la energización inadvertida cuando la unidadestá fuera de línea. Este esquema consiste de tresdetectores de corriente de falla, instantáneos, nodireccionales los cuales son armados para disparar si elinterruptor de campo está abierto o fuera de su rack.Cualquiera de estas condiciones energizará un timer (62)con retardo de tiempo en el pickup y dropout quehabilita el esquema. Los relés de sobrecorriente sonajustados en 50% ó menos de la corriente mínima vistadurante la energizacion accidental. Para evitar suoperación en falso cuando la unidad está en servicio, elesquema está diseñado de tal forma que no es armado a

menos que los relés de sobrecorriente sean reseteadosprimero.

41 Pos - Cerrado cuando el interruptor de campo estárack.

41 b - Contacto auxiliar del interruptor de campo.

50 - Tres relés de sobrecorriente instantáneos.

62 - Timer con retardo de tiempo (ciclos) al pidropout.

86 - Relé de bloqueo que dispara a los interruptorgenerador e inicializa el timer de falinterruptor.

Figura 8. Lógica del relé de sobrecorriente habilitadocontacto auxiliar

Si la unidad está en línea, y los relés de sobrecorroperan debido a la carga, la bobina del relé 62 epaseada para prevenir su operación. Este esquemadiseñado de tal forma que ninguna función de dispala unidad asociada con una falla o disparo mecánactivará.

Como con algunos otros esquemas descritos, el esqmostrado en la figura 8 se reseteará cuando el csea aplicado a la unidad antes de la sincronizacióesquema no dará protección a bajas RPM de la tucon el campo dentro. Aunque el campo generalmenes aplicado abajo de la velocidad síncrona en unitandem modernas, las unidades cross-comrequieren sincronización entre unidades a muy RPM. Para asegurar la protección durante el períola pre-sincronización, es necesario usar el contact




del interruptor de campo principal no el del interruptorde campo de arranque. Además, la excitación debe sertransferida del excitador de arranque al principal antesde la sincronización para evitar un disparo en falso en lasincronización.

ESQUEMAS DE PROTECCION DEDICADOS PARADETECTAR ARQUEOS DEL INTERRUPTOR DELGENERADOR

Para el arqueo de un polo del interruptor de alta tensión,del generador, redispararlo no desenergizará la máquina.La iniciación del relé de falla de interruptor es requeridapara disparo local adicional y posiblemente el disparo delos interruptores remotos para desenergizar algenerador. Algunos de los esquemas discutidos antespueden ser ajustados para detectar arqueos del

interruptor y proporcionar protección en conjunto con laprotección de falla de interruptor del generador. Otrosesquemas son inoperativos cuando el generador estácerca de su velocidad y tensión nominales antes de lasincronización y deben ser complementados conprotección adicional.

Corrientes desbalanceadas asociadas con el arqueo delinterruptor generalmente causaran que opere el relé desecuencia negativa. La falla de interruptor será iniciadasi los detectores de corriente de falla de interruptorson ajustados con suficiente sensibilidad para detectar

la situación. A continuación describiremos los esquemasdiseñados específicamente para la rápida detección yaislamiento de esta forma única de falla de interruptor.

ESQUEMA DE FALLA DE INTERRUPTORMODIFICADO

Un método usado para acelerar la detección de unarqueo de interruptor es modificar el esquema de fallade interruptor como se muestra en la figura 9. Un reléde sobrecorriente instantáneo (50 N) es conectado en elneutro del transformador elevador y se ajusta pararesponder a un arqueo de un polo del interruptor de altatensión. La salida del relé es supervisada por el contacto“b” del interruptor del generador proporcionando unarranque auxiliar al esquema de falla de interruptor.Cuando el interruptor de generador está abierto y uno odos polos arquean, la corriente resultante en el neutrodel transformador es detectada por el relé 50 N sin elretardo asociado con el esquema de secuencia negativa oalgunos de los esquemas de energización inadvertidadescritos previamente. Los detectores de corriente(CD) asociados con el esquema de falla de interruptor

deben ser ajustados con suficiente sensibilidaddetectar esta condición de arqueo.

52 a, 52 b - Contactos auxiliares del interruptor.

CD - Detector de corriente.

50 N - Relé de sobrecorriente instantáneo.

Figura 9. Lógica de falla de interruptor modificadDISCORDANCIA DE POLOS DEL INTERRUPTOpráctica general que los interruptores de alta teestén diseñados con mecanismos de operindependientes por polo. Para cierres de polosimétricos, estos interruptores son protegidos pointerconexión de contactos auxiliares. Si algún polocerrado al mismo tiempo que otro está abiertproporciona una vía para iniciar el disparointerruptor. Puesto que las indicaciones de los contauxiliares del interruptor no proporcionan una indicpositiva de la posición del polo, estos esquemapueden mejorar por un relé el cual monitorea el flucorriente de las tres fases a través de interrupsensa si alguna fase está abajo de un cierto nivel(indicando un polo del interruptor abierto) al mtiempo que cualquier otra fase está arriba de unalto sustancialmente (indicando un polo cerraarqueando). Para aplicaciones de bus en aninterruptor y medio, la tensión de secuencia cetravés del interruptor es usada para supervisdisparo del relé. Esto previene la operación en




debido a corrientes desbalanceadas causadas por lasimpedancias de fase diferentes en los buses. Así, esterelé de discordancia de polos monitoreado con corrienteproporciona un método para detectar el arqueo delinterruptor, pero el disparo es generalmente conretardo de 0.5 segundos. La referencia 5 proporciona

una descripción detallada de este relé.

CONCLUSIONES

La energización inadvertida de generadores sincrónicosha llegado a ser un problema significante en la industriaen los últimos años en función de que las centralesgeneradoras se han vuelto más complejas. Los esquemasampliamente usados de interruptor y medio y bus enanillo han sido de una ayuda significante para darflexibilidad de operación a las centrales generadoras, de

alta tensión. Estas configuraciones también hanincrementado la complejidad y el riesgo de que elgenerador sea energizado inadvertidamente mientrasque está fuera de línea. Los errores de operación,arqueo de interruptor, mal funcionamiento de loscircuitos de control o una combinación de estas causashan dado como resultado en que los generadores lleguena ser energizados accidentalmente. Debido a que el dañoa la máquina puede ocurrir en pocos segundos, esta debeser detectada y aislada por la acción de relés. Aunqueexisten relés usados como parte de la protección delgenerador normal, su habilidad para detectar la

energización inadvertida del generador es generalmentemarginal. Estos relés normalmente están deshabilitadosen el momento cuando la máquina es energizadainadvertidamente, u operan muy lentos para evitar eldaño al generador y/o la turbina. Por esta razón, lamayoría de fabricantes de turbina-generador en USAhan recomendado, y muchas empresas están instalando,esquemas de protección contra energización inadvertidadedicados. La mayoría de esquemas en servicio en USA

han sido descritos en esta sección. Estos esquvarían debido a que las prácticas de operacfilosofías de protección de las empresas que los usadiferentes. Los ingenieros de protección deben elos riesgos y determinar el impacto de sus prácticprotección sobre la operación de su compañía ant

decidir cual esquema es más adecuado a sus necesidparticulares. Se espera que esta sección le ayuesta tarea.

REFERENCIAS

1. IEEE Power System Relay Working Group Repo88SM527-4 “Inadvertent Energizing ProtectiSynchronous Generators” IEEE TransactionPower Delivery, Vol. 4, Nº 2 April 1989.

2. E.R. Detjen, “Some Additional Thought

Generator Protection”, presented at Pennsylvania Electric Association Relay CommMay 29, 1981.

3. IEEE “Guide for A.C. Generator ProtecANSI/IEEE C37.102-1988.

4. J.G. Manzek and J.T. Ullo, “Implementation Open Breaker Flashover Inadvertent EnergizProtection Scheme on Generators Circuit Breapresented to the Pennsylvania Electric AssocRelay Committee, September 14, 1983.

5. M. Meisinger, G. Rockefeller, L. Schulze, “RA

Protection Against Accidental EnergizatioSynchronous Machines” presented to Pennsylvania Electric Assocition Relay CommSeptember 14, 1983.

6. W.A. Elmire, C.L. Wagner “Pole DisagreeRelaying”, presented to 10th Annual Western Conference, Spokane, Washington, Ocotber 21983.




APÉNDICE I

Cálculos de corrientes y tensiones iniciales cuando un

generador es energizado desde una fuente trifásica.

Circuito equivalente aproximado

Donde:

X15 = Reactancia de secuencia positiva del sistema.

X1T = Reactancia de secuencia positiva

transformador.X2G = Reactancia de secuencia negativagenerador.

R2G = Resistencia de secuencia negativagenerador.

ES = Tensión del Sistema.

ET = Tensión del lado de alta tensióntransformador.

EG = Tensión en terminales del generador.

I = Corriente.

P3φG = Potencia trifásica del generador.

G2T 1S1 XXXEsI

++=

EG = (I) (X2G)

ET = (I) (X2G + X1T )

P3φG = 3I2 R2G




APÉNDICE II

Cálculos de corrientes y tensiones iniciales cuando un

generador es energizado desde una fuente monofásicatal como un arqueo de los contactos del interruptor justo antes de la sincronización.

ARQUEO DE INTERRUPTOR ABIERTO

CIRCUITO EQUIVALENTE DE COMPONENTESSIMÉTRICAS

El diagrama de arriba asume que ocurre un arqueocuando las tensiones del generador y del sistema están

180º fuera de fase. Si no hay campo en la máquinamomento de la energización inadvertida, la tefuente Eg es cero en el circuito equivalente de secu

positiva.

Donde:

X1G, X2G, X0G = Reactancias de secuencia positiva,negativa y cero del generador.

X1T , X2T , X0T = Reactancias de secuencia positiva,negativa y cero del transformaelevador.

X1S, X2S, X0S= Reactancia de secuencia positiva, neg y cero del equivalente del siste

Eg= Tensión del generador.

Es= Tensión del sistema.

I1, I2, I0= Corrientes de secuencia positiva, ne y cero

CIRCUITO SIMPLIFICADO




SECCIÓN 13

FALLA DE INTERRUPTOR DE GENERADOR.

RESUMENUn esquema de falla de interruptor necesita ser iniciadocuando los relés de protección del sistema operan paradisparar al interruptor del generador, pero elinterruptor falla al operar. Debido a las sensibilidadesrequeridas para la protección del generador, respaldar lafalla del interruptor de generador por relés de laterminal remota no es posible. Se requiere falla deinterruptor local. La protección de falla de interruptorpara interruptores de generadores es similar a la de losinterruptores del sistema de transmisión, pero existenpequeñas diferencias que serán tratadas en esta sección.

INTRODUCCIÓN

La protección de falla de interruptor prevé el disparo delos interruptores de respaldo si una falla o condiciónanormal es detectada por los relés de protección y elinterruptor del generador no abre después de lainiciación del disparo. Por ejemplo, si una falla ocondición anormal en la zona de protección del generador1 (Figura 1) no es librada por el interruptor 1 dentro deun tiempo predeterminado, será necesario disparar los

interruptores 2, 3, y 4 localmente para eliminar la falla ocondición anormal.

Consideraciones similares deben darse para arreglosmulti-interruptores tales como configuraciones de busesen anillo o interruptor y medio.

Figura 1

La figura 2 ilustra la operación de un esquema dede interruptor local aplicado a una subestación coen anillo.

Figura 2

Una falla en la zona de protección del generarequiere disparar dos interruptores en la SubestacSi cualquiera de los interruptores fallara para libfalla, la protección de falla de interruptor iniciadisparo de un interruptor adicional y el ditransferido a un interruptor remoto.

La figura 3 es un diagrama lógico que represenesquema básico de protección de falla de interrupto

Figura 3

LÓGICA DE FALLA DE INTERRUPTOR GENERADOR

Un diagrama funcional de un esquema típico de fainterruptor de generador se muestra en la figuIgual que en todos estos esquemas, cuando los relprotección detectan una falla interna o una condicioperación anormal, intentarán disparar al interruptgenerador y al mismo tiempo iniciar el timer de fa




interruptor. Si un interruptor no libera la falla ocondición anormal en un tiempo especificado, el timerdisparará a los interruptores necesarios para remover algenerador del sistema. Como se muestra en la figura 4,para iniciar el timer de falla de interruptor, debe operarun relé de protección y un detector de corriente o un

contacto “a” del interruptor debe indicar que elinterruptor ha fallado al abrir. Excepto por el uso delcontacto “a” del interruptor, el arreglo mostrado en lafigura 4 es típico de muchos esquemas de falla deinterruptor. El contacto “a” del interruptor debe serusado en este caso puesto que existen fallas y/ocondiciones anormales de operación tales como fallas delestator o bus a tierra, sobreexcitación V/Hz, secuencianegativa, baja frecuencia excesiva, flujo de potenciainversa, etc., las cuales no producen suficiente corrientepara operar los detectores de corriente, Si cada polo delinterruptor opera independientemente, contactos “a” del

interruptor de cada uno de los tres polos deben serparaleleados y conectados en el circuito lógico.

52a - Contactos auxiliares del interruptor.CD - Detector de corriente.62 - Timer de falla de interruptor con pickup

ajustable y sin retardo de dropout.

Figura 4. Diagrama funcional de un esquema de falla deinterruptor de generador

Los relés de protección, mostrados en la figura 4,representan a todos los relés del generador y el bus quedisparan al interruptor del generador. Típicamente, losrelés del generador están divididos en grupos primario yde respaldo proporcionando redundancia en las funcionesde protección.

Otro factor a considerar es el procedimiento de

operación cuando una máquina es sacada paramantenimiento. Cuando se usa un arreglo de bus en anillo,o interruptor y medio, o doble bus - doble interruptor enel lado de alta tensión, es práctica común aislar la unidadgeneradora vía una cuchilla desconectadora y cerrar losinterruptores de alta tensión para cerrar el anillo oenlazar los dos buses. Bajo estas condiciones, seránecesario aislar los contactos del relé de disparo ybloqueo para prevenir la operación innecesaria delrespaldo por falla de interruptor durante las pruebas alos relés del generador. Switches de prueba son usados

algunas veces para esta función. Si el generadorconectado al sistema a través de dos interruptoresinterruptor deberá estar equipado con un relé dede interruptor.

Tiempo de falla de interruptor. La protección de

de interruptor debe ser lo suficientemente rápidamantener la estabilidad, pero no tan rápidacomprometa la seguridad del disparo. Estparticularmente importante sobre líneas de transmgrandes donde la estabilidad es crítica. La figumuestra la carta de tiempo para un esquema típifalla de interruptor.

Figura 5. Coordinación del tiempo de falla de interrup

El margen de tiempo sombreado proporciona segurdebe acomodar lo siguiente:

A. Tiempo de interrupción excesivo interruptor.

B. Tiempo de la sobrecarrera.

C. Errores de TCs y TPs.

D. Factor de seguridad.

Detectores de falla. Los detectores que tienenrelación dropout/pickup y cuyo tiempo de dropoafectado mínimamente por la saturación de TCsoffset de C.D. en el circuito secundario, debe

usados. Los generadores pueden ser alimentados ddos interruptores. Es importante que las rtccaracterísticas de excitación y los ajustes ddetectores de falla sean adecuados a las corrientfalla máxima a través de cada interruptor. Ambosdeben tener la misma capacidad y tener la capaadecuada para manejar el burden del circuito.

PROTECCIÓN CONTRA FLASHOVER DELINTERRUPTOR DEL GENERADOR ABIERTO




Otras de las fallas de interruptor que pueden ocurrir ydañar al generador es un arqueo en un interruptorabierto a través de los contactos de uno o más polos delinterruptor para energizar al generador. La protecciónpara este tipo de falla de interruptor se describe adetalle en la sección Inadvertent Energizing de este

tutorial y es resumida brevemente en esta sección,puesto que es una forma de falla de interruptor. Elarqueo del interruptor es más probable que ocurra justoantes de la sincronización o justo después de que elgenerador es removido de servicio cuando la tensión através de los contactos del interruptor del generadorllega a ser hasta dos veces el normal, según eldeslizamiento del generador en frecuencia con respectoal sistema. Aunque los interruptores estándimensionados para soportar esta tensión, laprobabilidad de que un arqueo ocurra durante esteperiodo es elevada. Raramente tales arqueos ocurren

simultáneamente en las tres fases. Por esto, muchosesquemas de protección están diseñados para detectarel arqueo de uno o dos polos del interruptor.

Si uno o dos polos del interruptor arquean, el desbalancede corriente resultante generalmente causará que opereel relé de secuencia negativa del generador oposiblemente el relé de respaldo por sobrecorriente detierra, los cuales iniciarán un disparo del interruptor conarqueo. La falla de interruptor como se muestra en lafigura 4, iniciará si los detectores de corriente (CD) sonajustados con suficiente sensibilidad para detectar estasituación.

Figura 6. Lógica de falla de interruptor modificada

Un método usado para hacer la detección de un ade interruptor es modificar el esquema de falinterruptor como se muestra en la figura 6. Un resobrecorriente instantáneo (50N) es conectadneutro del transformador elevador. La salida del resupervisada por el contacto “b” del interrupto

generador y provoca un arranque adicional al esquemfalla de interruptor. Cuando el interruptor de genees abierto y uno o dos polos del interruptor arquecorriente resultante en el neutro del transformaddetectada por el relé 50N sin el retardo de tasociado con los relés de respaldo de neutro secuencia negativa. Una vez más, los detectorcorriente asociados con la falla de interruptor debeajustados con suficiente sensibilidad para detectarcondición de arqueo.

El arqueo del interruptor de generador puede tam

ser detectado por el relé de discrepancia de polointerruptor. Este relé monitorea las tres corrientlas tres fases que fluyen a través del interrupsensa sí alguna fase está debajo de un cierto límite(indicando un polo de interruptor abierto) al mtiempo que cualquiera de las otras fases está arriun límite alto (indicando un polo cerrado o arqueaPara aplicaciones de interruptor y medio o bus en la tensión 3Vo a través del interruptor es usadasupervisar el disparo del relé para prevenir la operen falso debido a corrientes desbalanceadas caupor diferencias en las impedancias de fase del bus.

CONCLUSIÓN

Esta sección resume las prácticas de la proteccifalla de interruptor reportada con más detalle ereferencias 1 y 2 con mayores explicacioneconceptos básicos. Los esquemas de falla de interrson generalmente conectados para energizar un rebloqueo las cuales disparan los interruptores de resnecesarios, inicia el disparo transferido de interrupremotos necesarios y saca al generador de servicio.

REFERENCIAS

1. “Summary Update of Practices on Breaker FProtection”, IEEE Transactions on Power Appaand Systems, Vol PAS-101, No. 3 March 1982.

2. ANSI/IEEE C37.102-1987, “Guide for AC GeneProtection”.

SECCIÓN 14




DISPARO DEL GENERADOR

RESUMEN

Esta sección proporcionará una visión de los objetivosbásicos y las prácticas recomendadas en la industriapara el disparo de la unidad generadora, una vez que unaanormalidad o corto circuito ha sido detectado,requiriendo sacar la unidad de servicio. La tareaasociada con la aplicación de los esquemas de disparoadecuados sobre las unidades generadoras, no debe sermenospreciada. Para esto, se requiere de ampliosconocimientos del equipo de la unidad generadora, asícomo de su comportamiento en condiciones normales yanormales. La selección del método adecuado deaislamiento del generador minimizará el daño y la

preparará para un rápido regreso a servicio.

INTRODUCCIÓN

La unidad generadora representa una gran inversión parael propietario. La unidad generadora está compuesta porla turbina, el generador, el transformador, el sistema deexcitación y los interruptores. Los objetivos generalesde diseño de los sistemas de protección y sus esquemasde disparo asociados son:

1. Remover la sección dañada del sistema de potencia,para prevenir o minimizar el efecto de disturbiosobre las partes no falladas del sistema.

2. Minimizar o prevenir el daño al equipo.

3. Asegurar al máximo posible que ninguna contingenciasencilla deshabilite totalmente la protección sobrecualquier sistema.

4. proporcionar los medios que permitan que el equipoafectado, retorne rápidamente a servicio.

Más específicamente, los objetivos de los esquemas dedisparo para protección de la unidad generadora sonasegurar que los efectos de las fallas y disturbios seanrestringidos a su localidad. Los esquemas de disparo

deben ser capaces de cumplir estos requerimicuando se tenga una contingencia de primer orden,como la falla de un solo relé de protección a operafalla de un interruptor a disparar.

ESQUEMAS DE DISPARO

Generalmente, los relés de protección discretogenerador, se agrupan para activar los relés auxide disparo de tal forma que los relés con los mmodos de disparo/paro del generador sean estableDonde sea posible, el arreglo de los relés auxiliardisparo debe proporcionar redundancia en las funcde disparo y en los circuitos de disparo, de tal form

los relés de respaldo operen sobre un relé auxilidisparo distinto al de la protección primaria. La asociada con la aplicación de esquemas de disparo las unidades generadoras no debe ser menospreEste esfuerzo requiere de amplios conocimientoequipo de la unidad generadora, así como dcomportamiento en condiciones normales y anormHabría que ser un ciego si la única consideración dadesconectar al generador del sistema eléctrictomar en consideración la manera precisa en la cunidad generadora puede ser aislada del sistempotencia por las distintas funciones de los relé

protección.A continuación se describen cuatro métodos compara sacar el generador de servicio, cuando este tren condiciones de operación anormales inaceptabcon fallas eléctricas.

Disparo simultáneo. Proporciona los medios más rápara aislar al generador. Este modo de disparo es para todas las fallas internas en el generadanomalías severas en la zona de proteccióngenerador. El aislamiento es cumplido por el dispmismo tiempo de los interruptores del generado

interruptor de campo, y el paro del impulsor cerranválvulas de la turbina. Si existe la posibilidad de qpresente una condición de sobre-velocidad signifide la unidad, un retardo de tiempo puede ser usadocircuito de disparo del interruptor de generador.retardo de tiempo es usado, el efecto de este resobre el generador y/o el sistema debe ser determ

Disparo del generador. Este modo de aislamdispara los interruptores del generador y del camesquema no para al impulsor, y se utiliza donde pued




posible corregir la anormalidad rápidamente de tal modoque permita rápidamente la re-conexión de la máquina alsistema en un periodo corto de tiempo. Las proteccionesque disparan al generador por disturbios en el sistemade potencia, en lugar de por fallas/anormalidadesinternas en el generador, pueden disparar de este modo

si es permitido por el tipo de impulsor y las calderas.

Separación de la unidad. Este esquema de disparo essimilar al disparo del generador pero inicia únicamente laapertura de los interruptores del generador. Esteesquema es recomendado aplicarlo cuando se deseamantener las cargas de auxiliares de la unidadconectadas al generador. Por ejemplo, durante undisturbio mayor en el sistema el cual requiere el disparodebido a baja frecuencia, la fuente de reserva podría noestar disponible. La ventaja de este esquema es que launidad puede ser re-conectada al sistema con mínimo

retardo. Este modo de disparo requiere que la unidadsea capaz de operar con baja carga (runback) enseguidade un disparo con rechazo de plena carga.

Disparo secuencial. Este modo de disparo esprincipalmente usado sobre generadores de vapor paraprevenir la sobre-velocidad cuando el disparo retardadono tiene efectos perjudiciales sobre la unidadgeneradora. Es usado para disparar al generador porproblemas en el impulsor cuando no se requiere undisparo de alta velocidad. El primer dispositivo disparadoson las válvulas de las turbinas. Un relé de potencia

inversa en serie con los switches de posición de cierrede válvulas proporciona seguridad contra posible sobre-velocidad de la turbina asegurando que los flujos devapor hayan sido reducidos debajo de la cantidadnecesaria para producir una condición de sobre-velocidad cuando los interruptores del generador sondisparados. Por problemas mecánicos en la turbina o enla caldera/reactor este es el modo de disparo preferidopuesto que previene la sobre-velocidad de la máquina. Sinembargo, la desventaja es de que no existe salida dedisparo para una falla de los switches límites de lasválvulas de las turbinas o el relé de potencia inversa.Cuando esté método es usado, se debe proporcionar unaprotección de respaldo para asegurar el disparo de losinterruptores principal y de campo en el caso de queexista una falla. Esta es generalmente proporcionado porun relé de potencia inversa separado que inicie el disparoen forma independiente. Este modo de disparo no debeanular la protección de los interruptores del generadorque instantáneamente abren al interruptor delgenerador cuando ocurre una falla eléctrica crítica quepuede causar serios daños al generador o al equipo deinterrupción.

La tabla 1 indica las acciones de disparo específicascada tipo de disparo descrito antes.

Modo de disparo Interrupto-res delGenerador

DisparodelCampo

Displa t

Disparo Simultáneo

Disparo del Generador

Separación de la Unidad

Disparo Secuencial

X

X

X

X*

X

X

X*

* Generalmente supervisado por el switch de posición válvula de la turbina y el relé de potencia inversa.

Tabla 1. Acción de disparo.

Selección del esquema de disparo

Muchos factores contribuyen a la decisión sobselección del esquema de disparo apropiado. La sigulista nos muestra algunos de ellos:

• Tipos de impulsor principal – maquina de dieseturbina de gas, turbina de vapor, turbina hidrá

• Impacto de la perdida súbita de potencia de sobre el sistema eléctrico y la turbina.

• Seguridad del personal.

• Experiencia de los operadores.

• Manejo de cargas de auxiliares de las unidurante un paro de emergencia.




Dis-posi-tivo

Disparo delInterruptor

del Generador

Disparo delInterruptorde Campo

TransferenciaDe

auxiliares

Disparode la

Turbina

Unica-mentealarma

21 ó51V

X

24 X Nota 2 X X32 X X X X40 X X X X46 X49 X

51GN X X X X51TN X X X X

59 Nota 1 X59GN

X X X X Nota 3

61 X63 X X X X

64F Nota 4 Nota 4 X71 X78 X81 X

87G X X X X87T X X X X87U X X X X

Notas: 1. El dispositivo 59 puede ser conectado para disparo enunidades Hidrogeneradoras.2. Si el generador está fuera de línea, disparaúnicamente al interruptor de campo.3. Refiérase a la sección sobre “Puesta a tierra delEstator” para protección de tierra al 100%.4. Puede ser conectado para disparar por el fabricantedel generador.

Tabla 2. Lógica de disparo sugerida

La figura 1 describe el complemento típico de laprotección sobre un generador conectado en unidad. Latabla 2 sugiere la lógica de disparo para los distintosrelés de protección. Muchas de estas funciones deprotección han sido discutidas en este tutorial. La tablafue adaptada de las Guías IEEE para la Protección deGeneradores de C.A. (C37.102). Proporciona loslineamientos para desarrollar un esquema de disparoglobal de la protección del generador. Los esquemas de

disparo individuales varían dependiendo de laspreferencias de los propietarios, experiencias deoperación y las capacidades específicas de las turbinas ycalderas. La Tabla 2 proporciona las prácticasgeneralmente aceptadas en la industria.

Figura 1. Configuración típica Unidad GenerTransformador

Otras consideraciones en el desarrollo defilosofías de disparo

El interés ha crecido en los años recientes sobrdiversos accidentes graves ocurridos relacionados filosofía de disparo en estaciones generadoraplantas de potencia grandes, es común el uso tantinterruptor y medio como la conexión en anillo decon una cuchilla sobre el alimentador del generadofigura 2 muestra estos arreglos.




Figura 2. (a) Subestación típica de interruptor y medio

(b) Subestación típica de bus en anillo

Esto permite al generador estar fuera de línea, lacuchilla abierta, y los interruptores cerrados paramantener otros enlaces entre los buses principales. Enlas primeras fases de construcción de la planta, escomún tener una configuración de bus en anillo la cualposteriormente es expandida a un arreglo de interruptor

y medio. La configuración de bus en anillo requiere deuna cuchilla desconectadora sobre el alimentador delgenerador que pueda estar abierta tal que el anillo puedaestar cerrado cuando el generador este fuera de línea.Algunos ingenieros han usado contactos auxiliares deestas cuchillas desconectadoras para deshabilitaralgunas o todas las protecciones del generador cuando elgenerador está fuera de línea. Aun cuando esto pareceser una indicación conveniente del estado de la máquina,

puede ser engañoso por condiciones anormales.

Cuchilla desconectadora. Cuando los relés de protecciónson deshabilitados rutinariamente por la cuchilladesconectadora, lo siguiente debe ser consideradocuidadosamente. Debido a los problemas de ajuste ymontaje los contactos auxiliares podrían no cerraradecuadamente y protecciones vitales podrían estarfuera de servicio cuando más se necesita. También, si loscontactos auxiliares están localizados dentro delcompartimento del motor, ellos podrían únicamenteseguir al mecanismo del motor y no a las navajas de la

cuchilla realmente. Cuando el motor esté desacoplado dela flecha de la cuchilla y esta sea cerrada manualmente,la protección quedará fuera de servicio. Aún si el grupode auxiliares es montado de tal forma que siga a laflecha de operación de la cuchilla, puede haberproblemas. Varios accidentes muy serios pueden seroriginados directamente por el uso de contactosauxiliares para deshabilitar la protección y esta prácticano es recomendada.

Algunos esquemas de control usan los contauxiliares de las cuchillas para deshabilitar cdisparos de calderas mientras que la máquina estáproceso de arranque. Esto es bastante comúunidades de carbón donde se toma un largo tiempoponer la máquina en línea. Si ocurre un di

indeseado, muchas horas pueden ser perdidas.cuando esto es necesario para ser sensitivos problemas de control de calderas, la protecciógenerador no debe estar comprometida duranproceso de arranque deshabilitando su capacidaddisparar a la turbina/caldera.

Mantenimiento. Cuando el generador está fuera depor mantenimiento, reglas y procedimientos de segupueden requerir que los transformadores de potdel generador sean sacados de sus gabinetes. Tamen algunos casos, los transformadores de corr

pueden ser cortocircuitados y también la fuentdisparo de C.D. de la estación puede ser desconecEl ingeniero de diseño debe estar consciente de posibilidades cuando determine el tipo y localizacila protección de respaldo del generador y la protecontra energización inadvertida. La creencia comque si el generador está fuera de línea, la protecces necesaria. Sin embargo, la larga lista de generaque han sido energizados inadvertidamente tiensoportar la necesidad de tener toda la protecciósea posible en servicio aun cuando la máquina esté de línea.

CONCLUSIÓN

La selección de la acción de disparo adecuada parelés de protección del generador es una de los aspmás importantes de la protección de generadores.tarea requiere de un amplio entendimiento dprotección del generador, la capacidad del sisgenerador/turbina y las prácticas operación/mantenimiento de la unidad. La selecciómodo de disparo apropiado minimiza o previene daprepara para el rápido regreso a servicio de la unida

Referencia

1. ANSI/IEEE C37.102-1987, “Guide for AC Gen

Protection”.


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TUTORIAL IEEE DE PROTECCIÓN DE GENERADORES SINCRÓNICOS