3.0 Protección de generadores síncronos Por: César Chilet león
Introducción • Los gen generad eradores ores se deben deben prote proteger ger especialmente puesto que es necesario evitar ausencias prolongadas del suministro de energía eléctrica. • Por Por lo lo tan tanto to,, se se requieren dispositivos de protección especialmente completos. 114
1
Introducción • Los dispositivo dispositivos s de de protec protección ción tienen tienen la tarea de reconocer reconocer la natura naturaleza leza y ubicación ubicación de los fallos internos internos causado causados s 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 finalid finalidad ad de de la dete detección cción consiste consiste en en emitir una señal señal de avis aviso o e, e, inmediatamente, tomar las medidas adecuadas para la eliminación eliminación del fallo correspondiente. • Esto puede puede conducir conducir a la descon desconexió exión n del del generador de la red, con lo que se pueden evitar mayores daños. 116
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Introducción • Los dispositivo dispositivos s de de protec protección ción tienen tienen la tarea de reconocer reconocer la natura naturaleza leza y ubicación ubicación de los fallos internos internos causado causados s 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 finalid finalidad ad de de la dete detección cción consiste consiste en en emitir una señal señal de avis aviso o e, e, inmediatamente, tomar las medidas adecuadas para la eliminación eliminación del fallo correspondiente. • Esto puede puede conducir conducir a la descon desconexió exión n del del generador de la red, con lo que se pueden evitar mayores daños. 116
2
Introducción • No obst obstant ante, e, no no es suficiente sufi suficie ciente nte 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 ttarea tare area del dispositivo dispositivo de de desexcitació desexcitación n consiste en disminuir el campo magnético del generador. 117
Introducción • Para ello, la energía energía almacena almacenada da en en el campo magnético se debe disipar convirtiéndose en otra forma de energía; por ejemplo, en calor. • Esto se consig consigue ue conectando conec conectand tando o resistencias resiste resistencias ncias activas en el circuito de excitación del generador.
118
3
Generador en conexión directa con el sistema de potencia SISTEMA DE POTENCIA
BUS DE CARGA
G
CARGA AUXILIAR
CARGA
CARGA
119
Generador en conexión unitaria con el sistema de potencia SISTEMA DE POTENCIA
G CARGA AUXILIAR
120
4
Aterramiento del generador • El punto neutro del generador es usualmente aterrizado:
– Para facilitar la protección del arrollamiento del estator y del sistema asociado. – Para proteger de daños debido a sobretensiones transitorias en el caso de una falla a tierra o ferrorresonancia. • En generadores de AT la impedancia de aterramiento usualmente es para limitar la falla a tierra. 121
Clasificación de los sistemas de aterramiento �������� ����� ��� ���������� �� ���������
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��,��
�� 122
5
Aterrizamiento de baja impedancia
DEVANADOS DEL GENERADOR
*
* RESISTOR O REACTOR 123
Aterrizamiento de alta impedancia HiZ
DEVANADOS DEL GENERADOR
* * RESISTOR 124
6
Resistencia de aterramiento del neutro con transformador
125
Esquema de aterramiento híbrido
126
7
Corriente de cortocircuito del generador
127
Corriente de falla en terminales del generador
128
8
Características • Diferente de otros componentes de los SEP, requieren ser protegidos no sólo contra los cortocircuitos , sino contra condiciones 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. 130
9
Protecciones más usuales 1. Protección diferencial del generador. 2. Protección de sobrecorriente. 3. Protección de sobrecorriente dependiente de la tensión. 4. Protección de mínima impedancia. 5. Protección de mínima tensión. 6. Protección de sobretensión. 7. Protección de mínima frecuencia. 8. Protección contra pérdida de campo. 9. Protección contra desbalance. 131
Protecciones más usuales 10. 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. 132
10
PROTECCION DE GENERADOR Tipos de fallas Fallas internas del generador
Fallas debidas al control del generador
Fallas debidas a máquina impulsora
Fallas debidas a la carga
Tipos de fallas Fallas internas del generador
11
Fallas internas del generador Falla a tierra del estator Causas : – Pérdida de aislación del estator • Efectos (dependiendo del sistema de tierra) : – Riesgo de daño del circuito magnético – Calentamiento local del estator •
G
51G 64REF
•
Soluciones : – Funciones de protección : • 51G, 64REF, 64REF, • 59N+27TN 59N+27TN 100% 100% falla falla a tierra estator (64G) • 59N+Diff U3TN 100% 100% falla a tierra estator (64G) (64G) • 67N (varios tierra). (varios puntos a tierra ).
Protección contra fallas a tierra (64)
12
Introducción • La falla más frecuente de un generador es la ruptura del aislamiento de un devanado que se dirige hacia el núcleo de chapas conectadas a tierra. • Aunque las corrientes de falla que fluyen aquí son pequeñas en comparación con la corriente nominal, incluso en un tiempo breve, pueden pueden producir serios daños en el paquete de hierro. hierro 137
Introducción • Se incrementa el riesgo de una 2da falla a tierra del estator, ya que la tensión de los conductores no afectados, se eleva en relación a tierra. • Consecuencia: Consecuencia aparecen cortocircuitos con contacto a tierra de repercusiones considerables. • Por esto, una falla a tierra del estator del generador se debe detectar y desconectar rápidamente 138
13
Objetivo • Detectar contactos a tierra en todo el devanado, inclusive en el centro de la estrella. • Liberar la falla desconectando el generador y su excitación lo mas rápido posible • Limitar las corrientes de contacto a tierra, para que no produzcan daños en la chapa del estator. • Que sea insensible a perturbaciones y fallas a tierra en la red.
139
Fallas a tierra en el estator Antecedentes : • Se tiene la ventaja de tener separada galvánicamente a la maquina del resto de la red (las perturbaciones en ella no influyen directamente en la protección). • Sin embargo, siempre existe una cierta influencia a través de la capacidad del transformador de bloque (de forma que una falla a tierra externa provoca una tensión entre el neutro y tierra). 140
14
Características • Valor de falla a tierra
– depende del tipo de aterramiento. – Varía desde cero hasta el valor de cc 3F (o mayor para sistemas sólidamente aterrizados). • Protección de fase pueden no ser suficientemente sensibles.
141
Puesta a tierra de alta impedancia Para cumplir con la premisa “baja intensidad de paso a tierra”, se aconseja trabajar con el neutro del generador aislado o puesto a tierra a través de alta impedancia.
Generador Zg Zg Zg
In VR
Vo
rpt
VR
VT
U>
Puesta a tierra de un generador
142
15
GENERADOR x.Zg
(1 - x) . Zg
T
VT
In
x.Zg
(1 - x) . Zg
S
VS
x.Zg Vo
Rpt
(1 - x) . Zg
x.VR
(1-x).VR
R
IN x.Vr
Generalmente se desprecia la resistencia de la porción del devanado (xZg). 143
Vo
Rpt In
Zona protegida 0% 13% (0V) (825V)
100% (11000 V) 3
Cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión, mayor será la zona protegida del arrollamiento. 144
16
Fallas a tierra en el estator • La protección diferencial no brinda protección de falla a tierra para todo el devanado de fase del estator, es una práctica común utilizar, como complemento, una protección sensible para fallas a tierra.
145
Porcentaje de devanado de estator no protegido por 87 para falla 1Ft
Fuentes: • IEEE Std 242-2001 • IEEE Std C37.1022006
146
17
Tensión de tercer armónico
Full Load
VN3
sin falla a tierra
No Load
VP3
147
Corriente de tercer armónico Contenido de tercer armónico en las corrientes del generador. Esta corriente pasa por el neutro y podría operar el relé si este no incorpora algún filtro. 148
18
A.T. B.T. Vr
<
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. 150
19
1
1 T x
0,5 Estator
0,5 Estator Vnt
N~T
0
0
Vtt ~Vtn Vsn~Vst
Vtt
Vtn
Vsn
Vst
Falla a tierra en el estator a una distancia (x) del neutro
Condiciones normales
Vrt
N
1
T
x 0,5 Estator Vnt
Vnt N
Vtt
Vr
Vst
3Vo=Vrt+Vst+Vtt 3Vo=Vnt
T 3V0
Vnt=V.(-x) 3V0=3V.(-x)
151
GENERADOR
In
In
Vo
U>
Esquema diferencial de neutro
A este tipo de esquema se le conoce como diferencial de neutro o de falta tierra restringida. No se ve afectado por la 3ra Armónico. 152
20
Protección de fallas a tierra • Todos los sistemas adolecen del mismo defecto. si la falta es próximo al neutro, es muy posible que la protección no la detecte. • Si se quiere proteger el 100% del estator hasta buscar relés y montajes mas complejos. • Un sistema, trabaja con el 3er armónico. cuando se produzca un contacto a tierra del estator, la corriente de 3er armónico será tanto menor cuando la falla sea próximo al neutro. 153
~ ~
Esquema basado en el tercer armónico U> v
v
~ ~
v
154
21
Protección al 100% del estator • Uno de los métodos es usar un relé de subtensión de tercera armónica (27TN). • Los componentes de voltaje de tercera armónica están presentes, en diverso grado, en el neutro de casi todas las máquinas; ellos surgen y varían debido a diferencias en el diseño, la fabricación, y la carga de la máquina. • Este voltaje, de estar presente en suficiente magnitud, puede usarse para detectar fallas a tierra cerca del neutro. 155
Esquema de protección 59N/27TN 59 Relé Supervisor de Sobrevoltaje Instantáneo 59N Relé de Sobrevoltaje Sintonizado a la Frecuencia Fundamental (60 Hz) 27TN Relé de Bajo Voltaje Sintonizado a la Frecuencia de 3TH (180 Hz) 2-1, 2-2 Temporizadores 156
22
157
158
23
Ejemplo - 59N
159
Ejemplo - 59N • Considere el sistema mostrado anteriormente. Capacitancia distribuida a tierra del generador = 0.22 µ F/fase; Capacitancia a tierra distribuida a tierra de alimentadores y devanados del transformador = 0.10 µ F/fase; y la capacitancia del pararrayos = 0.25 µ F/fase. Por lo tanto, la capacitancia total = 0.57 µ F/fase. 160
24
Solución
Para prevenir la ferrorresonancia
161
Supongamos que la tensión de tercer tensión armónica (V3) es del 3% (generalmente 2-5%) de la tensión normal de línea a neutro.
La reactancia de tercer armónico es 1 /3Xc = 4650/3 = 1550 Ω por fase 1550/3 = 517 Ω sobre la base trifásica.
162
25
• El relé debe fijarse en alrededor de dos veces este valor para garantizar la fiabilidad. Suponga que el relé tiene una tensión 16 V, que sería su configuración. Dado que no se requiere la coordinación, aguas abajo o ajustar el tiempo menor que el próximo relé. Para una falla a tierra en el borne de fase del generador, la tensión a través del relé y la resistencia es:
Tensión primaria de arranque es 16 x 14 400/480 V= 480V primarios, que es la tensión más baja, que el relé puede ver. Esto se traduce en que una parte del devanado no es protegida igual a 480 / (15 500 / √ 3)=0,054 o 5% del total del devanado. 163
Protección V3d
Full Load
VN3
sin falla a tierra
No Load
VP3
164
26
Generador con falla a tierra
No Load
Con falla a tierra
VN3 VP3 165
Protección 64 al 100% del estator
59N V3d
0%
100% 166
27
Ejemplo de Elemento 64 G • • • • •
789 MW, 25 kV Unit VP3_FL = 8 V VN3_FL = 8 V VP3_NL = 2.7 V VN3_NL = 2.5 V
167
Tensión de tercer armónico 10 8 6 4 2 0 -2 -4 -6 -8
Full Load Line No Load Line
-10
168
28
Límites del elemento Vs. la carga 60%
50%
40%
30%
20%
10%
0% 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1 Lower 64G2 64G1 27N3
Upper 64G2
169
51N-Sobrecorriente deNeutro • Provee protección contra fallas atierra. • Debido a que no existen corrientes de secuencia zero en condiciones normales de operación, esta función puede ser ajustada con una mayor sensibilidad que la función de sobrecorriente de fase. • Si las funciones 50N y 51N no son utilizadas en el neutro del generador, pueden utilizarse para detectar fallas a tierra en el sistema (respaldo), conectando las en el transformador de unidad. 170
29
51N-Sobrecorriente deNeutro
171
Ajustes Falla a tierra CÓDIGO
AJUSTES
ANSI 51G
64REF
Falla a tierra Falla a tierra restringida
64G/59N Falla a tierra de 64G/27TN
estator 100%
Umbral = 10% de la corriente máxima de fallo a tierra. Temporización para selectividad con protección aguas abajo. Umbral 10% de In. Sin temporización. Umbral Vrsd = 30% de Vn. Temporización de 5 segundos. Umbral adaptable = 15% del Vrsd del 3.er armónico.
Nota: Con el neutro del generador aterrizado 172
30
Fallas internas del generador Falla de arrollamiento del estator • Causas : – Falla entre espiras • Efectos : – Calentamiento local con G
87G 87M
un pequeño efecto sobre la corriente de línea
• Soluciones : – Función de protección diferencial • 87 G (generador) • 87 M (máquina) Contenido
Protección diferencial (87)
31
Protección diferencial • En la protección diferencial se miden corrientes en puntos determinados para compararlas en lo relacionado con su intensidad y posición de fase.
175
Protección diferencial • Si el funcionamiento del sistema es normal, o si los fallos se encuentran fuera de la zona de protección, las corrientes obtenidas serán iguales. • Es decir: no se presenta ninguna corriente diferencial: I1 = I2. 176
32
Protección diferencial del generador (87) • Proporciona protección: – contra defectos de fase. – Fallas a tierra en caso de aterrizamientos moderados.
• Técnicas: – Diferencial porcentual. – Diferencial de HiZ.
177
Protección diferencial porcentual • El ajuste del umbral de corriente diferencial I S1 puede ser tan bajo como 5%ING. • IS2 > ING típicamente, digamos 120%. • El ajuste del porcentaje de polarización K 2, típicamente se ajusta al 150%. 178
33
Protección diferencial de HiZ • La impedancia el TI saturado es muy pequeña en comparación con la impedancia del circuito de la bobina relé, al que se le ha sumado una resistencia externa de estabilización. 179
Protección diferencial de HiZ • Ajuste, “ Gen dif I s1”, lo más bajo posible. Normalmente, 5% I NG. • La intensidad de funcionamiento de la protección primaria. I OP
=
(TI RATIO ) ⋅ (Gen dif I S
1
+ n ⋅ Ie
)
180
34
Estator multiespiras • Para bobinados de estator multiespiras, existe la posibilidad de que se produzca un cortocircuito entre espiras del bobinado. • A menos que este falta se transforme en una falta a tierra del estátor, no se detectará a través de las disposiciones de protección convencionales. 181
182
35
EJEMPLO
183
184
36
Característica del sistema
185
186
37
Unifilar
187
Fallas internas del generador Pérdida de• aislación Causas : del rotor – Pérdida de aislación del rotor G Ω
• Efectos : – Riesgo de falla interna del rotor – Calentamiento local del rotor • Soluciones : – Monitoreo de aislación con injección de corriente. Contenido
38
Protección contra fallas a tierra del rotor 64F
Protección 64F • Un contacto a tierra unipolar en el rotor de un generador no perturba, por si solo, el servicio de la máquina. • En la mayoría de casos, esta protección solo instala para dar una alarma.
39
Fuera de servicio • Se deja al criterio del personal de operación el momento más conveniente para quitar de servicio la máquina y efectuar una medida exacta del contacto a tierra (por ejemplo, durante el servicio nocturno con carga débil).
Efectos • El gran problema aparece con el segundo contacto a tierra; en este caso queda anulada una parte del arrollamiento de campo. • Aparte de los efectos térmicos sobre lo conductores del rotor, la doble falta a tierra supone una distorsión del flujo magnético creado por el rotor, de forma que la fuerza atractiva puede ser muy poderosa en un polo y muy débil en el polo opuesto.
40
Peligro • Esta fuerza desequilibradora gira según el rotor, produciéndose una violenta vibración que puede dañar los cojinetes e incluso desplazar el propio rotor. El generador corre un gravísimo riesgo.
Tipos de 64F
41
a) Método del potenciómetro Este sistema de detección es el más simple. Se trata de una resistencia con una toma intermedia conectada en paralelo con el devanado de campo. La toma media está conectada a tierra a través de un relé que no actúa en condiciones normales.
Método del potenciómetro • Cuando se produce un contacto a tierra aparece una tensión en la bobina del relé y éste cierra sus contactos con un retardo ( por ejemplo5s o 10s) y da alarma. • Inconveniente: Cuando existe un contacto a tierra en las proximidades del centro del arrollamiento del rotor, el relé no queda sometido a ninguna tensión y no opera. El problema se soluciona mediante otra toma del potenciómetro, al que debe conmutarse periódicamente, después del cual debe de retornarse a la posición original.
42
b) Método de inyección DC • El relé es alimentado con DC pero inyecta una tensión DC entre el polo negativo del circuito de excitación y tierra, controlando el paso de corriente.
+
Método de inyección DC • El filtro elimina las componentes alternas procedentes de la tensión de excitación. • Cuando disminuye la resistencia de aislamiento (RAISLAMIENTO ) se produce una circulación de corriente que ocasiona el cierre de un contacto de alarma con un retardo de 5 a 10s . • El ajuste mínimo del relé depende de la capacidad respecto a tierra del arrollamiento.
43
Método de inyección DC • El retardo es necesario para evitar que el relé opere por el incremento de la carga capacitiva producto del aumento en la excitación, que ocurre cuando se regula muy rápidamente.
c) Método de inyección AC +
• En este sistema, se inyecta tensión AC por medio de un transformador y se controla el flujo de corriente
-
C
Fuente aux. AC 64F
Alarma +
44
Método de inyección AC • Cuando se produzca un contacto a tierra, el paso de la corriente se da alarma. • Se emplea cierto retardo del orden de los 5 a 10s. • El condensador C establece un bloqueo a la DC de excitación para evitar descargas a través del relé. • El filtro pasa banda permite rechazar las frecuencias de valor distinto a la fundamental que pueden encontrarse en la tensión de excitación.
PROTECCION DE GENERADOR Tipos de fallas
Fallas debida a la carga
45
Fallas debida a la carga Cortocircuitos externos • Causas : – Cortocircuitos vistos por el generador 51 51V
G Isc
• Efectos : – Con sobrexcitación Isc = 3IN – Sin sobrexcitación : baja corriente de cortocircuito Isc = 0.5 IN
• Soluciones : – Sobrecorriente (51) – Sobrecorriente con restricción de tensión (51V) – Mìnima impedancia (21B)
Protección de sobrecorriente 51/51V • Respaldo para fallas entre fases • Pueden tomar dos formas .
– Protección de sobrecorriente 51 puede ser protección principal para generadores pequeños, y como protección de respaldo para grandes unidades
– Protección de sobrecorriente dependiente de la tensión 51V donde la protección del 87 no es justificable, o donde existen problemas al aplicar 51. 204
46
Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator • 51: proporciona protección contra sobrecarga térmica(I2t).
• Según : ANSI C37.102-1996 ANSI C50.13-1977 – 226% I N , 10 s.
• El relé usa I 2 t = K para calentamiento de corta duración.
– 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 300
TYPICAL GENERATOR SHORT-TIME THERMAL CAPABILITY FOR BALANCED 3-PHASE LOAD (from ANSI C50.13)
200
100
20
40
60
80
100
120
TIEMPO - SEGUNDOS
206
47
Protección 51/50 IEC Curvas Operating Time (s) 1000
100
IEC SI IEC VI IEC EI IEC LTS
10
1
0.1 1
• Constituida por un elemento de sobreintensidad no direccional de dos etapas (51/50). • Dificultad: el decrecimiento de la corriente de falla en el tiempo.
10 100 Current (Multiples of Is) 207
Unidad 51 • Respaldo para fallos en el generador y el sistema. • El ajuste de corriente, debe estar coordinada con la protección aguas abajo.
208
48
Unidad 50 • Protección, contra fallos internos del generador. • Característica de funcionamiento en tiempo definido. • El ajuste de intensidad, puede establecerse como el 120% 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.
210
49
Protección 51V
• Difícil de ajustar: Debe coordinarse con la protección de respaldo del sistema • Criterio de ajuste general coordinado:
– Tiempo de relevadores de respaldo. – Tiempo de falla de interruptor.
211
Protección 51V • A fin de superar la dificultad de discriminación, con la tensión en terminales se puede modificar dinámicamente la característica básica t- t -i i para faltas cercanas.
CB
TP U<
t1
& TC
I<
t2
Parada normal del generador
212
50
Protección 51V • Es necesario debido al decremento de la corriente de falla del generador. • Dos tipos: – Controlado por tensión (VC) – Restringido por tensión (VR)
213
Protección 51VC • Utilizada cuando el generador está conectado directamente al sistema. • Modificación escalonada I S en caso de que la USISTEMA < US. • Para 100% U NORMAL IS=105 % IN. • En condiciones de tensiones bajas, IAJUSTE<50 % IKMIN FALLA
214
51
Protección 51VR • Aplicación: cuando el generador está conectado indirectamente al sistema. • El IS disminuye de forma incremental a medida que el tensión cae por debajo de un nivel seleccionado. • Si USISTEMA ≤ UMIN, IS = IMIN. 215
Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21) • El elemento en modo de ZMIN, funciona con una característica de impedancia no direccional trifásico de tiempo definido como se muestra en la figura.
X
Disparo
R
216
52
Protección 21G • Es una protección de respaldo rápida contra cortocircuitos en: el generador, derivaciones del mismo, transformadores o en las barras. • Se emplea: en grandes generadores.
G
52
Dy 21
217
Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21) • La impedancia de cada fase se calcula del siguiente modo:
Zab =
Vab Ia
Zbc =
Vbc Ib
Zca =
Vca Ic
• Funciona con intensidades menores según se reduce la tensión, por lo que es similar a un 51 VR, funcionando con una característica de tiempo definido. 218
53
Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21) • “ Ajuste Z<” = 70% ZLOAD MAX. • Esto supone un margen adecuado para sobrecargas cortas, variación de tensión, etc. junto a una adecuada protección de respaldo ante fallos del generador, del transformador elevador y de la barra colectora. • “ Retardo temporal Z<” debe permitir la coordinación con los dispositivos de sobreintensidad aguas abajo. 219
Fallas debida a la carga Sobrecarga • Causas :
– Aumento de la carga vs potencia nominal 49RMS
G
49T
• Efectos : – calentamiento (deterioro de la aislación)
• Soluciones : – Medición de la temperatura del Load
P
arrollamiento con sensores Pt o Ni (49T) – Medición por sobrecarga térmica (49RMS)
54
Protección térmica con resistencia dependiente de la temperatura
Protección con resistencia dependiente de la Temp. Causas: • Sobrecarga prolongada. • El desgaste o la falta de lubricación de los rodamientos puede provocar también calentamientos localizados en el interior de la carcasa de rodamiento.
Efectos: • envejecimiento prematuro de su aislamiento o, en casos extremos, un fallo de este. 222
55
Protección con resistencia dependiente de la Temp. Sensores térmicos. • Para proteger contra cualquier calentamiento localizado o generalizado, los relés tienen la capacidad de admitir entradas de hasta 10 dispositivos de detección de resistencia de temperatura. • Las resistencias detectoras de temperatura (RTD) o termopares se colocan en diferentes partes del arrollamiento para detectar los cambios de temperatura. 223
Protección con resistencia dependiente de la Temp. • Las resistencias detectoras de temperatura pueden ser:
– de cobre (valor 10 W a 25°), – platino (valor 100 W a 0°) ó – níquel (valor 120 W a 0°). • El ajuste dependerá de la capacidad térmica del aislamiento del generador. 224
56
Protección con resistencia dependiente de la Temp. Parámetro
Temperatura típica de servicio en carga total
Temperatura de rodamientos de generadores
60-80ºC, dependiendo del tipo de rodamiento
60-80ºC+
Temperatura superior de los transformadores
80ºC (50-60ºC por encima de la ambiental).
Se asume normalmente del aceite un gradiente de temperatura a partir de la temperatura del devanado de tal modo que los RTD del aceite sup erior pueden proporcionar protección al devanado
Temperatura d el foco caliente del devanado
98ºC para una edad normal del aislamiento. Se debería dar una sobrecarga cíclica.
Sobrecarga a corto plazo
140ºC+ durante emergencias. 225
Protección 49 • La máquina no se calienta al instante debido a una carga excesiva. Para un cierto grado de sobrecarga, la temperatura de este varía de manera exponencial en función de su constante de tiempo de calentamiento.
226
57
Protección 49
• Una protección contra sobrecarga debe emular las condiciones de calentamiento de la máquina protegida como una función de la corriente a través de este componente.
227
Característica de actuación
228
58
Ejemplo: Protección contra sobrecorriente series siemens 7SJ602 229
Ejemplo • La función 49 establece disparo o alarma basado en el cálculo del modelo térmico de la medición de corriente de fase. Hay dos opciones: – Estado “Con Con memoria“: memoria de la evaluación de todas las corrientes de carga, incluso sin la presencia de sobrecarga. – Estado de “Sin Sin memoria": memoria cuando se evalúan sólo las corrientes de carga superiores a un valor ajustable ("umbral") de sobrecarga 230
59
Característica de tiempo de la función 49 con memoria. Sin carga previa
231
Característica de tiempo de la función 49 con memoria. Con 90% de carga previa
232
60
Rango de ajuste
233
Curva característica
234
61
Relaciones de recuperación
235
Fallas debida a la carga Desbalance • Causas :
– Desbalance de la carga 46
G
• Efectos : 49T
– Calentamiento debido a la componente de secuencia inversa que induce corrientes parásitas en el rotor
I(2) Load
• Soluciones : – Medición de la temperatura del arrollamiento con sensores Pt o Ni (49T) – Medición de la sobrecorriente de secuencia inversa (46)
62
Protección contra desbalance (46)
Protección contra desbalance (46) • Corrientes de fase desbalanceadas crean corriente de secuencia negativa en el estator del generador, I2 = 1/3(IA + a2IB + aIC) a = 1 ∠120 Donde a2 = 1 ∠ 240 IA, IB, IC = corrientes de fase. • La corriente de secuencia negativa interactúa con la corriente de secuencia positiva normal para inducir una corriente de doble frecuencia (120 HZ). 238
63
Protección contra desbalance (46)
239
Protección contra desbalance (46) • La corriente de 120 Hz es inducida en el rotor causando el calentamiento de la superficie • El generador tiene un rango de tiempo corto establecido 2
I 2 ⋅ t = K
Donde • K = Factor del Fabricante (mientras mas grande sea el generador menor es el valor de K) 240
64
Protección contra desbalance (46) • Electromecánicos • Sensibilidad restringida a cerca 0.6 pu 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 I2 continua 241
Protección contra desbalance (46) I2 PERMISIBLE (PORCENTAJE DE LA CAPACIDAD DEL ESTATOR)
TIPO DEL GENERADOR Polos Salientes Con devanados de amortiguamiento Conectado
10
Con devanado de amortiguamiento No Conectado
5
Rotor Cilíndrico Enfriado indirectamente
10
Enfriado directamente a 960 MVA
8
ANSI C50.13
961 a 1200 MVA
6
1201 a 1500 MVA
5
242
65
Protección contra desbalance (46) • ANSI C50.13. “el generador deberá ser capaz de soportar, sin dañarse, los efectos de un desequilibrio de corriente continuo que corresponde a una corriente 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) K TIPO DE GENERADOR
2
I2 t
permisible
Generador de Polo Saliente
40
Condensador Síncrono
30
Tiempo del generador de rotor cilíndrico Enfriado indirectamente
20
Enfriado directamente (0-800 MVA)
10
Enfriado directamente (801-1600 MVA......)
Ver curva de la figura siguiente
244
66
Protección contra desbalance (46) (Valores tomados de ANSI C50.13-1989)
245
Protección contra desbalance (46) • Característica I 22 ⋅ t = K
• Tiempo definido máximo y mínimo • Característica de reposición lineal
246
67
Fallas debida a la carga Grandes cambios en la carga
• Causas : – Desaparición repentina de cargas – Arranque de grandes cargas
G
59,27 81H, 81L
• Efectos : – Riesgo de sobretensión – Riesgo de cambios de frecuencia
P
P Carg a
Carg a
• Soluciones : – Medición de máxima/mínima tensión (59, 27) – Detección de máxima/mínima frecuencia (81H, 81L)
Protección de mínima tensión 27
68
Protección de mínima tensión 27 • Normalmente, no es específicamente necesaria la protección de tensión mínima en los esquemas de protección de generadores. • Aplicación: – como elementos de enclavamiento de otros tipos de protección, tales como los de fallo de campo. – Como protección de respaldo para proporcionar la sensibilidad adecuada con los elementos dependientes de la tensión, de impedancia mínima o de secuencia de fase inversa. 249
Protección de mínima tensión 27 • Causas: – Una razón podría ser el fallo del equipo de regulación de la tensión (AVR). • Efectos – Puede afectar al rendimiento del generador. • Características: – Se suministra un elemento 27 de dos etapas (trip y alarma). – El ajuste puede ser para tensiones de fase a fase o de fase a neutro. – Relé habilitado únicamente cuando el CB de generador esté cerrado. 250
69
Protección de mínima tensión 27 Alarma.
• Únicamente esté activa cuando el generador esté en línea para evitar un disparo en falso durante el arranque. • Ajuste al 90% UN. • Retardo = 30 seg. • Puede ser de gran utilidad si el generador está funcionando con el ajuste de AVR en control manual. 251
Protección de mínima tensión 27 • ” Ajuste de tensión V<1”,
– > UL en estado de cortocircuito permanente en un punto remoto de la barra. – Debería estar ajustado en coordinación con las protecciones aguas abajo así como con la protección de respaldo del sistema del relé, si está activada. – Retardo: 3 – 5s. 252
70
Protección contra sobretensión 59
Protección 59 • Funciona cuando las tensiones de las tres fases están por encima del punto de ajuste común. • Dos etapas de disparo, cada una de ellas con un temporizador ajustable. • Protege contra daños de aislamiento del generador y los de cualquier instalación conectada. • Recomendada para generadores hidráulicos que puedan sufrir rechazo de carga. 254
71
Sobretensión • Según ANSI/IEEE C37.102 – Límite para el generador : 105%. – Límite para el bloque G-T : 105% a plena carga y 110% en vacío. • Consecuencias de la sobretensión: – Sobreexcitación • Acción automática: – alarma en grandes generadores. – Bloqueo/retroceso del regulador de tensión. – Disparo en pequeñas unidades de cogeneración. 255
Capacidad de sobreflujo
256
72
Protección 59 • Protección temporizada (U>): UAJUSTE= 1,1 - 1,2 UN Retardo : suficiente para evitar la activación durante sobretensiones transitorias (1-3 s), ajuste máx 136 -100s. • Protección instantánea (U>>): UAJUSTE = 1,3 - 1,5 UN Disparo = instantáneo 257
Protección 59 • Esta función de protección responde a las señales de tensión línea suministradas al relé a través de las entradas principales del TT.
258
73
Sobretensión • Generador sincronizado con otras fuentes a un sistema eléctrico, – se produciría un sobretensión en caso de que el generador ligeramente cargado y se le solicitara un alto intensidad de carga capacitiva. • Después de una separación del sistema al que alimenta, – El generador experimenta el rechazo de carga completa mientras continúa conectado a parte del sistema eléctrico. 259
AVR
• El equipo de regulación automática de la tensión debería responder rápidamente para corregir la condición de sobretensión. • Es recomendable disponer de 59 para cubrir un posible fallo del AVR y corregir así la situación o con el regulador en control manual.
260
74
En centrales hidráulicas • El caso más desfavorable de sobretensión producto del rechazo de carga completa, podrían experimentarlo los generadores hidráulicos. 261
En centrales hidráulicas • El tiempo de respuesta del equipo regulador de velocidad puede ser tan bajo, que se puede producir una sobreaceleración transitoria del 200% de la velocidad nominal. • Incluso con la acción del regulador de tensión, de esta sobreaceleración podría resultar una sobretensión transitoria del 150%.
262
75
Datos • Capacidad de un 5% de sobretensión de forma continua. • El fabricante del generador debería suministrar los tiempos soportados en las condiciones de las sobretensiones más severas. 263
Protección de mínima frecuencia 81U
76
Protección de mínima frecuencia 81U • Causas: – Pérdida de generación, provoca operación a frecuencia reducida durante un tiempo suficiente como para producir sobrecargas en las turbinas de gas o de vapor. • La operación de una turbina a frecuencia baja es más crítica que la operación a frecuencia alta. • Se recomienda protección de baja frecuencia para turbinas de gas o vapor. 265
Protección de mínima frecuencia 81U • La turbina es más restringida:
– Es la causa de resonancia mecánica en sus álabes. – Las desviaciones de la 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. 266
77
Protección de mínima frecuencia 81U • Los fabr fabrican icantes tes de turbin turbinas as dan dan límites límites de t para operaciones con f ANORMAL. • Los efecto efectos s de opera operación ción a frecu frecuenci encia a anorma anormall son acumulativos. • Estas limitacio limitaciones nes de de la capacid capacidad ad de la turbina turbina generalmente aplica para turbinas de vapor. • Las turb turbinas inas de gas gas genera generalmen lmente te tienen tienen más capacidad que las unidades de vapor para operar a baja frecuencia. 267
Protección de mínima frecuencia 81U • Sin embargo, embargo, las turbinas turbinas de gas están 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 genera generall estas estas restric restriccion ciones es no no aplican aplican para para generadores hidráulicos. • La mayor mayoría ía de los los esque esquemas mas requi requieren eren usar un relé de baja frecuencia para cada banda de frecuencia. 268
78
Protección de mínima frecuencia 81U • El esquema esquema de relé relé de baja baja frecuenc frecuencia ia múltip múltiple le 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 relés 81U 81U ge gener neralme almente nte dan dan disparo. disparo. • En los los casos casos en en que las conse consecuen cuencias cias de una una pérdida de la máquina sean catastróficas, sólo se utiliza la protección como alarma (se acepta la posibilidad de daños en la turbina). 269
Protección de mínima frecuencia 81U A Respuesta de frecuencia del sistema con recuperación mediante mínimo rechazo de carga. B Respuesta de frecuencia del sistema con desconexión del generador. C Característica óptima de protección 81U 270
79
EJEMPLO
271
Para el ajuste de esta función se parte de la información específica del fabricante de la turbina (curva de frecuencias límite de operación de la turbina). 272
80
Datos del fabricante • Se dan tres escalones de frecuencia–tiempo; dos escalones protegen el rango inferior de la frecuencia límite de operación (protección baja frecuencia) de la turbina. El El tercer tercer escalón 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 primer escalón escalón contra baja frecuencia a 58.8 Hz y • El segundo escalón a 57.9 Hz. • Para el tercer escalón contra alta frecuencia se ajusta a 61.2 Hz, teniendo en cuenta que este será un respaldo a las protecciones propias del gobernador de velocidad. 274
81
Ajuste de la función 81G Primer escalón: • Frecuencia de operación = 58.8 Hz. • Retraso de tiempo de operación = 36000 ciclos (600 s).
Segundo escalón: • Frecuencia de operación = 57.9 Hz. • Retraso de tiempo de operación = 30 ciclos (0.5 s).
Tercer escalón: • Frecuencia de operación = 61.2 Hz. • Retraso de tiempo de operación = 36000 ciclos (600 s). 275
Fallas debida a la carga Pérdida de sincronismo •
∆Ω
Causas : – Tiempo de despeje de la falla demasiado prolongado – Cambios importantes en la carga
•
G
Efectos : – Variaciones de la potencia activa: el generador opera como generador, luego como motor,…
12 78PS
•
Soluciones : – Detección de la pérdida de sincronismo (78PS) – Detección de la variación de velocidad (12)
82
Protección de deslizamiento de polo (78)
Introducción • Los cambios bruscos o los choques en una red eléctrica tales como: las operaciones de conmutación de línea, grandes saltos de carga o cortocircuitos , pueden provocar oscilaciones en la red eléctrica que aparecen como variaciones regulares de las intensidades, tensiones y de los desfasajes angulares entre las redes. Este fenómeno se conoce con el nombre de oscilación de potencia potencia. 278
83
Introducción • En situaciones recuperables recuperables, la oscilación de potencia disminuirá y finalmente desaparecerá en pocos segundos. Se recobrará la sincronización y la red eléctrica volverá a su funcionamiento estable. • Si la situación no es recuperable recuperable, la oscilación de potencia se hace tan grave que se pierde la sincronización entre el generador y la red, condición reconocida como pérdida de sincronismo o deslizamiento de polo desde el punto de vista de un generador. 279
Introducción
• Si se produce efectivamente tal pérdida de sincronismo, es imperativo desconectar las zonas que perdieron el sincronismo del resto de la red, antes de que se dañen los generadores o antes de que ocurra una interrupción generalizada en el servicio.
280
84
¿Cuándo se produce deslizamiento de polo? • Cuando la potencia de la turbina excede la potencia eléctrica absorbida por la red. Esta condición surge de la disparidad de las frecuencias de funcionamiento de dos o más máquinas. • Durante el deslizamiento de polo la máquina produce, alternativamente, par como generador y como motor de altas magnitudes con los correspondientes picos de intensidad y caídas de tensión. 281
Eventos que provocan deslizamiento de polo • La ocurrencia de una anormalidad:
– Un defecto transitorio en la red. – Falla del regulador del generador. – Falla del control de excitación del generador (funcionamiento asincrónico). – Reconexión de una red separada sin sincronización. 282
85
Eventos que provocan deslizamiento de polo •
El cambio transitorio en los requerimientos de la red:
en cuanto a los componentes de potencia real y reactiva que hace que el rotor del generador oscile alrededor del nuevo punto de equilibrio.
283
Eventos que provocan deslizamiento de polo • Si la perturbación transitoria inicial es lo suficientemente grave y de una duración suficientemente larga,
– la oscilación del rotor puede exceder el límite máximo de estabilidad provocando el deslizamiento de polos del generador. • En una red débil, los transitorios de conmutación también pueden causar el deslizamiento de polo. 284
86
Protección de deslizamiento de polo • Proporciona disparo del generador cuando este pierde sincronismo con el sistema de potencia, esto es el generador se desliza un polo • Esto ocurre cuando los corto circuitos en el sistema no son librados con la suficiente rapidez ES
ΘS
Sistema De
T
G Eg
Θg
X
Potencia
Corto Circuito 285
Protección de deslizamiento de polo • La ecuación de transferencia de potencia P=(EGES /X) sen(δS - δG)
• Flujos de potencia real pequeños hacia el sistema durante una falla trifásica • El ángulo de fase del voltaje interno se adelanta durante un corto circuito • Si la falla permanece en el sistema mucho tiempo – el generador pierde sincronismo aunque la falla se libre después 286
87
Protección de deslizamiento de polo •
Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores
287
Protección de deslizamiento de polo ¿Cuándo es necesario OSP? • Cuando un tiempo de “Switcheo crítico” del generador es lo suficientemente corto para garantizar la acción. • Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a través del generador o su transformador elevador. • Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a través de las líneas de transmisión cercanas a la planta pero los relevadores de las líneas no pueden detectar el evento. 288
88
Protección de deslizamiento de polo Aplicación: • Es común en grandes generadores síncronos • Para generadores relativamente pequeños que funcionan en paralelo con fuertes suministros públicos. • Podría ser el de un cogenerador en paralelo con el sistema de distribución de una utilidad pública, en la que no se proporciona protección de alta velocidad para fallos del sistema. • El retardo en la reparación de los fallos del sistema puede suponer una amenaza para la estabilidad de la central del cogenerador. 289
Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores
Trayectoria de la impedancia OSP típica 290
89
Ajustes típicos del esquema de protección (Single Blinder) BLINDER
BLINDER
A
B ZS
OFFSET
5
XT
β R+ ZS
= IMPEDANCIA DEL SISTEMA
-R
S=120°
XId
5 MHO UNIT
10 REVERSE REACH
10
10
-X
5
XT = REACTANCIA DE TRANSFERENCIA XId = REACTANCIA TRANSITORIA DEL GEN.
10 291
EJEMPLO
292
90
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
293
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). • El esquema de protección utiliza: – limitadores A y B – con un elemento supervisor tipo MHO.
• Las características de operación del relevador, están definidas por la región interior del círculo de tipo MHO, la región a la derecha del limitador A y la región a la izquierda del limitador B. 294
91
Ajustes de la Protección de Pérdida de Sincronismo Donde: • XT = Reactancia de transformador. • XS = Reactancia del sistema. • X’d = Reactancia transitoria del generador. • A, B = Impedancia de los limitadores. • δ = Angulo de estabilidad dinámica. 295
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). • Se realizan los ajustes, considerando las reactancias a la base del generador:
– El ajuste típico del diámetro del elemento Mho= 1.5XT+2X’d • Sustituyendo valores de reactancias del generador y transformador.
– Diámetro = 1.5(0.1164)+2(0.238)= 0.6506 p.u.
296
92
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). • El ajuste típico del desplazamiento del diámetro del elemento Mho = -2 ⋅X’d • Desplazamiento = - 2(0.238) = - 0.476 p.u.
297
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G). • El ajuste típico del ángulo de impedancia (θ)= 90°. • El ajuste típico de la impedancia del limitador = (1/2)(X’d+ XT + XS) tan(θ –(δ /2)) Un valor típico para δ es 120 120°°. • Limitadores = (0.5)(0.238+0.1164+0.02565) tan (90°–(120°/2)) = 0.1097 p.u.
298
93
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
• El retraso de tiempo debe ser ajustado en base a un estudio de estabilidad. • En la ausencia de tal estudio, este puede ser ajustado entre 3 y 6 ciclos.
299
Ajuste de la función 78G en el relevador multifuncional • Los ajustes del relevador de acuerdo con los cálculos realizados son:
– Diámetro = 11.7 Ω – Desplazamiento = -8.5 Ω – Ángulo de impedancia (θ)= 90°. – Limitadores = 2 Ω – El retraso de tiempo se ajusta a 6 ciclos (0.1 s). 300
94
PROTECCION DE GENERADOR Tipo de fallas Fallas debidas al control del generador
Fallas debidas al control del generador Pérdida de campo Defecto: – Pérdida de la excitación • Efectos : – Operación como generador • Normal Q 32Q
asincrónico – Sobrecalentamiento debido a corrientes parásitas sobre el arrollamiento de amortiguación (damper)
G
Q Q 32Q
Pérdida de campo
G
•
Protecciones: – Detección de la potencia reactiva inversa (32Q) para redes capaces de suministrar Q – Detección de la mínima imperancia (40) para grandes máquinas, en redes con baja potencia de cortocircuito
95
Protección contra pérdida de campo (40)
Protección contra pérdida de campo (40)
Curva de capacidad del generador visto sobre un plano P-Q, esta debe ser convertido a un plano R-X 304
96
Protección contra pérdida de campo (40)
Increased Power Out Increased Power Out
P-Q Plane
R-X Plane
305
Protección contra pérdida de campo (40) Efectos específicos en: • Generador – El generador síncrono se convierte en generador de inducción – El deslizamiento induce corrientes de Eddy que calientan la superficie del rotor – Las altas corrientes reactivas manejadas por el generador sobrecargan al estator • Sistema de potencia – Pérdida de soporte de potencia reactiva – Crea un dren de reactivos – Puede iniciar un colapso de voltaje del sistema o del área asociada al generador 306
97
Protección contra pérdida de campo (40) • Causas
– Apertura del circuito de campo – Corto circuito en el campo – Disparo accidental del interruptor de campo – Falla del control del regulador de tensión – Pérdida del excitador principal
307
Protección contra pérdida de campo (40)
Característica de la impedancia de pérdida de campo 308
98
Protección contra pérdida de campo (40)
Método de protección Nº 1 – Relé Mho de 2 zonas
309
Protección contra pérdida de campo (40)
Método de protección Nº 2
310
99
Ejercicio • Valores
mostrados de la hoja de datos del generador: • 125 MVA Base • X’dsat = 24.5% = 0.245 pu • Xd = 206.8% = 2.068 pu 311
Fallas debidas al control del generador Regulación de tensión • Causas : – Operación defectuosa del regulador de tensión
∆U
59 27
G Uref
• Efectos : – Sobre tensión – Baja tensión • Soluciones : – Medición de la máxima tensión (59) – Medición de la mínima tensión (27)
100
Fallas debidas al control del generador Regulador de frecuencia • Causas : – Operación defectuosa del ∆F
regulador de frecuencia
• Efectos : – Sobre frecuencia (para
81L 81H
G
Fref
operación aislada)
• Soluciones : – Medición de la màxima frecuencia (81H) – Medición de la mínima frecuencia (81L)
Fallas debidas al control del generador Energización inadvertida • Causas : – Generador acoplado a la UN
cierre 50/27
U=0 G
red mientras la máquina impulsora esta detenida
• Efectos : – El generador funciona como un motor en el momento de cierre
• Soluciones : – Detección simultánea de I
G
> IGs y UG > UGs cuando se maniobra el cierre (50/27)
101
Protección contra energización inadvertida (27/50)
Protección contra energización inadvertida (27/50) ¿Cómo ocurre? • Errores de operación. • Flameo (flashover) de los contactos del interruptor. • Mal funcionamiento de los circuitos de control. • Alguna combinación de los anteriores.
316
102
Energización inadvertida (27/50) • Respuesta del generador y daños. – El generador se comporta como un motor de inducción. – El flujo rotatorio se induce dentro del rotor del generador. – La corriente resultante en el rotor es forzada dentro de la trayectoria de secuencia negativa en el cuerpo del rotor. – La impedancia de la máquina durante la energización inicial es equivalente a su impedancia de secuencia negativa. – Ocurre un rápido calentamiento del rotor. 2 I 2 ⋅ t = K 317
Energización inadvertida (27/50) • Circuito equivalente.
318
103
Energización inadvertida (27/50) • Muchas veces la protección convencional es deshabilitada cuando la unidad está fuera de línea
– Se remueven los fusibles o cuchillas de los transformadores de potencial. – Se remueve la alimentación de DC para el control. – El contacto auxiliar (52a) del interruptor o cuchillas pueden deshabilitar el disparo. 319
Protección (27/50) • Esta protección consiste de un elemento de mínima tensión (27) que asegura que la protección se activa cuando la máquina no está funcionando o está parada, y de un elemento de sobreintensidad (50) para detectar cuando el interruptor de circuito del generador se ha cerrado involuntariamente. 320
104
Energización inadvertida (27/50) • Esquemas de protección empleados .
– Esquemas de sobrecorriente supervisados con frecuencia. – Esquemas de sobrecorriente supervisados con voltaje. – Esquema de sobrecorriente direccional. – Esquema de relevadores de impedancia. – Esquema de sobrecorriente habilitado con contacto auxiliar. 321
Energización inadvertida (27/50) Respuesta de la protección convencional. • Algunos relevadores podrían detectar la energización inadvertida del generador pero pueden:
– Ser marginales en su habilidad para detectar la condición. – Operar tan lentos que no puedan prevenir el daño. 322
105
Energización inadvertida (27/50)
323
Energizac Energ ización ión inadv inadvertid ertidaa (27/50) (27/50) Conclusiones • La energ energizac ización ión inadver inadvertida tida es es un serio serio problema. – Daños ocurr ocurren en en en segundo segundos. s. • La protec protección ción convenci convenciona onall del gene generado rador. r. – Margi Marginal nal en la detecció detecciónn del evento. evento. – Desh Deshabili abilitada tada cuando cuando la máquina máquina es energizada energizada inadvertidamente. – Oper Operaa muy lento lento para preveni prevenirr daño. daño. • Se necesi necesita ta instala instalarr un esque esquema ma de de protecci protección ón dedicada. 324
106
EJEMPLO
325
Energizac Energ ización ión inadv inadvertid ertidaa (27/50) (27/50)
I50 = 10% ILOAD V27 =50 =50 – 70 % UN t ≥ 5s.
326
107
Energizac Energ ización ión inadv inadvertid ertidaa (27/50) (27/50) El ajuste típico del elemento elemento de sobrecorrie sobrecorriente nte es:
I50 secundaria = 0.5 A. V27 secundario = 0,70⋅ 0,70 ⋅Voperación secundario = 0.70 x 69 = 48 V. Retraso de tiempo del t V= 120 ciclos (2 s). Retardo de tiempo de reposición= 60 ciclos (1 s).
327
PROTECCION DE GENERADOR Tipo de fallas
Fallas debidas a máquina impulsora
108
Fallas debida a la máquina impulsora Calentamiento de cojinetes • Causas : – Pérdida de lubricación de los cojinetes
• Efectos : – Calentamiento de los cojinetes
38
• Soluciones : – Medición de la temperatura de
G Cojinetes ∆Θ
los cojinetes con sensores de temperatura
Pt100
Fallas debida a la máquina impulsora Pérdida de la máquina impulsora • Causas : – Pérdida de la máquina
Normal
P
32P
• Efectos : – Operación como motor
G
P 32P
G Pérdida de la máquina impulsora
impulsora
sincrónico – No hay riesgo para la máquina pero si hay riesgo para la turbina
• Soluciones : – Medición de la potencia activa inversa (32P)
109
Protección contra potencia inversa (32)
Protección contra potencia inversa (32) • Previene que el generador se motorice por pérdida del primo motor • La motorización resulta cuando la turbina no puede suministrar siquiera las pérdidas propias de la unidad y esta deficiencia tiene que ser absorbida desde el sistema. • El generador no es afectado por potencia inversa: funciona como un motor síncrono. • Las consecuencias de la motorización dependerá del tipo de motor primo y del nivel de potencia recibida. 332
110
Protección contra potencia inversa (32) Motor primo Motor Diesel
Potencia de motorización 5% - 25%
Posibles daños Riesgo de incendio o explosión de combustible no consumido.
• El nivel de motorización depende del índice de compresión y del espesor del diámetro del cilindro. Para limitar la pérdida de potencia y el riesgo de daños es necesaria una rápida desconexión. 333
Protección contra potencia inversa (32) Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
Turbina de gas
10% - 15% (eje partido) >50% (simple eje)
En algunos conjuntos de engranajes, pueden aparecer daños debido al par inverso en los dientes del engranaje.
La carga de compresión en motores de eje sencillo implica una potencia de motorización mayor que la de los motores de eje partido. Es necesaria una rápida desconexión para limitar la pérdida de potencia o los daños.
334
111
Protección contra potencia inversa (32) Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
Puede producirse 0,2 - >2% la cavitación de turbinas (paletas fuera del agua) paletas y ruedas hidráulicas con un largo >2,0% periodo de (Paletas en el agua) motorización. •La potencia es baja cuando las paletas están por encima del nivel del canal de desagüe. Los dispositivos de detección de flujo hidráulico son a menudo los mejores medios para detectar una pérdida de control. Se recomienda la desconexión automática.
335
Protección contra potencia inversa (32) Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
Pueden aparecer daños por 0,5% - 3% fatiga térmica en las paletas Turbinas (con condensación) de turbinas de baja presión cuando el flujo de vapor no de vapor 3% - 6% puede disipar las pérdidas (sin condensación) por rozamiento. •Pueden producirse daños rápidamente en los conjuntos sin condensación o si se pierde el vacío en conjuntos con condensación. Se debe utilizar protección de potencia inversa como método secundario de detección, debiéndose utilizar exclusivamente para producir una alarma. 336
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Protección contra potencia inversa (32) • El ajuste del valor de arranque debe ser el recomendado por el fabricante de la turbina lo mismo que el retardo del relé. • Estos valores deben ajustarse de un modo tan sensible, que el relé detecte cualquier condición de potencia inversa.
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EJEMPLO
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Protección contra potencia inversa (32)
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Protección contra potencia inversa (32) • Considerando que el generador es accionado por una turbina de vapor sin condensador, para esta turbina la potencia de motorización está en un rango de más del 3% de la potencia nominal. Se ajusta al 7% de la potencia nominal. La potencia de motorización es: Pmot = 0.07(193.5) = 13.545 MW. La corriente que circula con esta potencia es:
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Protección contra potencia inversa (32) La corriente corriente en el secundario secundario de los TC’s es:
El voltaje voltaje en el secundario secundario de los TP’s es:
La potencia en el secundario, con un factor de potencia unitario:
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Protección contra potencia inversa (32) La potencia nominal del relé es: Pn relé relé = 3⋅ 3⋅(69.282)(3.88) (0.9)=725,8W En porcentaje de la potencia nominal es:
Este valor en por unidad:
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Protección contra potencia inversa (32) • El ajuste ajuste de tiempo tiempo corto con válvulas válvulas principales de vapor cerradas. t1= 2.0 s. • Ajuste de tiempo tiempo largo, largo, de de acuerdo acuerdo a los los datos de la turbina que permite que se motorice por un tiempo máximo de 60 s, se selecciona un t2=10 s. 343
Protección contra potencia inversa (32)
Los ajustes del relé de acuerdo con los cálculos realizados son:
– Pot Potenc encia ia de oper operaci ación ón = - 8% (-0.0 (-0.080 80 p.u). p.u). – Retraso de tiempo tiempo de operación=60 operación=6000 ciclos ciclos (10 s).
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Protección de sobreexcitación V/Hz (24)
Sobreexcitación V/Hz (24) Límites del generador (ANSI C50.13) • Plen Plena a car carga ga V/Hz V/Hz = 1.0 1.05 5 pu pu • Sin carga V/Hz = 1. 1.05 pu pu
Límites del transformador (terminales de HV) • Plen Plena a car carga ga V/Hz V/Hz = 1.0 1.05 5 pu pu • Sin carga V/Hz = 1. 1.10 pu pu
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Sobreexcitación V/Hz (24) Causas de problemas de V/Hz • Problemas en el regulador de voltaje.
– Error de operación durante la operación del regulador manual fuera de línea. – Falla de control. – Pérdida del TP que suministra voltaje al regulador. – Sobre-excitación cuando el generador esta en línea.
• Problemas en el sistema – Rechazo de carga de la unidad: rechazo a plena carga o con carga parcial. – Formación de islas en el sistema de potencia durante disturbios mayores. 347
Sobreexcitación V/Hz (24) Señales físicas • Como el voltaje se eleva arriba del nominal el flujo de dispersión se incrementa • El flujo de dispersión induce corrientes en la estructura de soporte del transformador causando un calentamiento rápido localizado.
Flujo en el Núcleo
Vp
Vs
Flujo de Dispersión
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Sobreexcitación V/Hz (24) Curvas típicas
Curva de limitación para operación de V/Hz para generador
Curva de limitación para operación de V/Hz para transformador
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Sobreexcitación V/Hz (24) • La función 24 V/Hz debe ser ajustada de acuerdo a la norma C37.102, si no existe una curva de ajuste V/Hz vs t, para el transformador elevador del generador.
Resumen de ajustes • Setpoint #1 = 106%, 10s • Setpoint #2 = 110%, 5s • Curva INV=Deshabilitada 350
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Sobreexcitación V/Hz (24) Relevador V/Hz de tiempo inverso • Un relevador V/Hz con una característica inversa puede ser aplicado para proteger un G y/o T, de un nivel excesivo de V/Hz.
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Sobreexcitación V/Hz (24) • Un nivel de operación mínimo de V/Hz y de retardo de tiempo pueden normalmente ser ajustados para igualar la característica V/Hz combinada del generador-transformador. • Si se puede, se deben obtener las limitaciones V/Hz del fabricante y usarlas para determinar las características combinadas. 352
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EJEMPLO
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Sobreexcitación V/Hz (24)
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Sobreexcitación V/Hz (24) • La tecnología moderna en relés, permite utilizar un relé de sobrevoltaje con dos unidades, una de tiempo inverso y otra de tiempo definido. • Estos relés tienen ajustes distintos para detectar sobrevoltajes de magnitud diferente y responder más rápidamente en los casos más graves. 355
Sobreexcitación V/Hz (24) • Se calcula el valor unitario de excitación del generador:
Se recomienda detectar condiciones de sobre excitación desde un 10% arriba del valor nominal, y hasta un valor máximo permitido que en este caso será 24%.
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Sobreexcitación V/Hz (24) • Las características del elemento de tiempo definido son las siguientes: 1.24 p.u. = 1.24 x 2 = 2.48 Volts/Hertz. El ajuste en porciento = 124% • Las características del elemento de tiempo inverso son las siguientes: 1.10 p.u. = 1.10 x 2 = 2.2 Volts/Hertz. El ajuste en porcentaje = 110% 357
Sobreexcitación V/Hz (24) • Para el elemento de tiempo definido definido: Valor de operación V/Hz = 124%. El retraso de tiempo = 300 ciclos (5 s). • Para el elemento de tiempo inverso inverso: Valor de operación V/Hz = 110%. Curva característica de tiempo inverso = CRV3. Dial de tiempos = 2. Valor de Reset = 200 s. 358
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Protección de fallo del interruptor (50BF)
Fallo del interruptor (50BF) • Cuando el sistema de relés de protección opera para disparar el interruptor automático del generador pero el interruptor no funciona, es preciso activar un esquema de falla del interruptor. • Dadas las sensibilidades requeridas, hay importantes diferencias entre la manera de aplicar un esquema de falla local del interruptor en un interruptor de generador y en un interruptor de línea de transmisión. 360
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Fallo del interruptor (50BF) • El diagrama funcional de un esquema típico de falla del interruptor usado en un interruptor de línea de transmisión.
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Fallo del interruptor (50BF) • Cuando los relés de protección detectan una falla, van a intentar disparar el interruptor primario de la línea de transmisión e iniciar a la vez una falla del interruptor. • Si el interruptor de línea no despeja la falla durante un intervalo de tiempo especificado, el temporizador va a disparar los interruptores de respaldo necesarios para sacar de servicio al interruptor automático que ha fallado. • El disparo exitoso del interruptor primario está determinado por el desaccionamiento de su detector de corriente, que detiene el temporizador de falla del interruptor (62). 362
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