Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica

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1 Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE 0502 Proyecto Eléctrico Actualización, implementación y puesta en marcha del sistema de control de excitación estática para la unidad No. 1 de la Planta Hidroeléctrica Electriona. Por: Jonathan Rodríguez Campos Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Diciembre del 2009

2 Actualización, implementación y puesta en marcha del sistema de control de excitación estática para la unidad No. 1 de la Planta Hidroeléctrica Electriona Por: Jonathan Rodríguez Campos Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: Ing. Hermes Richmond Fonseca Profesor Guía Ing. Álvaro Peñaranda Contreras Profesor lector Ing. Jorge blanco Alfaro Profesor lector iv

3 DEDICATORIA Sin duda alguna he llegado a este momento de mi vida gracias a Dios, Él me ha dado fuerzas, vida y una familia que me ha apoyado en todo momento. Mis padres y hermanos son pilares que me han brindado su cariño y motivación a lo largo de todo mi proceso educativo. También Dios puso personas importantes en mi fase universitaria a los cuales les doy una dedicación especial, ya que sin su apoyo no lograría mucho de lo que se logró. Especialmente a ellos, mis colegas y amigos los ingenieros Natalia Picado y Alvaro Marín que con su apoyo incondicional hicieron más que un compañero de estudio. v

4 RECONOCIMIENTOS Al ingeniero Álvaro Peñaranda Contreras quien impulsó el desarrollo de este proyecto, a todo el personal de la C.NF.L quienes ayudaron en su desarrollo y los profesores Jorge Blanco Alfaro y Hermes Richmond quienes colaboraron como lector y guía de este proyecto respectivamente. vi

5 INDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS...X ÍNDICE DE TABLAS... XIII NOMENCLATURA... XIV RESUMEN... XVI CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN Objetivos Objetivo general Objetivos específicos Metodología...3 CAPÍTULO 2: DESARROLLO TEÓRICO Generador sincrónico Circuito equivalente de un generador sincrónico Potencia en los generadores sincrónicos Diagrama de capacidad de carga (curva de capabilidad) Limite de excitación mínima Limitador de excitación máxima Operación de generadores en paralelo con grandes sistemas de potencia Sistemas de excitación Tipos de Excitadoras Excitadoras Rotativas Excitadoras Estáticas Estabilidad del sistema de potencia Estabilidad angular Estabilidad transitoria Estabilidad de pequeña señal Oscilaciones entre sistemas vecinos Oscilaciones locales: Oscilaciones en sistemas longitudinales Estabilidad de frecuencia Estabilidad de Voltaje Estabilidad de Voltaje de Larga Perturbación Estabilidad de Voltaje de Pequeña Perturbación Estabilizadores de sistema de potencia (pss) PSS teoría de operación...48 CAPITULO 3. SISTEMA DE EXCITACIÓN ESTÁTICA vii

6 3.1 Modelo utilizado por la C.N.F.L Elementos que conforman el SEE Transformador de excitación Transformadores de medición Chasis de control Función de cebado o arranque Función de sincronización y generación de las señales de disparo Chasis de rectificación o excitatriz Panel de control manual Ajustadores del voltaje de referencia Dispositivos electrónicos de control y protección Modelos lineales del sistema de excitación estática Modelado del amplificador Modelado de Excitador Modelado del Generador Modelado del Sensor Estabilizador del Sistema de Excitación sin retroalimentación Estabilizador del Sistema de Excitación con retroalimentación Estabilizador de Sistema de Excitación - Controlador PID...63 CAPITULO 4. MANUAL DE INSTALACIÓN DECS Equipos del controlador digital DECS DECS Módulo de la Interfaz de disparo Conjunto de la compuerta Amplificadora Fuente de alimentación selección de la compuerta de pulso Control de compuerta Puente rectificador habilitar / deshabilitar Detección de fallo del fusible Instalación de los componentes del DECS DECS Conexiones Funciones DECS-400 y asignaciones terminales Funciones y asignaciones de terminales del módulo del aislamiento de campo Compensación de la corriente cruzada l modulo de la Interfaz de disparo Conexiones Conjunto de la compuerta Amplificadora CAPÍTULO 5: SINTONIZACIÓN PID DEL AVR Estimación de la ganancia del sistema K G viii

7 5.2 ESTIMACIÓN DE LAS CONSTANTES DE TIEMPO Cálculo de las ganancias PID CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES APÉNDICES A.1 Característica de la respuesta en frecuencia para sistemas lineales ix

8 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Circuito excitador sin escobillas...7 Figura 2.2. Esquema de excitación sin escobillas que incluye excitador piloto...7 Figura 2.3. Circuito equivalente por fase de un generador sincrónico...9 Figura 2.4. Diagrama fasorial para un generador sincrónico sin (Ra=0) (a) sobreexcitado (b) subexcitado...10 Figura 2.5 Dos máquinas conectadas por una unión de goma...13 Figura 2.6. Relación de potencia vs. Desplazamiento angular...13 Figura 2.7. Curva de capabilidad...14 Figura 2.8. Curva para una barra infinita: a) frecuencia contra potencia. b) Voltaje en los terminales contra potencia reactiva...18 Figura 2.9.a) Generador sincrónico operando en paralelo con una barra infinita. b) Diagrama de frecuencia-potencia (o diagrama de casa) para un generador sincrónico en paralelo con una barra infinita Figura Diagrama de frecuencia-potencia en el momento justo de puesta en paralelo.19 Figura Diagrama de frecuencia-potencia, si la frecuencia de vacío del generador antes de la puesta en paralelo fuese ligeramente menor que la frecuencia del sistema Figura Efecto de incrementar los puntos de ajuste del gobernador en a) el diagrama de casa; b) el diagrama fasorial Figura Efecto de incrementar la corriente de campo del generador en el diagrama fasorial de la máquina...22 Figura Modelo general de un Sistema de Excitación Figura Clasificación de estabilidad en sistemas de potencia Figura Par mecánico y eléctrico aplicado al eje...31 Figura Estator, rotor, FMMs resultantes y ángulo del par...33 Figura 2.18 Máquina sincrónica en red infinita...33 Figura 2.19 Ilustración estabilidad transitoria Figura Efecto del Despeje Falla...38 Figura Oscilaciones entre sistemas vecinos...41 Figura Oscilaciones locales...41 Figura 2.23 Oscilaciones en sistemas longitudinales...42 Figura Respuesta de velocidad y el ángulo a las pequeñas perturbaciones...47 Figura 2.25: Esquema de vinculación entre el generador, el sistema de control de excitación y el dispositivo PSS...49 Figura 2.26: Estructura básica del PSS...50 Figura 2.27 Comparación de un sistema de excitación con y sin PSS...53 Figura 3.1 Excitación con fuente de potencia con rectificadores controlados...54 Figura 3.2 Diagrama de bloques de un AVR simplificado...62 x

9 Figura 3.3 Diagrama de bloques de un sistema de AVR compensado...63 Figura 4.1 Disposición interior de equipos en el cubículo del SEE Figura 4.2 Esquema parcial del nuevo sistema...68 Figura 4.3 Conexión típica AC...69 Figura 4.4 Conexiones del indicador de interruptores de fusibles...79 Figura 4.5 Dimensiones totales para la placa y el escudo del DECS Figura 4.6 Dimensiones del corte y de la perforación del panel...82 Figura 4.7 Dimensiones del modulo de aislamiento de campo...83 Figura 4.8 Dimensiones del transformador de aislamiento...83 Figura 4.9 Las terminales del panel trasero...86 Figura 4.10 conexiones para el funcionamiento con energía redundante...88 Figura 4.11 conexiones para la compensación de la...98 Figura 4.12 Diagrama de una conexión típica AC Figura 4.13 Diagrama de una conexión típica DC Figura 4.14 Diagrama de una conexión entre COM 0 y una PC Figura 4.15 conexiones de COM 1 para operación redundante del DECS Figura 4.16 conexiones del DECS-400al RS-485 DB Figura 4.17 Dimensiones del chasis IFM Figura 4.18 Conexiones DECS-400 al IFM Figura 4.19 a) conexiones de terminales para un IFM-150. b) conexiones de terminales para un IFM-150 trifásico Figura 4.20 Interconexión típica del IFM-150, monofásico, control total Figura 4.21 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control total Figura 4.22 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control medio - positivo Figura 4.23 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control medio-negativo Figure Dimensiones del montaje Figura 4.25 Conexiones típicas Figura 5.1 sistema de excitación de control de excitación simplificado con AVR Figura 5.2 retroalimentación para linealizar un sistema de control auto-excitado Figura 5.3 Identificación utilizando RLS Figura 5.4 ventana de ajuste de ganancias, pestaña ganancias del AVR Figura 5.5 calculador PID Figura 5.6 Diagrama de bloques del sistema de excitación propuesto a sintonizar Figura 5.7 simulación del AVR para un sistema de excitación estática sintonizada con PID para un K G = Figura 5.8 Diagrama de bloques del sistema de excitación con parámetros del BESTCOMS-DECS Figura 5.9 simulación del AVR para un sistema de excitación estática sintonizada con parámetros del BESTCOMS-DECS400 con K G = Figura A.1 Respuesta transitoria típica de un sistema de control realimentado ante un cambio en la entrada Figura A.2 Respuesta en frecuencia típica de lazo abierto de un sistema de control de excitación con una maquina sincrónica en circuito abierto xi

10 Figura A.3 Respuesta en frecuencia típica de lazo cerrado de un sistema de control de excitación con una maquina sincrónica en circuito abierto xii

11 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Servicio de corta duración permisible para rotor cilíndrico de generadores sincrónicos Tabla 4.1 Valores nominales del generador...66 Tabla 4.2 Comparación entre el DECS-400 vs. SSE Static Exciter...70 Tabla 4.3 Terminales de operación...88 Tabla 4.4 Terminales de la tensión del generador y de la red...89 Tabla 4.5 Terminales en el sensor de corriente del generador...90 Tabla 4.6 terminales de entradas accesorias Tabla 4.7 Terminales de la entrada de contacto...91 Tabla 4.8 Lista las terminales de IRIG Tabla 4.9 Terminales COM 1 y COM Tabla 4.10 Terminales de salida del control...94 Tabla 4.11 Terminales para las salidas de medición...95 Tabla 4.12 Terminales para las salidas de contacto...96 Tabla Terminales del detector de la corriente de campo...97 Tabla Funciones del Pin Com Tabla 4.15 números de parte Tabla 5.1 Parámetros de ajuste aproximados para la sintonización del AVR con PID para la unidad No.1 de la central hidroeléctrica Electriona xiii

12 NOMENCLATURA K I K D T D S K G K P K I V REF V T V N V P V R EA Vφ Radj R F X S V T V HV E O Ganancia integral Ganancia derivativa Tiempo derivativo Operador de Laplace Ganancia de lazo Ganancia proporcional Ganancia integral Tensión de referencia del generador Tensión en bornes del generador Ruido en tensión de bornes del generador Tensión en la entrada de potencia Tensión en la salida del regulador Tensión interna generada de un generador sincrónico Tensión de salida monofásica de un generador sincrónico Resistencia ajustable Resistencia de campo de un generador sincrónico Reactancia interna del generador Tensión en bornes de la máquina Lado de alta del transformador de generación Tensión de la barra infinita xiv

13 X E AVR AC DC C.N.F.L. LA LC SCR SEE TP TC Var Fem PM ω Te TM Impedancia externa después de bornes Regulador Automático de Voltaje, por sus siglas en ingles. Corriente alterna. Corriente directa. Compañía Nacional de Fuerza y Luz. Lazo Abierto. Lazo Cerrado. Rectificador Controlado de Silicio. Sistema de excitación estática. Transformador de potencial. Transformador de corriente. Voltio amperio reactivo. fuerza electromotriz Potencia mecánica Velocidad angular Par eléctrico Par mecánico xv

14 RESUMEN Debido a las necesidades de la empresa C.N.F.L se requirió una actualización del sistema del control de excitación estática, pasando de un control analógico a otro digital de modo que la actualización del nuevo equipo incluye un DECS-400, montado en la puerta frontal para remplazar el viejo estante AVR, un nuevo módulo programable de disparo digital IFM150 y una compuerta amplificadora. La instalación y el estudio para la puesta en marcha del equipo es tratada en este proyecto, de modo que después estudiar la caracterización de los sistemas de excitación estática y los distintos fundamentos de la estabilidad en sistemas de potencia, se procede a la elaboración de un manual de instalación basado en el original y además, una guía para la sintonización del nuevo AVR, de aquí se concluye la necesidad de obtener un modelo linealizado para modelar el sistema a controlar y se propone un algoritmo (RLS) para encontrar un modelo de segundo orden del sistema con el cual de modo general ofrece excelentes resultados para el modelado de los sistemas de excitación. xvi

15 CAPÍTULO 1: Introducción Debido al paso del tiempo que repercute en la obsolescencia de los equipos y algunos factores del clima como temperatura y humedad, el mantenimiento de los equipos analógicos es menos efectivo, y las funciones para las que se diseñaron se ven limitadas de modo que el equipo puede ser ineficaz. En los sistemas de excitación un inadecuado funcionamiento en cualquiera de sus componentes puede provocar oscilaciones en la red que perjudican al sistema de energía en general produciendo cuantiosas pérdidas y cuyo efecto negativo en la continuidad es sufrido por el cliente, afectando doblemente a la empresa. Para garantizar una mejor calidad de energía y un buen servicio la C.N.F.L se a dado a la tarea de actualizar sus sistemas de excitación en las plantas de generación hidroeléctrica pasando de electrónica analógica a electrónica digital con implementación de nuevas técnicas, iniciando esta encomienda con los sistema de excitación estática y tomando como punto de partida la unidad generadora Nº 1 de la Central Hidroeléctrica Electriona. Por lo tanto este trabajo pretende documentar de una manera práctica y sencilla los criterios básicos para la instalación y puesta en marcha del sistema de control digital de excitación utilizando el modelo DECS-400, marca Basler Electric. De este modo el texto puede ser consultado para las futuras actualizaciones de la empresa y también ser tomado como referencia teórica para capacitar a los técnicos encargados de instalar y dar mantenimiento a estos equipos. 1

16 1.1 Objetivos Objetivo general Implementación de un sistema de control digital de excitación utilizando el equipo DECS-400, marca Basler Electric Objetivos específicos Caracterizar el funcionamiento de las excitadoras estáticas dentro de un sistema de generación hidroeléctrico. Elaborar una guía práctica que permita la instalación del equipo. Definir los parámetros fundamentales para una adecuada operación del sistema de control. Analizar el comportamiento de estabilidad de la máquina y proponer una adecuada sintonización del equipo. 2

17 1.2 Metodología El trabajo se divide en tres partes principales. Con la finalidad de obtener la teoría que caracteriza el funcionamiento de las excitadoras estáticas y además los aspectos más importantes referidos a la generación de energía y su estabilidad; en una primera etapa de investigación se consultan fuentes bibliográficas, Internet, información técnica de fabricantes, entrevistas a técnicos e ingenieros de la C.N.F.L. que dan soporte técnico a estos equipos. 3

18 En una segunda etapa se propone un manual de instalación para el equipo de un modo práctico, identificando los elementos de control, protección e interconexión y las funciones que cumplen en el sistema. La tercera etapa es una simulación para proponer una adecuada sintonización teórica del equipo, esto con la ayuda del software matlab. Finalmente en la última etapa se procedió a valorar y analizar los resultados y conclusiones, lo que permite determinar si se cumplieron los objetivos y replantear algunos de ellos. 3

19 CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico 2.1 Generador sincrónico Los generadores sincrónicos son maquinas sincrónicas utilizadas para convertir potencia mecánica en potencia eléctrica a.c. En un generador sincrónico se aplica una corriente DC al devanado del rotor, la cual produce un campo magnético. Entonces el rotor del generador gira mediante un motor primario y produce un campo magnético rotacional dentro de la máquina. Este campo magnético rotacional induce un grupo trifásico de voltajes en los devanados del estator del generador. En esencia, el rotor DC un generador sincrónico es un gran electroimán. Los polos magnéticos del rotor pueden ser construidos salientes o no salientes. Los rotores de polos no salientes se utilizan en rotores de dos y cuatro polos, mientras que los rotores de polos salientes se utilizan en rotores de cuatro o más polos. Se debe suministrar una corriente DC al circuito de campo del rotor, puesto que el rotor está girando, se requiere un arreglo especial para entregar potencia DC a sus devanados de campo. Existen tres formas de suministrar esta potencia DC: 1. Suministrar la potencia DC desde una fuente DC externa al rotor por medio de anillos rozantes y escobillas. 2. Suministrar la potencia DC desde una fuente DC especia1 montada directamente en el eje del generador sincrónico. 4

20 Los anillos rozantes son anillos metálicos que circundan el eje de la máquina pero se encuentran aislados de él. Un extremo del devanado del rotor DC está unido a cada uno de los dos anillos rozantes colocados sobre el eje de la máquina sincrónica, y una escobilla estacionaria se desliza sobre cada anillo rozante. Una "escobilla" es un bloque de un compuesto de carbón grafitado que conduce la electricidad libremente y tiene muy baja fricción para no desgastarse con el anillo rozante. Si se conecta el extremo positivo de una fuente de voltaje DC a una escobilla y el extremo negativo a la otra, se aplicará igual voltaje DC al devanado de campo en todo momento, sin tener en cuenta la posición angular o la velocidad del rotor. Los anillos rozantes y las escobillas crean algunos problemas cuando se utilizan para suministrar potencia D.C. a los devanados de campo de la máquina sincrónica pues exigen más mantenimiento en la máquina ya que se deben revisar con regularidad las escobillas debido a su desgaste. Además, la caída de tensión en las escobillas puede causar pérdidas significativas de potencia en las máquinas que tienen grandes corrientes de campo. A pesar de estos problemas, los anillos rozantes y las escobillas se utilizan en todas las máquinas sincrónicas pequeñas ya que ningún otro método de suministro de la corriente de campo D.C. es adecuado por el costo. En generadores y motores grandes, se utilizan excitadores (o excitatrices) sin escobillas para suministrar la corriente de campo DC a la máquina. Un excitador sin escobillas es un generador a.c. pequeño cuyo circuito de campo está montado en el estator y su circuito de armadura está montado sobre el eje del rotor, la salida trifásica del generador excitador es rectificada a corriente directa por un circuito 5

21 rectificador trifásico montado también en el eje del generador y se incluye en el circuito principal de campo D.C. Controlando la pequeña corriente DC de campo del generador excitador (localizado sobre el estator), es posible ajustar la corriente de campo de la máquina principal sin anillos rozantes ni escobillas. E1 plano de este arreglo se muestra en la figura 2.1. Puesto que nunca existen contactos mecánicos entre el rotor y el estator, un excitador sin escobillas requiere mucho menos mantenimiento que los anillos rozantes y escobillas. Para que la excitación de un generador sea completamente independiente de cualquier fuente de potencia externa, se incluye con frecuencia un pequeño excitador piloto en el sistema. Un excitador piloto es un pequeño generador ac de imanes permanentes montados en el eje rotor y un devanado trifásico, montado sobre el estator. Este generador produce la potencia para el circuito de campo del excitador que, a su vez, controla e1 circuito de campo de la máquina principal. Si un excitador piloto se incluye sobre el eje del generador, no se requiere potencia eléctrica externa para accionar el generador (véase figura 2.2). 6

22 Figura 2.1. Circuito excitador sin escobillas [9] Figura 2.2. Esquema de excitación sin escobillas que incluye excitador piloto [9] 7

23 Muchos generadores sincrónicos que incluyen excitadores sin escobillas tienen también anillos rozantes y escobillas, de manera que disponen de una fuente auxiliar de corriente DC de campo en caso de emergencia Circuito equivalente de un generador sincrónico Para efectos didácticos se ignorarán en este análisis los efectos de la forma de los polos salientes en la operación de la máquina sincrónica; en otras palabras, se supondrá que todas las máquinas tienen rotores cilíndricos o de polos no salientes. El voltaje E A es el voltaje interno generado, en una fase del generador sincrónico. Sin embargo, este voltaje E A no es usualmente el voltaje que aparece en los terminales del generador. En efecto, la única vez en la cual el voltaje interno E A es el mismo voltaje de salida V φ de una fase es cuando no fluye corriente de armadura en la máquina. Existen varios factores que ocasionan la diferencia entre E A y V φ : 1. La dispersión del campo magnético de1 entrehierro debida a la corriente que fluye en el estator, llamada reacción de inducido. 2. La auto inductancia de las bobinas de la armadura. 3. La resistencia de las bobinas de la armadura. 4. El efecto de la forma de los polos salientes del rotor. De esta forma los efectos de la reacción del inducido mas el efecto de los devanados del estator que tienen una auto inductancia y una resistencia. Si se llama L A a la auto inductancia del estator (y X A a su correspondiente reactancia), mientras que la resistencia del estator es llamada R A la diferencia total entre E A y V φ está dada por 8

24 Vφ = E jxi jx I R I (2.1) A Los efectos de la reacci6n del inducido y la auto inductancia de la máquina son representados por reactancias, y es costumbre combinarlas en una sola llamada reactancia sincrónica de la máquina, de modo que la ecuación final que describe a los terminales de una fase de un generador sincrónico de polos no salientes es: A A A A A A A A A A Vφ = E jx I R I (2.2) El circuito por fase equivalente de un generador sincrónico de polos no salientes se muestra en la figura 2.3 donde aparece una fuente DC de potencia alimentando el circuito de campo del rotor, modelado por la inductancia de la bobina y la resistencia en serie. En serie con R f se encuentra una resistencia ajustable R adj que controla el flujo de corriente de campo. Figura 2.3. Circuito equivalente por fase de un generador sincrónico [9] Potencia en los generadores sincrónicos Considerando una máquina sin pérdidas (R A = 0) la potencia activa y reactiva generada está expresada como: P = 3* V * I cosθ (2.3) 3φ φ L 9

25 Q3 φ = 3* Vφ * I Lsenθ (2.4) Ahora tras utilizar estas expresiones en las siguientes relaciones trigonométricas respecto al triangulo de potencia para un generador sincrónico se obtiene otra forma de expresar la potencia en términos de variables propias de las características de la máquina. Figura 2.4. Diagrama fasorial para un generador sincrónico sin (Ra=0) (a) Para la figura 2.4-a se observa la relación. sobreexcitado (b) subexcitado [14] E cos δ = V + X I senθ (2.5) A T S * A sen X S * I A E δ = cosθ (2.6) De ahí que para una sobreexcitación: Q V E A cosδ V 2 T A T 3φ = 3* X S (2.7) P V E senδ T A 3 φ = 3* (2.8) X S De la misma manera de la figura 2.4-b se observa la relación. Entonces para una subexcitacion se tiene que: E cosδ = V X I senθ (2.9) A T S * A E senδ = X I cosθ (2.10) A S * A 10

26 Q V E cosδ V 2 T A T 3φ = 3* X S (2.11) P V E senδ T A 3 φ = 3* (2.12) X S En la ecuación de la potencia reactiva, es importante observar que, el generador sincrónico sobreexcitado, entrega potencia reactiva a la red y que el generador sincrónico subexcitado, consume potencia reactiva de la red. Además es importante resaltar que las variables de control son: δ que se relaciona con la potencia activa y representa la Fuerza matriz que se regula mediante el regulador de velocidad. E A se relaciona con la potencia reactiva y se regula con el regulador automático de voltaje representado por una resistencia variable en la figura Diagrama de capacidad de carga (curva de capabilidad) El generador sincrónico puede ser representado por una curva de capabilidad que muestra los límites de potencia activa y reactiva del generador, esas cantidades están relacionadas con el aumento de temperatura permisible del devanado del generador y los límites mecánicos del sistema. La potencia activa esta limitada por los caballos de fuerza del primotor y por el calentamiento del rotor y el devanado del estator. Bajo condiciones de carga variable el regulador automático de voltaje podría demandar una corriente de campo anormalmente baja debido a la barra de potencia infinita. Si esto ocurre el torque de sincronismo es reducido siguiendo al rotor de la maquina sincrónica 11

27 sobrepasando un ángulo critico de potencia (δ 90º) provocando así una perdida en el sincronismo del generador [1]. Por lo tanto hay cuatro condiciones de operación de un generador sincrónico que son limitadas en la curva de capabilidad: 1. En condiciones normales no se debe exceder la corriente nominal del estator. 2. En condiciones normales de operación la corriente del rotor no debe exceder su valor nominal de estado permanente. 3. La carga del promotor y e consecuencia la del generador no debe exceder a su valor nominal. 4. se debe conservar al rotor dentro de sus límites de estabilidad. Se le dará mayor énfasis el tema de estabilidad en este proyecto y para mejorar la comprensión de los términos del generador sincrónico, se puede imaginar una unión de goma conectado al eje de dos maquinas. Ver figura 2.5. Mientras la velocidad permanezca constante en ambas maquinas, la unión de goma une los dos ejes sin distorsionar su forma original. Pero si una maquina comienza a aumentar su velocidad causando el atraso de la otra, la unión será forzada a estirarse. 12

28 Figura 2.5 Dos máquinas conectadas por una unión de goma [1] Si la velocidad continua incrementándose causando una gran diferencia de velocidad, la unión se romperá. El cambio en la forma relativa de la unión de goma es un sinónimo con el cambio del ángulo de potencia entre el rotor y estator del generador. En el momento que el generador sobrepasa el ángulo crítico de 90º (para polos no salientes) el sistema ha perdido el sincronismo. Ver figura 2.6 La unión de goma representa el flujo magnético entre el rotor del generador y estator el cual permite que la energía sea transferida desde el primotor hasta el sistema de distribución. Figura 2.6. Relación de potencia vs. Desplazamiento angular [14] La máxima elasticidad permitida de la unión está definida como el límite de estabilidad del generador, y cada generador tiene la curva de capabilidad el cual define este límite. Mientras la suficiente excitación se mantenga en el campo para la carga del generador, el sincronismo está asegurado. 13

29 Limite de excitación mínima. La curva de capabilidad de un generador también define el límite de estabilidad relacionando a la mínima excitación requerida para mantener el sincronismo de la maquina. La figura 2.7 muestra una curva de capabilidad típica. El área ED representa el límite de estabilidad del generador. La línea punteada sobre la curva identifica un valor de umbral en el cual el límite de la mínima excitación se mantendrá en operación. Sin embargo no todos los generadores son idénticos, el límite de estabilidad de un generador no necesariamente es el mismo que otros debido a criterios de diseño de ingeniería. Figura 2.7. Curva de capabilidad [1] 14

30 En el sistema de transmisión, los limitadores de excitación mínima son usados a menudo por generadores conectados en paralelo con débiles líneas de transmisión que son objeto de excesivas fluctuaciones en la barra. Estas variaciones de voltaje podrían causar la pérdida del sincronismo de la maquina. El limite de mínima excitación permite la reducción de la tensión el la línea de transmisión sin miedo de perder el sincronismo del generador Limitador de excitación máxima En la mitad positiva de la curva de capabilidad, el área definida desde A hasta B representa el límite de calentamiento en el devanado de campo. Si el sistema de excitación sobrepasa este limite por un periodo de tiempo excesivo, el campo del generador se sobrecalentara causando un posible daño y reduciendo la vida útil de operación. El limitador de máxima excitación previene operaciones prolongadas en una región insegura enviando una señal DC al regulador de voltaje que automáticamente reduce la energía de campo en el generador. Los límites de excitación máxima están provistos con tiempos de retardo para permitir al regulador de voltaje entregar un campo forzado instantáneo o flasheo. El campo forzado instantáneo habilita el bloqueo de carga del motor iniciando y asistiendo en despejes de falla causado por una sobrecarga en el sistema. Los limitadores de sobrexcitación están equipados con tiempos de retardo definido o inverso, aunque el tiempo definido es útil estableciendo el máximo límite de tiempo para un componente de estado sólido, la función del tiempo inverso está relacionada al calentamiento térmico desarrollado en el devanado de campo del generador. ANSI C50.13 identifica el máximo límite de corriente de campo de corta duración permitido del campo del generador. Ver tabla

31 Tabla 2.1 Servicio de corta duración permisible para rotor cilíndrico de generadores sincrónicos [1]. Voltaje de campo (porcentaje a partir del nominal) Tiempo (segundos) El área de B a D es el límite para factores de potencia normales que causan excesivos calentamientos en el devanado de armadura Operación de generadores en paralelo con grandes sistemas de potencia Existen diversas maneras en las que un generador sincrónico puede ser operado, ya sea aislado, en paralelo con otro generador o en paralelo con una barra infinita. Acá se analizan las características básicas de esta última. Cuando se conecta un generador sincrónico a un sistema de potencia, con frecuencia es tan grande que nada de lo que haga el operador del generador tendrá mucho efecto en dicho sistema de potencia. Este hecho se idealiza en el concepto de barra infinita. Una barra infinita es un sistema de potencia tan grande que su voltaje y frecuencia no varían, independientemente de cuánta potencia real o reactiva se está tomando de él o está 16

32 suministrando. En la figura 2.8-a se muestra la característica potencia-frecuencia de tal sistema y, en la figura 2.8-b, la característica potencia reactiva-voltaje. Se supone que el motor primario del generador posee un mecanismo gobernador, pero el campo se controla manualmente mediante una resistencia. Dado que es más fácil explicar la operación del generador sin considerar un regulador automático de la corriente de campo, este análisis ignora las ligeras diferencias causadas por el regulador de campo cuando esté presente. La figura 2.8-a muestra tal sistema. Cuando se conecta un generador en paralelo con otro o con un gran sistema, la frecuencia y el voltaje en los terminales de todas las maquinas deben ser iguales, puesto que sus conductores de salida están unidos unos a otros. Entonces, sus características potencia realfrecuencia y potencia reactiva-voltaje pueden graficarse espalda con espalda, con un eje vertical común. Este diagrama, a veces llamado informalmente diagrama de casa, se muestra en la figura 2.8-b. Si el generador está en paralelo con la barra infinita de acuerdo con el proceso antes descrito. Estará en esencia "flotando" sobre la línea y suministrando una pequeña cantidad de potencia real y poca o ninguna potencia reactiva. Esta situación se muestra en la figura

33 Figura 2.8. Curva para una barra infinita: a) frecuencia contra potencia. b) Voltaje en los terminales contra potencia reactiva [9]. Figura 2.9.a) Generador sincrónico operando en paralelo con una barra infinita. b) Diagrama de frecuencia-potencia (o diagrama de casa) para un generador sincrónico en paralelo con una barra infinita [9]. 18

34 Figura Diagrama de frecuencia-potencia en el momento justo de puesta en paralelo [9]. Figura Diagrama de frecuencia-potencia, si la frecuencia de vacío del generador antes de la puesta en paralelo fuese ligeramente menor que la frecuencia del sistema [9]. Supóngase que el generador se pone en paralelo con la línea pero en lugar de que su frecuencia fuera ligeramente superior a la del sistema en funcionamiento, estaba ligeramente por debajo de ella. En este caso, cuando se completa la puesta en paralelo, la situación resultante se muestra en la figura Cuando la frecuencia del generador en vacío es menor que la del sistema en operación, el generador consume potencia eléctrica y gira como motor. Para asegurarse de que el generador conectado a la línea suministre potencia en lugar de consumirla, la frecuencia de la maquina que entra está ajustada a un valor mayor que la del sistema en operación. Muchos generadores reales tienen disparadores de potencia inversa conectados a ellos, por tanto es imperativo que se conecten en paralelo con su frecuencia mayor que la del sistema en operación. Si tal 19

35 generador arranca alguna vez consumiendo potencia, será desconectado de la línea automáticamente. Cuando se incrementa el punto de calibración de su gobernador se desplaza hacia arriba la frecuencia de vacío del generador. Puesto que la frecuencia del sistema no varía (la frecuencia la barra infinita no puede ser cambiada), la potencia suministrada por el generador se incrementa. Esto se muestra en el diagrama de casa de la figura 2.12-a y en el diagrama fasorial de la figura 2.12-b En el diagrama fasorial, nótese que E A sen δ (el cual es proporcional a la potencia suministrada, mientras V φ permanece constante) ha sido incrementado, mientras la magnitud de E A (= kφω) permanece constante, puesto que tanto la corriente I A como la velocidad de rotación ω no varían. Como los puntos de ajuste del gobernador han sido incrementados aun más, la frecuencia de vacío aumenta y por tanto también se incrementa la potencia suministrada por e1 generador. Como la potencia de salida aumenta, E A permanece invariable mientras que E A sen δ se incrementa aún más. Si la potencia de salida del generador se incrementa hasta exceder la potencia consumida por la carga, la potencia extra generada fluye hacia la barra infinita. Por definición, la barra infinita puede suministrar o consumir cualquier cantidad de potencia sin experimentar cambios en la frecuencia, de modo que la potencia extra es consumida. 20

36 Figura Efecto de incrementar los puntos de ajuste del gobernador en a) el diagrama de casa; b) el diagrama fasorial [9]. Después de ajustar la potencia real del generador al valor deseado, el diagrama fasorial del generador será como el de la figura 2.12-b. Nótese que esta vez el generador opera a un factor de potencia ligeramente en adelanto, y suministra potencia reactiva negativa. Por otra parte, se puede decir que el generador esta consumiendo energía reactiva. Para ajustar el 21

37 generador de modo que suministre potencia reactiva Q al sistema se debe ajustar la corriente de campo de la máquina. Para entender la razón de que esto sea cierto, es necesario considerar las restricciones de operación del generador en estas circunstancias [9]. La primera restricción sobre el generador es que la potencia debe permanecer constante cuando I A varía. La potencia en el generador está dada por la ecuación P in = τ ind ω ind. Ahora, el motor primario de un generador sincrónico tiene una característica par-velocidad fijada por un punto de ajuste dado del gobernador. Esta curva cambia sólo cuando se modifica el punto de ajuste del gobernador. Puesto que el generador esta unido a una barra infinita, su velocidad no puede cambiar. Si la velocidad del generador no cambia y los puntos de ajuste del gobernador no han sido variados, la potencia suministrada por el generador debe permanecer constante. Figura Efecto de incrementar la corriente de campo del generador en el diagrama fasorial de la máquina [9]. Si la potencia suministrada es constante, mientras varía la corriente de campo, no pueden cambiar las distancias proporcionales a la potencia en el diagrama fasorial (I A cosθ y 22

38 E A senδ). Cuando se incrementa la corriente de campo, el flujo φ se incrementa y entonces E A se incrementa. Si E A aumenta pero E A senδ debe permanecer constante, entonces el fasor E A debe deslizarse a lo largo de la línea de potencia constante, como muestra la figura Puesto que Vφ es constante, el ángulo de jx S I A cambia como se muestra y, por tanto, cambian el ángulo y la magnitud I A, se incrementa la distancia proporcional a Q (I A senθ). En otras palabras, incrementando la corriente de campo en un generador sincrónico que opera paralelo con una barra infinita, se incrementa la potencia reactiva de salida del generador. Para resumir, cuando un generador está operando en paralelo con una barra infinita: 1. La frecuencia y el voltaje en los terminales del generador son controlados por el sistema al cual esta conectado. 2. Los puntos de ajuste del gobernador del generador controlan la potencia real suministrada por el generador al sistema. 3. La corriente de campo del generador controlan la potencia reactiva suministrada por el generador al sistema. Esta situación es el reflejo de corno operan los generadores reales cuando se encuentran conectados a un sistema de potencia muy grande. 2.2 Sistemas de excitación El objetivo principal de los sistemas de excitación es mantener el voltaje terminal a valores prácticamente constantes bajo regímenes de carga estables y también en regímenes transitorios, cuando la carga oscila lentamente, o en otros casos, instantáneamente [6]. 23

39 Debido a las constantes oscilaciones de la carga, se vuelve necesaria la continua regulación de la excitación. Los generadores más antiguos eran en gran medida insensibles a estas variaciones, sus modelos primitivos de excitación se accionaban manualmente por un operador experto quien controlaba constantemente el voltaje de salida y realizaba los ajustes necesarios en el reóstato de campo de la excitadora en función de las variaciones de la carga, lo que se conoce como control de lazo abierto. Más adelante cuando se adicionó un regulador automático de voltaje (AVR) se obtuvo un sistema de control de lazo cerrado. Los sistemas de excitación han tenido un desarrollo paralelo al de los generadores, partiendo desde modelos manuales, pasando por las excitadoras mecánicas autorreguladas, también llamadas dinámicas, hasta los modernos sistemas de excitación de las últimas décadas que usan dispositivos electrónicos estáticos. Los elementos principales de un sistema de excitación son la excitatriz y el regulador de voltaje, mientras que los elementos secundarios son el control manual del equipo y el equipo de desexcitación. Las funciones básicas de un sistema de excitación son: Suministrar la corriente al devanado de campo. Controlar los voltajes de salida en forma rápida y automática. Contribuir a la estabilidad sincrónica del sistema de generación. Proveer la distribución apropiada de potencia entre los generadores que operan en paralelo. La magnitud de la potencia que se emplea para la alimentación del campo se encuentra comprendida entre 0.35% y 1.5% de la potencia nominal del generador, respectivamente 24

40 desde las potencias grandes hacia las pequeñas. En generadores de la misma potencia nominal, la potencia de excitación requerida aumenta al aumentar el número de polos [6]. La función de la excitadora es permitir que el regulador de voltaje use una pequeña señal de control para ajustar la corriente de campo del generador de valor mucho mayor. En esencia la excitadora es un amplificador de potencia. El sistema de excitación del generador mantiene la tensión del generador y controla el flujo de potencia reactiva. La excitación de generadores de sistemas antiguos pueden ser proporcionadas a través de los anillos colectores y escobillas por medio de generadores de corriente montados en el mismo eje del rotor de la máquina sincrónica. Sin embargo, los sistemas de excitación modernos suelen utilizar generadores de corriente alterna con rectificadores de rotación, y son conocidos como excitación sin escobillas. Actualmente el sistema de excitación estática es cada vez más utilizado y es el tema estudiado en este proyecto. El rectificador estático controlado o sin control, suministra la corriente de excitación directamente al campo del alternador principal a través de sus anillos colectores. Él suministra de energía a los rectificadores puede darse desde el mismo generador o de una red auxiliar a través de un transformador reductor para con ello obtener la tensión a un nivel apropiado. En la figura 2.14 se muestran los componentes que participan en el sistema AVR 25

41 Figura Modelo general de un Sistema de Excitación [19]. Como se citó anteriormente un cambio en la demanda de energía real afecta fundamentalmente la frecuencia, mientras que un cambio en la potencia reactiva afecta principalmente a la magnitud de la tensión. Las fuentes potencia reactiva son los generadores, condensadores y reactores. El generador de potencia reactiva está controlado por el campo de excitación. Otros métodos complementarios de mejorar el perfil de voltaje en los sistemas de transmisión eléctrica son los transformadores cambiadores de taps, capacitores conmutados, reguladores de voltaje, y equipos de control estáticos de var. El principal medio de control de generador de potencia reactiva es el control de excitación en el generador usando regulador automático de tensión (AVR). El papel de un AVR es mantener la magnitud de la tensión en bornes de un generador sincrónico en un nivel especificado. Una caída en la magnitud de tensión en bornes acompaña un aumento en la carga de potencia reactiva de los generadores. La magnitud de la tensión se detecta a través de un 26

42 transformador de potencial en una fase. Esta tensión es rectificada y en comparación con un punto de ajuste o señal de referencia en DC. La señal de error amplificada controla el campo de excitación y aumenta la tensión en bornes excitación. Así, la corriente de campo del generador es incrementada, lo que resulta en un aumento de la fuerza electromotriz generada (fem). La generación de potencia reactiva es incrementada a un nuevo equilibrio, elevando la tensión en los terminales al valor deseado. Las características básicas propias de un buen el regulador de voltaje se resumen en su rapidez de respuesta después de una variación de la carga que evite así un cambio drástico en el voltaje de salida. Adicionalmente debe ser exacto para llevar el voltaje nuevamente a su valor nominal y sensible a los pequeños cambios de la carga. 2.3 Tipos de Excitadoras. En la actualidad muchas de las excitatrices están constituidas por un generador de corriente directa (asincrónico) accionados mecánicamente por la turbina y montados físicamente sobre el mismo eje del generador, además existe un número creciente de sistemas de excitación de estado sólido que basan su funcionamiento en rectificadores o tiristores de estado sólido. Las primeras son llamadas excitadoras dinámicas o rotativas y las que carecen de partes móviles se conocen como excitadoras estáticas [13] Excitadoras Rotativas. La excitación rotativa se puede clasificar en dos grupos principales: con escobillas y sin escobillas. 27

43 En la excitación rotativa con escobillas el regulador de voltaje suministra la potencia al campo de la excitadora y la corriente alterna producida es mecánicamente rectificada mediante un conmutador y escobillas. Esta corriente directa se suministra al campo principal del generador sincrónico por medio de anillos de rozamiento y escobillas. El regulador de voltaje realiza la regulación por medio de la excitadora rotativa. El inconveniente que se presenta es la respuesta lenta en el voltaje de línea debido a la inductancia suministrada al sistema por la excitadora rotativa. Adicionalmente se presentan perdidas de energía que provocan que el sistema de generación sea menos eficiente. Se requiere además un mantenimiento mayor debido al deterioro de las escobillas y del conmutador de la excitadora. La excitación rotativa sin escobillas es similar al tipo con escobillas, la diferencia ocurre en la rectificación para lo cual utiliza un puente de diodos. Estos semiconductores giran con el rotor convirtiendo el voltaje alterno en directo, para ser aplicado directamente al campo del generador sincrónico, por medio de conductores a lo largo del eje que mantienen ambos sistemas apareados. El mantenimiento disminuye drásticamente con la ausencia de las escobillas sin embargo continúan presentes las pérdidas de energía en el eje y la inductancia añadida al sistema por la excitadora rotativa Excitadoras Estáticas. En la excitación estática el regulador de voltaje alimenta directamente el campo rotativo del generador y no al campo de una excitatriz rotativa. Actualmente todos los reguladores de voltaje son dispositivos estáticos, lo que significa que sus componentes de estado sólido 28

44 permiten al regulador realizar su función sin la necesidad de partes móviles. La potencia se suministra al campo por medio de anillos rotantes y escobillas. La respuesta para la recuperación del voltaje de línea del generador es más rápida en comparación con la excitación rotativa, ya que el sistema no ve el retraso adicional debido a las constantes de tiempo propias de la excitadora rotativa, además la eficiencia del sistema es mayor. Sigue sin embargo presente el mantenimiento a los anillos y las escobillas [13]. 2.4 Estabilidad del sistema de potencia La estabilidad en los sistemas de potencia puede definirse en términos generales como la propiedad de un sistema de potencia que le permite permanecer en un estado de operación de equilibrio bajo condiciones normales de operación y de retomar un estado aceptable de equilibrio, luego de haber sido sujeto a una perturbación [7]. Las perturbaciones a que puede estar sometido un Sistema de Potencia se pueden clasificar en dos tipos, como lo son las perturbaciones pequeñas como por ejemplo variaciones de carga o generación y las perturbaciones grandes como cortocircuitos, salida de servicio de generadores, líneas y cargas, etc. En la figura 2.15 se muestra la clasificación mas utilizada para describir la estabilidad de los sistemas de potencia, la cual se basa en las siguientes consideraciones: La naturaleza física de la inestabilidad resultante. El tamaño de la perturbación a considerar. Los dispositivos, proceso y el tiempo que debe de tomarse en consideración para determinar la estabilidad. 29

45 El método más apropiado de calcular y predecir la estabilidad. Figura Clasificación de estabilidad en sistemas de potencia [7]. 30

46 Estabilidad angular La estabilidad angular (en el rotor de las unidades de generación) es la capacidad de las maquinas sincronías interconectadas de mantenerse en sincronismo. Esto es posible gracias a las fuerzas restaurativas que actúan cada vez que existen fuerzas que tienden a acelerar o desacelerar una o mas maquinas síncronas con respecto al resto de maquinas que están interconectadas. En un sistema interconectado, los rotores de cada máquina sincrónica en el sistema rotan con la misma frecuencia eléctrica. La potencia entregada por el generador para el sistema de potencia es igual a la energía mecánica aplicada por el primotor, despreciando las pérdidas. Esta energía mecánica que aporta el primotor en el eje es el producto del esfuerzo del torque y la velocidad, P M =T M ω. El par mecánico está en el sentido de rotación mientras que el par eléctrico es aplicado al eje por el generador en una dirección opuesta a la rotación como se observa en la figura 2.16 Figura Par mecánico y eléctrico aplicado al eje [2] 31

47 Donde: P M = Potencia mecánica ω = Velocidad angular Te = par eléctrico T M = par mecánico Cuando el sistema se altera debido a un fallo o la carga es cambiada rápidamente, la potencia eléctrica de la máquina cambia. La potencia eléctrica de la máquina puede cambiar rápidamente, pero la energía mecánica en la máquina es relativamente lenta a los cambios. Debido a esta diferencia en la velocidad de respuesta, existe una diferencia temporal en el equilibrio de potencia. Este desequilibrio provoca una diferencia en el par aplicado al eje, lo que hace que se acelere o desacelere, dependiendo de la dirección del desequilibrio. Tanto la velocidad del rotor como el ángulo relativo del rotor cambian. La figura 2.17 muestra la relación entre el ángulo del rotor (par) δ, de la fuerza magnetomotriz del estator (MMF), F 1, Y la MMF rotor, F 2. El ángulo de par, δ, es el ángulo entre el MMF rotor, F 2, Y la resultante de la suma vectorial de los FMMs del rotor y el estator, R, como se observa en la figura 2.18 es una representación de un generador síncrono conectado a través de un sistema de transmisión a una red infinita. 32