Por: César Chilet león. Introducción

Transcripción

1 3.0 Protección de generadores síncronos Por: César Chilet león Introducción Los generadores se deben proteger especialmente puesto que es necesario evitar ausencias prolongadas del suministro de energía eléctrica. Por lo tanto, se requieren dispositivos de protección especialmente completos

2 Introducción Los dispositivos de protección tienen la tarea de reconocer la naturaleza y ubicación de los fallos internos causados por daños del aislamiento del devanado de la máquina, y que podrían tratarse, por ejemplo, de falla a tierra, cortocircuito y similares, o de fallos externos como, por ejemplo, sobrecarga, aumento de la tensión, carga desequilibrada, etc., que se puedan deber a una exigencia excesiva. 115 Introducción La finalidad de la detección consiste en emitir una señal de aviso e, inmediatamente, tomar las medidas adecuadas para la eliminación del fallo correspondiente. Esto puede conducir a la desconexión del generador de la red, con lo que se pueden evitar mayores daños

3 Introducción No obstante, no es suficiente el interruptor de potencia, también se debe reducir la tensión en el menor tiempo posible, para que el fallo no afecte al generador generador. La tarea del dispositivo de desexcitación consiste en disminuir el campo magnético del generador. 117 Introducción Para ello, la energía almacenada en el campo magnético se debe disipar convirtiéndose en otra forma de energía; por ejemplo, en calor. Esto se consigue conectando resistencias activas en el circuito de excitación del generador

4 Generador en conexión directa con el sistema de potencia SISTEMA DE POTENCIA BUS DE CARGA G CARGA AUXILIAR CARGA CARGA 119 Generador en conexión unitaria con el sistema de potencia SISTEMA DE POTENCIA G CARGA AUXILIAR 120 4

5 Aterramiento del generador El punto neutro del generador es usualmente aterrizado: Para facilitar la protección del arrollamiento del estator y del sistema asociado. Para proteger de daños debido a sobretensiones transitorias en el caso de una falla a tierra o ferrorresonancia. En generadores de AT la impedancia de aterramiento usualmente es para limitar la falla a tierra. 121 Clasificación de los sistemas de aterramiento Clase de aterramiento Aterrizado Aterrizados con baja impedancia Aterrizados con alta impedancia Aislados Relación entre los parámetros de secuencia Xo/X1 Ro/X1 Ro/Xo Efectivamente >0,60 2 sólidamente ,1 >0,95 <1,5 Baja R Baja Z <0,25 <2, >0,25 <2,3 Alta R >100 (-1) <0,01 2,73 Alta Z >10 <2 <0,25 2,73 R + jx >10 >2 <0,10 2,73 Resonante <0,01 2,73 <-40 <0, a 0 >0,08 >

6 Aterrizamiento de baja impedancia DEVANADOS DEL GENERADOR RESISTOR * * O REACTOR 123 Aterrizamiento de alta impedancia HiZ DEVANADOS DEL GENERADOR * * RESISTOR 124 6

7 Resistencia de aterramiento del neutro con transformador 125 Esquema de aterramiento híbrido 126 7

8 Corriente de cortocircuito del generador 127 Corriente de falla en terminales del generador 128 8

9 Características Diferente de otros componentes de los SEP, requieren ser protegidos no sólo contra los cortocircuitos, sino contra condiciones anormales de operación. 129 Condiciones anormales 1. Sobreexcitación, 2. Sobrevoltaje, 3. Pérdida de campo, 4. Corrientes desequilibradas, 5. Potencia inversa, y 6. Frecuencia anormal. Bajo estas condiciones, el generador puede sufrir daños o una falla completa en pocos segundos, Se requiere la detección y el disparo automático

10 Protecciones más usuales 1. Protección diferencial del generador. 2. Protección de sobrecorriente. 3. Protección de sobrecorriente dependiente de la tensión. 4. Protección de mínima impedancia. 5. Protección de mínima tensión. 6. Protección de sobretensión. 7. Protección de mínima frecuencia. 8. Protección contra pérdida de campo. 9. Protección contra desbalance. 131 Protecciones más usuales 10. Protección contra potencia inversa. 11. Protección contra fallas a tierra. 12. Protección de sobreexcitación. 13. Protección contra energización inadvertida. 14. Protección térmica con resistencia dependiente de la temperatura. 15. Protección de deslizamiento de polo. 16. Protección de fallo del interruptor. 17. Protección de cortocircuito de interruptor. 18. Protección de sobreintensidad bloqueada

11 PROTECCION DE GENERADOR Tipos de fallas Fallas internas del generador Fallas debidas al control del generador Fallas debidas a máquina impulsora Fallas debidas a la carga Tipos de fallas Fallas internas del generador 11

12 Fallas internas del generador Falla a tierra del estator Causas : Pérdida de aislación del estator G 51G 64REF Efectos (dependiendo del sistema de tierra) : Riesgo de daño del circuito magnético Calentamiento local del estator Soluciones : Funciones de protección : 51G, 64REF, 59N+27TN 100% falla a tierra estator (64G) 59N+Diff U3TN 100% falla a tierra estator (64G) 67N (varios( puntos a tierra). Protección contra fallas a tierra (64) 12

13 Introducción La falla más frecuente de un generador es la ruptura del aislamiento de un devanado que se dirige hacia el núcleo de chapas conectadas a tierra. Aunque las corrientes de falla que fluyen aquí son pequeñas en comparación con la corriente nominal, incluso en un tiempo breve, pueden producir serios daños en el paquete de hierro. 137 Introducción Se incrementa el riesgo de una 2da falla a tierra del estator, ya que la tensión de los conductores no afectados, se eleva en relación a tierra. Consecuencia: aparecen cortocircuitos con contacto a tierra de repercusiones considerables. Por esto, una falla a tierra del estator del generador se debe detectar y desconectar rápidamente

14 Objetivo Detectar contactos a tierra en todo el devanado, inclusive en el centro de la estrella. Liberar la falla desconectando el generador y su excitación lo mas rápido posible Limitar las corrientes de contacto a tierra, para que no produzcan daños en la chapa del estator. Que sea insensible a perturbaciones y fallas a tierra en la red. 139 Fallas a tierra en el estator Antecedentes : Se tiene la ventaja de tener separada galvánicamente a la maquina del resto de la red (las perturbaciones en ella no influyen directamente en la protección). Sin embargo, siempre existe una cierta influencia a través de la capacidad del transformador de bloque (de forma que una falla a tierra externa provoca una tensión entre el neutro y tierra)

15 Características Valor de falla a tierra depende del tipo de aterramiento. Varía desde cero hasta el valor de cc 3F (o mayor para sistemas sólidamente aterrizados). Protección de fase pueden no ser suficientemente sensibles. 141 Puesta a tierra de alta impedancia Para cumplir con la premisa baja intensidad de paso a tierra, se aconseja trabajar con el neutro del generador aislado o puesto a tierra a través de alta impedancia. Vo In Generador Zg Zg Zg V R V R V T U> r pt Puesta a tierra de un generador

16 GENERADOR Vo In Rpt V T V S x.v R x.zg x.zg x.zg (1-x).V R (1 - x). Zg (1 - x). Zg (1 - x). Zg T S R I N x.vr Generalmente se desprecia la resistencia de la porción del devanado (xzg). 143 Vo Rpt In Zona protegida 0% 13% 100% (0V) (825V) (11000 V) 3 Cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión, mayor será la zona protegida del arrollamiento

17 Fallas a tierra en el estator La protección diferencial no brinda protección de falla a tierra para todo el devanado de fase del estator, es una práctica común utilizar, como complemento, una protección sensible para fallas a tierra. 145 Porcentaje de devanado de estator no protegido por 87 para falla 1Ft Fuentes: IEEE Std IEEE Std C

18 Tensión de tercer armónico Full Load VN3 No Load sin falla a tierra VP3 147 Corriente de tercer armónico Contenido de tercer armónico en las corrientes del generador. Esta corriente pasa por el neutro y podría operar el relé si este no incorpora algún filtro

19 A.T. B.T. Vr < 3Vo Vs Vt Otro posible esquema de protección de falla a tierra en el estator. Vo Rpt 149 Tensiones medidas en caso de falla a tierra Diagrama fasorial de tensiones, para la detección de las fallas a tierra. Cabe indicar que aquí también existe problema de 3er armónico. Normalmente, los relés para este cometido amortiguan el 3er armónico a un valor de 15 a 30 veces

20 1 1 0,5 Estator T x 0,5 Estator N~T 0 Vnt 0 Vtt ~Vtn Vsn~Vst Condiciones normales Vtt Vtn Vsn Vst Falla a tierra en el estator a una distancia (x) del neutro Vrt 1 N T x 0,5 Estator Vnt Vnt N Vtt Vr 3Vo=Vrt+Vst+Vtt 3Vo=Vnt Vst T 3V0 Vnt=V.(-x) 3V0=3V.(-x) 151 GENERADOR In Vo In U > Esquema diferencial de neutro A este tipo de esquema se le conoce como diferencial de neutro o de falta tierra restringida. No se ve afectado por la 3ra Armónico

21 Protección de fallas a tierra Todos los sistemas adolecen del mismo defecto. si la falta es próximo al neutro, es muy posible que la protección no la detecte. Si se quiere proteger el 100% del estator hasta buscar relés y montajes mas complejos. Un sistema, trabaja con el 3er armónico. cuando se produzca un contacto a tierra del estator, la corriente de 3er armónico será tanto menor cuando la falla sea próximo al neutro. 153 Esquema basado en el tercer armónico U > v ~ v ~ v

22 Protección al 100% del estator Uno de los métodos es usar un relé de subtensión de tercera armónica (27TN). Los componentes de voltaje de tercera armónica están presentes, en diverso grado, en el neutro de casi todas las máquinas; ellos surgen y varían debido a diferencias en el diseño, la fabricación, y la carga de la máquina. Este voltaje, de estar presente en suficiente magnitud, puede usarse para detectar fallas a tierra cerca del neutro. 155 Esquema de protección 59N/27TN 59 Relé Supervisor de Sobrevoltaje Instantáneo 59N Relé de Sobrevoltaje Sintonizado a la Frecuencia Fundamental (60 Hz) 27TN Relé de Bajo Voltaje Sintonizado a la Frecuencia de 3TH (180 Hz) 2-1, 2-2 Temporizadores

23

24 Ejemplo - 59N 159 Ejemplo - 59N Considere el sistema mostrado anteriormente. Capacitancia distribuida a tierra del generador = 0.22 µf/fase; Capacitancia a tierra distribuida a tierra de alimentadores y devanados del transformador = 0.10 µf/fase; y la capacitancia del pararrayos= 0.25 µf/fase. Por lo tanto, la capacitancia total = 0.57 µf/fase

25 Solución Para prevenir la ferrorresonancia 161 Supongamos que la tensión de tercer tensión armónica (V 3 ) es del 3% (generalmente 2-5%) de la tensión normal de línea a neutro. La reactancia de tercer armónico es 1/3Xc = 4650/3 = 1550 Ω por fase 1550/3 = 517 Ω sobre la base trifásica

26 El relé debe fijarse en alrededor de dos veces este valor para garantizar la fiabilidad. Suponga que el relé tiene una tensión 16 V, que sería su configuración. Dado que no se requiere la coordinación, aguas abajo o ajustar el tiempo menor que el próximo relé. Para una falla a tierra en el borne de fase del generador, la tensión a través del relé y la resistencia es: Tensión primaria de arranque es 16 x /480 V= 480V primarios, que es la tensión más baja, que el relé puede ver. Esto se traduce en que una parte del devanado no es protegida igual a 480 / ( / 3)=0,054 o 5% del total del devanado. 163 Protección V3d Full Load VN3 No Load sin falla a tierra VP

27 Generador con falla a tierra Con falla a tierra VN3 VP3 No Load 165 Protección 64 al 100% del estator 59N V3d 0% 100%

28 Ejemplo de Elemento 64 G 789 MW, 25 kv Unit VP3_FL = 8 V VN3_FL = 8 V VP3_NL = 2.7 V VN3_NL = 2.5 V 167 Tensión de tercer armónico Full Load Line No Load Line

29 Límites del elemento Vs. la carga 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Lower 64G2 64G1 27N3 Upper 64G N-Sobrecorriente deneutro Provee protección contra fallas atierra. Debido a que no existen corrientes de secuencia zero en condiciones normales de operación, esta función puede ser ajustada con una mayor sensibilidad que la función de sobrecorriente de fase. Si las funciones 50N y 51N no son utilizadas en el neutro del generador, pueden utilizarse para detectar fallas a tierra en el sistema (respaldo), conectando las en el transformador de unidad

30 51N-Sobrecorriente deneutro 171 Ajustes Falla a tierra CÓDIGO ANSI 51G 64REF 64G/59N 64G/27TN Falla a tierra Falla a tierra restringida Falla a tierra de estator 100% AJUSTES Umbral = 10% de la corriente máxima de fallo a tierra. Temporización para selectividad con protección aguas abajo. Umbral 10% de In. Sin temporización. Umbral Vrsd = 30% de Vn. Temporización de 5 segundos. Umbral adaptable = 15% del Vrsd del 3.er armónico. Nota: Con el neutro del generador aterrizado

31 Fallas internas del generador Falla de arrollamiento del estator G 87G 87M Causas : Falla entre espiras Efectos : Calentamiento local con un pequeño efecto sobre la corriente de línea Soluciones : Función de protección diferencial 87 G (generador) 87 M (máquina) Contenido Protección diferencial (87) 31

32 Protección diferencial En la protección diferencial se miden corrientes en puntos determinados para compararlas en lo relacionado con su intensidad y posición de fase. 175 Protección diferencial Si el funcionamiento del sistema es normal, o si los fallos se encuentran fuera de la zona de protección, las corrientes obtenidas serán iguales. Es decir: no se presenta ninguna corriente diferencial: I1 = I

33 Protección diferencial del generador (87) Proporciona protección: contra defectos de fase. Fallas a tierra en caso de aterrizamientos moderados. Técnicas: Diferencial porcentual. Diferencial de HiZ. 177 Protección diferencial porcentual El ajuste del umbral de corriente diferencial I S1 puede ser tan bajo como 5%I NG. I S2 > I NG típicamente, digamos 120%. El ajuste del porcentaje de polarización K 2, típicamente se ajusta al 150%

34 Protección diferencial de HiZ La impedancia el TI saturado es muy pequeña en comparación con la impedancia del circuito de la bobina relé, al que se le ha sumado una resistencia externa de estabilización. 179 Protección diferencial de HiZ Ajuste, Gen dif I s1, lo más bajo posible. Normalmente, 5% I NG. La intensidad de funcionamiento de la protección primaria. I ( TI ) ( Gen dif I + n Ie) OP = RATIO S

35 Estator multiespiras Para bobinados de estator multiespiras, existe la posibilidad de que se produzca un cortocircuito entre espiras del bobinado. A menos que este falta se transforme en una falta a tierra del estátor, no se detectará a través de las disposiciones de protección convencionales

36 EJEMPLO

37 Característica del sistema

38 Unifilar 187 Ω Fallas internas del generador Pérdida de aislación del rotor G Causas : Pérdida de aislación del rotor Efectos : Riesgo de falla interna del rotor Calentamiento local del rotor Soluciones : Monitoreo de aislación con injección de corriente. Contenido 38

39 Protección contra fallas a tierra del rotor 64F Protección 64F Un contacto a tierra unipolar en el rotor de un generador no perturba, por si solo, el servicio de la máquina. En la mayoría de casos, esta protección solo instala para dar una alarma. 39

40 Fuera de servicio Se deja al criterio del personal de operación el momento más conveniente para quitar de servicio la máquina y efectuar una medida exacta del contacto a tierra (por ejemplo, durante el servicio nocturno con carga débil). Efectos El gran problema aparece con el segundo contacto a tierra; en este caso queda anulada una parte del arrollamiento de campo. Aparte de los efectos térmicos sobre lo conductores del rotor, la doble falta a tierra supone una distorsión del flujo magnético creado por el rotor, de forma que la fuerza atractiva puede ser muy poderosa en un polo y muy débil en el polo opuesto. 40

41 Peligro Esta fuerza desequilibradora gira según el rotor, produciéndose una violenta vibración que puede dañar los cojinetes e incluso desplazar el propio rotor. El generador corre un gravísimo riesgo. Tipos de 64F 41

42 a) Método del potenciómetro Este sistema de detección es el más simple. Se trata de una resistencia con una toma intermedia conectada en paralelo con el devanado de campo. La toma media está conectada a tierra a través de un relé que no actúa en condiciones normales. Método del potenciómetro Cuando se produce un contacto a tierra aparece una tensión en la bobina del relé y éste cierra sus contactos con un retardo ( por ejemplo5s o 10s) y da alarma. Inconveniente: Cuando existe un contacto a tierra en las proximidades del centro del arrollamiento del rotor, el relé no queda sometido a ninguna tensión y no opera. El problema se soluciona mediante otra toma del potenciómetro, al que debe conmutarse periódicamente, después del cual debe de retornarse a la posición original. 42

43 b) Método de inyección DC El relé es alimentado con DC pero inyecta una tensión DC entre el polo negativo del circuito de excitación y tierra, controlando el paso de corriente. + Método de inyección DC El filtro elimina las componentes alternas procedentes de la tensión de excitación. Cuando disminuye la resistencia de aislamiento (R AISLAMIENTO ) se produce una circulación de corriente que ocasiona el cierre de un contacto de alarma con un retardo de 5 a 10s. El ajuste mínimo del relé depende de la capacidad respecto a tierra del arrollamiento. 43

44 Método de inyección DC El retardo es necesario para evitar que el relé opere por el incremento de la carga capacitiva producto del aumento en la excitación, que ocurre cuando se regula muy rápidamente. c) Método de inyección AC + En este sistema, se inyecta tensión AC por medio de un transformador y se controla el flujo de corriente C 64F + - Fuente aux. AC Alarma 44

45 Método de inyección AC Cuando se produzca un contacto a tierra, el paso de la corriente se da alarma. Se emplea cierto retardo del orden de los 5 a 10s. El condensador C establece un bloqueo a la DC de excitación para evitar descargas a través del relé. El filtro pasa banda permite rechazar las frecuencias de valor distinto a la fundamental que pueden encontrarse en la tensión de excitación. PROTECCION DE GENERADOR Tipos de fallas Fallas debida a la carga 45

46 G Fallas debida a la carga Cortocircuitos externos Causas : Cortocircuitos vistos por el generador Isc 51 51V Efectos : Con sobrexcitación Isc = 3I N Sin sobrexcitación : baja corriente de cortocircuito Isc = 0.5 I N Soluciones : Sobrecorriente (51) Sobrecorriente con restricción de tensión (51V) Mìnima impedancia (21B) Protección de sobrecorriente 51/51V Respaldo para fallas entre fases Pueden tomar dos formas. Protección de sobrecorriente 51 puede ser protección principal para generadores pequeños, y como protección de respaldo para grandes unidades Protección de sobrecorriente dependiente de la tensión 51V donde la protección del 87 no es justificable, o donde existen problemas al aplicar

47 Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator 51: proporciona protección contra sobrecarga térmica(i 2 t). El relé usa I 2 t = K para calentamiento de corta duración. Según : ANSI C ANSI C % I N, 10 s. 154% I N, 30 s. 130% I N, 60 s. 116% I N, 120 s. 205 Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator TYPICAL GENERATOR SHORT-TIME THERMAL CAPABILITY FOR BALANCED 3-PHASE LOAD (from ANSI C50.13) TIEMPO - SEGUNDOS

48 Protección 51/50 Operating Time (s) IEC Curvas IEC SI IEC VI IEC EI IEC LTS Current (Multiples of Is) Constituida por un elemento de sobreintensidad no direccional de dos etapas (51/50). Dificultad: el decrecimiento de la corriente de falla en el tiempo. 207 Unidad 51 Respaldo para fallos en el generador y el sistema. El ajuste de corriente, debe estar coordinada con la protección aguas abajo

49 Unidad 50 Protección, contra fallos internos del generador. Característica de funcionamiento en tiempo definido. El ajuste de intensidad, puede establecerse como el 120% I MAX FALLA, normalmente 8 x I NG. Funcionamiento instantáneo. Es estable ante fallos externos. En el caso de fallos internos, la intensidad de fallo estará suministrada desde el sistema y será superior al segundo ajuste. 209 Protección 51V Proporciona respaldo para fallas entre fases en el sistema

50 Protección 51V Difícil de ajustar: Debe coordinarse con la protección de respaldo del sistema Criterio de ajuste general coordinado: Tiempo de relevadores de respaldo. Tiempo de falla de interruptor. 211 Protección 51V A fin de superar la dificultad de discriminación, con la tensión en terminales se puede modificar dinámicamente la característica básica t-i para faltas cercanas. CB TC TP U < I < & t 1 t 2 Parada normal del generador

51 Protección 51V Es necesario debido al decremento de la corriente de falla del generador. Dos tipos: Controlado por tensión (VC) Restringido por tensión (VR) 213 Protección 51VC Utilizada cuando el generador está conectado directamente al sistema. Modificación escalonada I S en caso de que la U SISTEMA < U S. Para 100% U NORMAL I S =105 % I N. En condiciones de tensiones bajas, I AJUSTE <50 % I KMIN FALLA

52 Protección 51VR Aplicación: cuando el generador está conectado indirectamente al sistema. El I S disminuye de forma incremental a medida que el tensión cae por debajo de un nivel seleccionado. Si U SISTEMA U MIN, I S = I MIN. 215 Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21) El elemento en modo de Z MIN, funciona con una característica de impedancia no direccional trifásico de tiempo definido como se muestra en la figura. Disparo X R

53 Protección 21G Es una protección de respaldo rápida contra cortocircuitos en: el generador, derivaciones del mismo, transformadores o en las barras. Se emplea: en grandes generadores. G Dy 217 Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21) La impedancia de cada fase se calcula del siguiente modo: Vab Vbc Vca Zab = Zbc = Zca = Ia Ib Ic Funciona con intensidades menores según se reduce la tensión, por lo que es similar a un 51 VR, funcionando con una característica de tiempo definido

54 Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21) Ajuste Z< = 70% Z LOAD MAX. Esto supone un margen adecuado para sobrecargas cortas, variación de tensión, etc. junto a una adecuada protección de respaldo ante fallos del generador, del transformador elevador y de la barra colectora. Retardo temporal Z< debe permitir la coordinación con los dispositivos de sobreintensidad aguas abajo. 219 G Load Fallas debida a la carga Sobrecarga Causas : Aumento de la carga vs P 49RMS 49T potencia nominal Efectos : calentamiento (deterioro de la aislación) Soluciones : Medición de la temperatura del arrollamiento con sensores Pt o Ni (49T) Medición por sobrecarga térmica (49RMS) 54

55 Protección térmica con resistencia dependiente de la temperatura Protección con resistencia dependiente de la Temp. Causas: Sobrecarga prolongada. El desgaste o la falta de lubricación de los rodamientos puede provocar también calentamientos localizados en el interior de la carcasa de rodamiento. Efectos: envejecimiento prematuro de su aislamiento o, en casos extremos, un fallo de este

56 Protección con resistencia dependiente de la Temp. Sensores térmicos. Para proteger contra cualquier calentamiento localizado o generalizado, los relés tienen la capacidad de admitir entradas de hasta 10 dispositivos de detección de resistencia de temperatura. Las resistencias detectoras de temperatura (RTD) o termopares se colocan en diferentes partes del arrollamiento para detectar los cambios de temperatura. 223 Protección con resistencia dependiente de la Temp. Las resistencias detectoras de temperatura pueden ser: de cobre (valor 10 W a 25 ), platino (valor 100 W a 0 ) ó níquel (valor 120 W a 0 ). El ajuste dependerá de la capacidad térmica del aislamiento del generador

57 Protección con resistencia dependiente de la Temp. Parámetro Temperatura de rodamientos de generadores Temperatura superior de los transformadores Temperatura del foco caliente del devanado Temperatura típica de servicio en carga total 60-80ºC, dependiendo del tipo de rodamiento 80ºC (50-60ºC por encima de la ambiental). 98ºC para una edad normal del aislamiento. Se debería dar una sobrecarga cíclica. Sobrecarga a corto plazo 60-80ºC+ Se asume normalmente del aceite un gradiente de temperatura a partir de la temperatura del devanado de tal modo que los RTD del aceite superior pueden proporcionar protección al devanado 140ºC+ durante emergencias. 225 Protección 49 La máquina no se calienta al instante debido a una carga excesiva. Para un cierto grado de sobrecarga, la temperatura de este varía de manera exponencial en función de su constante de tiempo de calentamiento

58 Protección 49 Una protección contra sobrecarga debe emular las condiciones de calentamiento de la máquina protegida como una función de la corriente a través de este componente. 227 Característica de actuación

59 Ejemplo: Protección contra sobrecorriente series siemens 7SJ Ejemplo La función 49 establece disparo o alarma basado en el cálculo del modelo térmico de la medición de corriente de fase. Hay dos opciones: Estado Con memoria : de la evaluación de todas las corrientes de carga, incluso sin la presencia de sobrecarga. Estado de Sin memoria": cuando se evalúan sólo las corrientes de carga superiores a un valor ajustable ("umbral") de sobrecarga

60 Característica de tiempo de la función 49 con memoria. Sin carga previa 231 Característica de tiempo de la función 49 con memoria. Con 90% de carga previa

61 Rango de ajuste 233 Curva característica

62 Relaciones de recuperación 235 G Load I (2) Fallas debida a la carga Desbalance Causas : Desbalance de la carga 46 49T Efectos : Calentamiento debido a la componente de secuencia inversa que induce corrientes parásitas en el rotor Soluciones : Medición de la temperatura del arrollamiento con sensores Pt o Ni (49T) Medición de la sobrecorriente de secuencia inversa (46) 62

63 Protección contra desbalance (46) Protección contra desbalance (46) Corrientes de fase desbalanceadas crean corriente de secuencia negativa en el estator del generador, I 2 = 1/3(I A + a 2 I B + ai C ) Donde a = a 2 = I A, I B, I C = corrientes de fase. La corriente de secuencia negativa interactúa con la corriente de secuencia positiva normal para inducir una corriente de doble frecuencia (120 HZ)

64 Protección contra desbalance (46) 239 Protección contra desbalance (46) La corriente de 120 Hz es inducida en el rotor causando el calentamiento de la superficie El generador tiene un rango de tiempo corto establecido 2 I t = K 2 Donde K = Factor del Fabricante (mientras mas grande sea el generador menor es el valor de K)

65 Protección contra desbalance (46) Electromecánicos Sensibilidad restringida a cerca 0.6 pu I 2 de la capacidad del generador Generalmente insensible a cargas desbalanceadas o conductores abiertos Proporciona respaldo por fallas desbalanceadas solamente Estático/Digital Protege al generador dentro de su capacidad de I 2 continua 241 Protección contra desbalance (46) TIPO DEL GENERADOR Polos Salientes Con devanados de amortiguamiento Conectado Con devanado de amortiguamiento No Conectado I 2 PERMISIBLE (PORCENTAJE DE LA CAPACIDAD DEL ESTATOR) 10 5 Rotor Cilíndrico Enfriado indirectamente Enfriado directamente a 960 MVA ANSI C a 1200 MVA 1201 a 1500 MVA

66 Protección contra desbalance (46) ANSI C el generador deberá ser capaz de soportar, sin dañarse, los efectos de un desequilibrio de corriente continuo que corresponde a una corriente I 2 de secuencia de fase negativa de los siguientes valores, en tanto que no se exceda el kva nominal y que la corriente máxima no exceda el 105% de la corriente nominal en ninguna de las fases. 243 Protección contra desbalance (46) TIPO DE GENERADOR K I 2 2 t permisible Generador de Polo Saliente 40 Condensador Síncrono Tiempo del generador de rotor cilíndrico Enfriado indirectamente Enfriado directamente (0-800 MVA) Enfriado directamente ( MVA...) Ver curva de la figura siguiente

67 Protección contra desbalance (46) (Valores tomados de ANSI C ) 245 Protección contra desbalance (46) Característica 2 I t = K 2 Tiempo definido máximo y mínimo Característica de reposición lineal

68 P Fallas debida a la carga Grandes cambios en la carga Causas : Desaparición repentina de cargas G Carg a P 59,27 81H, 81L Carg a Arranque de grandes cargas Efectos : Riesgo de sobretensión Riesgo de cambios de frecuencia Soluciones : Medición de máxima/mínima tensión (59, 27) Detección de máxima/mínima frecuencia (81H, 81L) Protección de mínima tensión 27 68

69 Protección de mínima tensión 27 Normalmente, no es específicamente necesaria la protección de tensión mínima en los esquemas de protección de generadores. Aplicación: como elementos de enclavamiento de otros tipos de protección, tales como los de fallo de campo. Como protección de respaldo para proporcionar la sensibilidad adecuada con los elementos dependientes de la tensión, de impedancia mínima o de secuencia de fase inversa. 249 Protección de mínima tensión 27 Causas: Una razón podría ser el fallo del equipo de regulación de la tensión (AVR). Efectos Puede afectar al rendimiento del generador. Características: Se suministra un elemento 27 de dos etapas (trip y alarma). El ajuste puede ser para tensiones de fase a fase o de fase a neutro. Relé habilitado únicamente cuando el CB de generador esté cerrado

70 Protección de mínima tensión 27 Alarma. Únicamente esté activa cuando el generador esté en línea para evitar un disparo en falso durante el arranque. Ajuste al 90% U N. Retardo = 30 seg. Puede ser de gran utilidad si el generador está funcionando con el ajuste de AVR en control manual. 251 Protección de mínima tensión 27 Ajuste de tensión V<1, > U L en estado de cortocircuito permanente en un punto remoto de la barra. Debería estar ajustado en coordinación con las protecciones aguas abajo así como con la protección de respaldo del sistema del relé, si está activada. Retardo: 3 5s

71 Protección contra sobretensión 59 Protección 59 Funciona cuando las tensiones de las tres fases están por encima del punto de ajuste común. Dos etapas de disparo, cada una de ellas con un temporizador ajustable. Protege contra daños de aislamiento del generador y los de cualquier instalación conectada. Recomendada para generadores hidráulicos que puedan sufrir rechazo de carga

72 Sobretensión Según ANSI/IEEE C Límite para el generador : 105%. Límite para el bloque G-T : 105% a plena carga y 110% en vacío. Consecuencias de la sobretensión: Sobreexcitación Acción automática: alarma en grandes generadores. Bloqueo/retroceso del regulador de tensión. Disparo en pequeñas unidades de cogeneración. 255 Capacidad de sobreflujo

73 Protección 59 Protección temporizada (U>): U AJUSTE = 1,1-1,2 U N Retardo : suficiente para evitar la activación durante sobretensiones transitorias (1-3 s), ajuste máx s. Protección instantánea (U>>): U AJUSTE = 1,3-1,5 U N Disparo = instantáneo 257 Protección 59 Esta función de protección responde a las señales de tensión línea suministradas al relé a través de las entradas principales del TT

74 Sobretensión Generador sincronizado con otras fuentes a un sistema eléctrico, se produciría un sobretensión en caso de que el generador ligeramente cargado y se le solicitara un alto intensidad de carga capacitiva. Después de una separación del sistema al que alimenta, El generador experimenta el rechazo de carga completa mientras continúa conectado a parte del sistema eléctrico. 259 AVR El equipo de regulación automática de la tensión debería responder rápidamente para corregir la condición de sobretensión. Es recomendable disponer de 59 para cubrir un posible fallo del AVR y corregir así la situación o con el regulador en control manual

75 En centrales hidráulicas El caso más desfavorable de sobretensión producto del rechazo de carga completa, podrían experimentarlo los generadores hidráulicos. 261 En centrales hidráulicas El tiempo de respuesta del equipo regulador de velocidad puede ser tan bajo, que se puede producir una sobreaceleración transitoria del 200% de la velocidad nominal. Incluso con la acción del regulador de tensión, de esta sobreaceleración podría resultar una sobretensión transitoria del 150%

76 Datos Capacidad de un 5% de sobretensión de forma continua. El fabricante del generador debería suministrar los tiempos soportados en las condiciones de las sobretensiones más severas. 263 Protección de mínima frecuencia 81U 76

77 Protección de mínima frecuencia 81U Causas: Pérdida de generación, provoca operación a frecuencia reducida durante un tiempo suficiente como para producir sobrecargas en las turbinas de gas o de vapor. La operación de una turbina a frecuencia baja es más crítica que la operación a frecuencia alta. Se recomienda protección de baja frecuencia para turbinas de gas o vapor. 265 Protección de mínima frecuencia 81U La turbina es más restringida: Es la causa de resonancia mecánica en sus álabes. Las desviaciones de la f N pueden generar frecuencias cercanas a la frecuencia natural de los álabes y por lo tanto incrementar los esfuerzos vibratorios. Los incrementos en los esfuerzos vibratorios, pueden acumularse y agrietar algunas partes de los álabes

78 Protección de mínima frecuencia 81U Los fabricantes de turbinas dan límites de t para operaciones con f ANORMAL. Los efectos de operación a frecuencia anormal son acumulativos. Estas limitaciones de la capacidad de la turbina generalmente aplica para turbinas de vapor. Las turbinas de gas generalmente tienen más capacidad que las unidades de vapor para operar a baja frecuencia. 267 Protección de mínima frecuencia 81U Sin embargo, las turbinas de gas están frecuentemente limitadas por la inestabilidad en la combustión o la salida repentina de la turbina por la caída de frecuencia. El límite de frecuencia debe ser dado por cada fabricante. En general estas restricciones no aplican para generadores hidráulicos. La mayoría de los esquemas requieren usar un relé de baja frecuencia para cada banda de frecuencia

79 Protección de mínima frecuencia 81U El esquema de relé de baja frecuencia múltiple y temporizado no es usado en turbinas de gas. Los fabricantes de estos equipos dan protección de baja frecuencia que consiste en un disparo por baja frecuencia cuyo ajuste está dado por el fabricante. Los relés 81U generalmente dan disparo. En los casos en que las consecuencias de una pérdida de la máquina sean catastróficas, sólo se utiliza la protección como alarma (se acepta la posibilidad de daños en la turbina). 269 Protección de mínima frecuencia 81U A Respuesta de frecuencia del sistema con recuperación mediante mínimo rechazo de carga. B Respuesta de frecuencia del sistema con desconexión del generador. C Característica óptima de protección 81U

80 EJEMPLO 271 Para el ajuste de esta función se parte de la información específica del fabricante de la turbina (curva de frecuencias límite de operación de la turbina)

81 Datos del fabricante Se dan tres escalones de frecuencia tiempo; dos escalones protegen el rango inferior de la frecuencia límite de operación (protección baja frecuencia) de la turbina. El tercer escalón protege el rango superior de la frecuencia límite de operación (protección alta frecuencia) de la turbina. El margen de seguridad seleccionado es de 15%. 273 Datos del fabricante El fabricante de la turbina indica que a 58.5 Hz es posible la operación continua; por lo que se decide ajustar el primer escalón contra baja frecuencia a 58.8 Hz y El segundo escalón a 57.9 Hz. Para el tercer escalón contra alta frecuencia se ajusta a 61.2 Hz, teniendo en cuenta que este será un respaldo a las protecciones propias del gobernador de velocidad

82 Ajuste de la función 81G Primer escalón: Frecuencia de operación = 58.8 Hz. Retraso de tiempo de operación = ciclos (600 s). Segundo escalón: Frecuencia de operación = 57.9 Hz. Retraso de tiempo de operación = 30 ciclos (0.5 s). Tercer escalón: Frecuencia de operación = 61.2 Hz. Retraso de tiempo de operación = ciclos (600 s). 275 G Fallas debida a la carga Pérdida de sincronismo Causas : Tiempo de despeje de la falla demasiado prolongado Ω 12 78PS Cambios importantes en la carga Efectos : Variaciones de la potencia activa: el generador opera como generador, luego como motor, Soluciones : Detección de la pérdida de sincronismo (78PS) Detección de la variación de velocidad (12) 82

83 Protección de deslizamiento de polo (78) Introducción Los cambios bruscos o los choques en una red eléctrica tales como: las operaciones de conmutación de línea, grandes saltos de carga o cortocircuitos, pueden provocar oscilaciones en la red eléctrica que aparecen como variaciones regulares de las intensidades, tensiones y de los desfasajes angulares entre las redes. Este fenómeno se conoce con el nombre de oscilación de potencia

84 Introducción En situaciones recuperables, la oscilación de potencia disminuirá y finalmente desaparecerá en pocos segundos. Se recobrará la sincronización y la red eléctrica volverá a su funcionamiento estable. Si la situación no es recuperable, la oscilación de potencia se hace tan grave que se pierde la sincronización entre el generador y la red, condición reconocida como pérdida de sincronismo o deslizamiento de polo desde el punto de vista de un generador. 279 Introducción Si se produce efectivamente tal pérdida de sincronismo, es imperativo desconectar las zonas que perdieron el sincronismo del resto de la red, antes de que se dañen los generadores o antes de que ocurra una interrupción generalizada en el servicio

85 Cuándo se produce deslizamiento de polo? Cuando la potencia de la turbina excede la potencia eléctrica absorbida por la red. Esta condición surge de la disparidad de las frecuencias de funcionamiento de dos o más máquinas. Durante el deslizamiento de polo la máquina produce, alternativamente, par como generador y como motor de altas magnitudes con los correspondientes picos de intensidad y caídas de tensión. 281 Eventos que provocan deslizamiento de polo La ocurrencia de una anormalidad: Un defecto transitorio en la red. Falla del regulador del generador. Falla del control de excitación del generador (funcionamiento asincrónico). Reconexión de una red separada sin sincronización

86 Eventos que provocan deslizamiento de polo El cambio transitorio en los requerimientos de la red: en cuanto a los componentes de potencia real y reactiva que hace que el rotor del generador oscile alrededor del nuevo punto de equilibrio. 283 Eventos que provocan deslizamiento de polo Si la perturbación transitoria inicial es lo suficientemente grave y de una duración suficientemente larga, la oscilación del rotor puede exceder el límite máximo de estabilidad provocando el deslizamiento de polos del generador. En una red débil, los transitorios de conmutación también pueden causar el deslizamiento de polo

87 Protección de deslizamiento de polo Proporciona disparo del generador cuando este pierde sincronismo con el sistema de potencia, esto es el generador se desliza un polo Esto ocurre cuando los corto circuitos en el sistema no son librados con la suficiente rapidez E S Θ S T G X Sistema De Potencia E g Θ g Corto Circuito 285 Protección de deslizamiento de polo La ecuación de transferencia de potencia P=(E G E S /X) sen(δ S - δ G ) Flujos de potencia real pequeños hacia el sistema durante una falla trifásica El ángulo de fase del voltaje interno se adelanta durante un corto circuito Si la falla permanece en el sistema mucho tiempo el generador pierde sincronismo aunque la falla se libre después

88 Protección de deslizamiento de polo Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores 287 Protección de deslizamiento de polo Cuándo es necesario OSP? Cuando un tiempo de Switcheo crítico del generador es lo suficientemente corto para garantizar la acción. Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a través del generador o su transformador elevador. Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a través de las líneas de transmisión cercanas a la planta pero los relevadores de las líneas no pueden detectar el evento

89 Protección de deslizamiento de polo Aplicación: Es común en grandes generadores síncronos Para generadores relativamente pequeños que funcionan en paralelo con fuertes suministros públicos. Podría ser el de un cogenerador en paralelo con el sistema de distribución de una utilidad pública, en la que no se proporciona protección de alta velocidad para fallos del sistema. El retardo en la reparación de los fallos del sistema puede suponer una amenaza para la estabilidad de la central del cogenerador. 289 Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores Trayectoria de la impedancia OSP típica

90 Ajustes típicos del esquema de protección (Single Blinder) BLINDER A BLINDER B 5 REVERSE REACH OFFSET X T Z S β -R R+ Z S = IMPEDANCIA DEL S=120 X I d SISTEMA X T = REACTANCIA DE 5 MHO UNIT TRANSFERENCIA X I d = REACTANCIA 10 TRANSITORIA DEL GEN X EJEMPLO

91 Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). 293 Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). El esquema de protección utiliza: limitadores A y B con un elemento supervisor tipo MHO. Las características de operación del relevador, están definidas por la región interior del círculo de tipo MHO, la región a la derecha del limitador A y la región a la izquierda del limitador B

92 Ajustes de la Protección de Pérdida de Sincronismo Donde: X T = Reactancia de transformador. X S = Reactancia del sistema. X d = Reactancia transitoria del generador. A, B = Impedancia de los limitadores. δ = Angulo de estabilidad dinámica. 295 Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). Se realizan los ajustes, considerando las reactancias a la base del generador: El ajuste típico del diámetro del elemento Mho= 1.5XT+2X d Sustituyendo valores de reactancias del generador y transformador. Diámetro = 1.5(0.1164)+2(0.238)= p.u