CAPITULO VII PROTECCIÓN DEL GENERADOR 7.1. 7.1. Fallas en los generadores . El generador normalmente es una máquina de gran capacidad y costo muy elevado, por lo que requiere de un sistema complejo para medir continuamente sus parámetros, vigilar su régimen de operación y protegerlo contra regímenes anormales y de corto circuito. En la mayoría de los casos las fallas en los generadores se deben a los aislamientos de los devanados del estator y del rotor. Los aislamientos se pueden dañar por: Envejecimiento. Humedad. Sobretensiones. Vibración. Esfuerzos mecánicos, etc.
Las fallas en el estator pueden ser: Entre fases: trifásicas y bifásicas. Fallas a tierra de una o dos fases (cuando hay neutro flotante). Fallas entre espiras de una misma fase.
Las fallas más comunes son a tierra y entre fases. Las fallas entre fases y a tierra cuando el neutro está sólidamente aterrizado, producen corrientes de corto circuito muy grandes (de decenas de miles de amperes) en el punto de falla y el arco eléctrico que producen puede quemar los aislamientos de los devanados, los conductores (cobre) y en ocasiones el acero del núcleo del estator. La falla a tierra se produce dentro de la máquina cuando se produce un contacto o cierre del conductor del devanado con la estructura metálica del estator, ya que ésta se encuentra siempre aterrizada. En este caso la corriente de corto circuito a tierra pasa siempre a través del núcleo del estator, pudiendo dañarlo. El daño del acero del estator requiere de reparaciones complicadas que consumen mucho tiempo y dinero. El corto circuito entre espiras de una misma fase ocurre con poca frecuencia y se caracteriza por dar pequeñas corrientes, por lo que se considera como falla incipiente. Puede degenerar en falla a tierra o entre fases. Las fallas en el rotor.
A pesar de que el devanado del rotor del generador se encuentra sometido a tensiones eléctricas bajas, de menos de 1000 volts, el aislamiento que requiere es mayor que en condiciones de operación estática, debido a que los esfuerzos mecánicos son muy grandes y pueden dañar los aislamientos, dando lugar a fallas a tierra en uno o dos puntos con relativa frecuencia. La falla a tierra en un sólo punto del d el devanado del rotor no es peligrosa porque la corriente de falla es cero y el generador no interrumpe su operación normal. La doble falla a tierra sí es peligrosa porque
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parte de las espiras del devanado de excitación resultan en paralelo, con lo que se reduce la resistencia y se incrementa la corriente de excitación. Esta sobrecorriente eleva peligrosamente la temperatura de parte del rotor y de la excitatriz que lo alimenta si la hay, llegando a dañar los aislamientos. La figura (7.1) muestra el esquema de doble falla a tierra en el rotor.
K 2
K 1 Ic c E
Fig.7.1-Doble falla a tierra en el devanado del rotor de un generador. Otro efecto negativo muy importante de la doble falla a tierra en el rotor, es que se produce un flujo magnético de excitación asimétrico que a su vez produce una fuerte vibración mecánica muy peligrosa para el generador. La vibración más fuerte se produce sobre todo en máquinas síncronas de polos salientes como los hidrogeneradores y compensadores síncronos. Para evitar este riesgo en las máquinas de polos salientes se instala una protección que detecte la primera falla a tierra. Cuando ésta se detecta, la máquina se saca de servicio con mayor brevedad para corregir la falla. En los turbogeneradores la doble falla a tierra en el rotor no es tan peligrosa, por lo que pueden operar un tiempo razonable con la primera falla a tierra. Cuando ésta se presenta se puede activar una protección contra la doble falla a tierra. La primera falla a tierra se detecta al medir la resistencia de aislamiento del rotor y esto se realiza periódicamente estando el generador en operación normal.
7.2. -Reg ím en es an or m ales . En los generadores se presentan con mayor frecuencia los siguientes regímenes o estados anormales de operación: Sobrecorrientes en el estator del generador. Sobrecorrientes en el devanado del rotor. Carga asimétrica en las fases del estator. Sobretensiones peligrosas en el estator. Sobrecargas.
Las sobrecorrientes en el estator pueden aparecer por sobrecarga o por corto circuito externo. Normalmente las fallas externas se liquidan por medio de las protecciones de los elementos en que ocurren las fallas por lo que no representan peligro para el generador. Sin embargo si las protecciones del elemento fallado o el interruptor no operan, por el generador pasará una sobrecorriente peligrosa. Por tal motivo en los generadores se instalan protecciones de respaldo
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que operan con las fallas externas (51 V o 21), para respaldar las protecciones e interruptores que pudieran llegar a fallar. Estas protecciones frecuentemente utilizan bloqueo por tensión para tener una mayor sensibilidad, debido a que operan con retardos del orden de 3 segundos, cuando la corriente de falla del generador se ha reducido en ocasiones a valores inferiores con respecto a la corriente nominal. La sobrecarga de los generadores en operación dentro del sistema puede aparecer por alguna de las causas siguientes: Desconexión o separación de parte de los generadores que operan en paralelo en el sistema. Alteraciones de carga de corta duración causadas por algunos procesos productivos. Autoarranque de motores después de una baja de tensión temporal. Forzamiento de la excitación del generador. Alteración del sincronismo en el sistema. Pérdida de excitación del generador, y otras.
Con la sobrecarga la corriente que pasa por el generador es superior a la nominal y por lo tanto causa también una elevación de temperatura que puede dañar los aislamientos si sobrepasa el valor límite permisible. El límite de temperatura se alcanza en un tiempo t perm en función del múltiplo de corriente según se ve en la fig. 7.2. En realidad esta gráfica equivale a la curva de daño del generador.
Fig.7.2.-Determinación del tiempo permitido de sobrecarga t perm en función del múltiplo de corriente. El tiempo t perm se calcula para los generadores con enfriamiento indirecto por la fórmula 7.1.
t perm
150 k 2 1
; s
(7.1)
Donde: k - múltiplo de corriente. Es la relación entre la corriente en el generador y la nominal. En los generadores de gran potencia el tiempo permitido de sobrecarga depende del tipo de enfriamiento. La tabla 7.1 muestra los datos típicos de tiempo permitido para diversos tipos de
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enfriamiento. Como puede verse en la tabla, los generadores soportan sobrecargas considerables de corta duración sin deñarse, por ejemplo la sobrecarga de hasta 30% en turbogeneradores con enfriamiento directo con hidrógeno se permite por dos minutos. Si el enfriamiento directo del estator es con agua la sobrecarga del estator por dos minutos se puede incrementar a 40 %. P ara el enfriamiento directo la sobrecarga de 2 minutos alcanza el 50 %. El tiempo de dos minutos para el caso del sistema eléctrico de potencia es suficiente para que en muchos casos desaparezca la sobrecarga o que el personal tome las medidas correspondientes para solucionar el problema. Frecuentemente las sobrecargas debidas al forzamiento de excitación, cambios bruscos de carga, y otras, se liquidan solas antes de que termine el tiempo límite permitido. Cuando se tiene déficit en la potencia de generación la sobrecarga se elimina por medio de la descarga automática de frecuencia (DAF), que consiste en desconectar automáticamente parte de la carga. Tabla 7.1. Sobrecargas permisibles en el estator de turbogeneradores. Duración de la sobrecarga en minutos
Múltiplo de sobrecarga del estator Iest/Iest nom Con enfriamiento
Con enfriamiento directo en los devanados
indirecto
Agua
Hidrógeno
60
1.1
1.1
-
15
1.15
1.15
-
10
-
-
1.1
6
1.2
1.2
1.15
5
1.25
1.25
-
4
1.3
1.3
1.2
3
1.4
1.35
1.25
2
1.5
1.4
1.3
1
2.0
1.5
1.5
La tabla 7.2 presenta los valores típicos de duración de las sobrecargas permisibles en el rotor de los generadores con enfriamiento directo. Tabla 7.2. Sobrecargas en el rotor. Duración de la sobrecarga en el rotor del generador con enfriamiento directo, en minutos 60 10 6 4 1 0.3
Múltiplo de sobrecarga del rotor Irot/Irot nom 1.05 1.1 1.15 1.2 1.5 2
Nota: En los generadores con enfriamiento indirecto el estator se calienta más rápido que el rotor.
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La desconexión de los generadores por sobrecarga es aceptable sólo si las medidas adoptadas para su descarga fracasaron y el tiempo de sobrecarga permisible se agotó. De acuerdo a lo anterior la protección contra sobrecarga en las centrales generadoras de media y baja capacidad con personal de operación debe actuar a la señal y en donde no lo hay, la protección debe reducir la carga del generador en forma escalonada o desconectarlo dentro del tiempo permitido de sobrecarga. En los generadores de gran potencia se prefiere que la protección actúe de inmediato a la descarga o desconexión del generador, porque el personal de operación puede no actuar con la rapidez necesaria, impuesta por los tiempos permitidos demasiado cortos. Carga asimétrica del generador.
Los regímenes asimétricos en los generadores pueden aparecer por las siguientes causas: Fallas bifásicas y monofásicas ocurridas fuera del generador. Interrupción de una o dos fases del circuito que une al generador con la carga. Régimen de operación de la red sin todas sus tres fases.
La asimetría de las corrientes en el generador causa un calentamiento adicional del rotor e incrementa notablemente la vibración mecánica de la máquina. Con la asimetría aparecen en el estator las corrientes de secuencia negativa I2, que por tener secuencia de fases contraria, forman un campo magnético que gira en sentido opuesto al rotor. Esto da lugar a que el flujo de secuencia negativa corte el rotor con doble frecuencia, lo que induce en las partes metálicas (barril del rotor) grandes corrientes de doble frecuencia que forman un momento adicional pulsátil también de doble frecuencia. Las corrientes de Foucault causan el sobrecalentamiento del rotor y el momento pulsátil la vibración de la parte móvil de la máquina. Las corrientes asimétricas son especialmente peligrosas para los hidro y turbogeneradores de gran capacidad que se fabrican normalmente con baja reserva térmica. Tomando en cuenta las características térmicas y mecánicas de los generadores, se puede permitir la operación con corrientes asimétricas si no superan el 10% de la nominal en los turbogeneradores y el 20% en los hidrogeneradores, con la condición de que la corriente en las fases no sea mayor que la nominal. Con la asimetría mencionada la corriente de secuencia negativa I2 representa cerca del 5 y el 10% de las corrientes nominales de los generadores y estas cantidades representan los máximos valores de corrientes de secuencia negativa permitidas por largo tiempo en dichas máquinas. Cuando estos valores se rebasan por tiempo considerable, el rotor sufre un calentamiento adicional peligroso, por lo que se permiten sólo por tiempo limitado (t perm). El valor del tiempo límite permitido se determina en función de la temperatura límite permitida Tlim para los aislamientos del devanado del rotor y de algunos elementos que sufren calentamiento como los anillos opresores, dientes y cuñas metálicas en los canales. Considerando un proceso adiabático de calentamiento, la temperatura límite se alcanza cuando se genera una determinada cantidad de calor lim para un determinado tipo de generador. Si se caracteriza este calor por la constante A, se obtiene la ecuación de calentamiento del rotor a través de la corriente I2.
I *22 t perm A
t perm
149
A I *22
(7. 2)
I*2 - Valor medio del múltiplo de corriente eficaz en el tiempo permitido. A.- Constante térmica que depende del tipo del generador. La corriente de secuencia negativa en general no es constante, ya que puede modificarse en el transcurso del tiempo permitido. El valor medio eficaz de la corriente de secuencia negativa se encuentra: t perm
1
I *2
I
t perm
2 2
(t )dt
(7.3)
0
Donde: I2(t) - Valor instantáneo de la corriente de secuencia negativa en p.u. A t perm 2 - Es la característica térmica del rotor del generador que determina la duración I *2 permitida del régimen asimétrico en función de la corriente I2. Esta expresión es aproximada, ya que con pequeñas corrientes el proceso no es adiabático y el tiempo calculado resulta menor que el tiempo real que puede soportar la máquina al haber disipación de calor. tperm en segundos
200 180
4
160
3
140 2
120 1
100 80 60 40 20 0
I2,
0
2
4
6
8
%
10 12 14 16 18 20
Fig.7.3.- Curvas de dependencia en función de la corriente de secuencia negativa. 1. Hidrogeneradores, A=40. 2. Turbogeneradores A=29. 3.-Turbogeneradores con enfriamiento directo del rotor A=15. 4.-Turbogeneradores de 300 MW A=8 a 5. Cuando se trata de grandes corrientes surge el peligro de que se genere mayor cantidad de calor en la resistencia transitoria que toca la superficie de acero del rotor como dientes, cuñas, etc. Esto puede elevar la temperatura de estas partes más allá de lo calculado por la fórmula (7. 2). Las características térmicas para generadores de diferentes tipos y potencias se dan en la fig.7. 3 y en la tabla 7.3. La constante A es un dato del fabricante. Para los generadores con enfriamiento indirecto con hidrógeno A=30, para generadores con enfriamiento directo del rotor con hidrógeno A=15. Para los generadores con enfriamiento directo del rotor y del estator con hidrógeno, agua o aceite A va de 11 a 18. Para turbogeneradores de 500 MW A=5.
150
En las curvas de la fig. 7.3 se ve que para grandes generadores (por ejemplo de 300 MW) con enfriamiento directo y una corriente I2>0.3 Inom gen, el tiempo permitido es relativamente pequeño, menor a 2 minutos, por lo que en estos casos se requiere una protección automática para proteger al generador contra regímenes asimétricos. En los generadores de baja potencia, de 30 a 60 MW, con enfriamiento indirecto y una mayor reserva térmica para el calentamiento del rotor (curvas 1 y 2), el tiempo permitido es bastante mayor. La desconexión automática en estos casos es con valores de corriente de secuencia negativa mayores al 50% de la nominal. Tabla 7. 3.-Duración de las corrientes asimétricas (I2). Duración del régimen asimétrico, segundos
Corriente permitida I2 en por unidad de la corriente nominal para los turbogeneradores Enfriamiento directo del rotor Enfriamiento directo del rotor con hidrógeno y del estator
2
2.6
2.0
3
2.3
1.6
4
1.9
1.4
5
1.7
1.25
10
1.2
0.9
20
0.9
-
Elevación de la tensión.
Aparece en los generadores cuando se produce una pérdida brusca de carga (rechazo), ya que con esto desaparece el flujo magnético de reacción del estator y se incrementa la velocidad de giro de la máquina descargada. En los turbogeneradores los niveles de sobretensión alcanzados no son tan altos y se pueden liquidar sin riesgos por medio de los sistemas de regulación de velocidad y de excitación. En los turbogeneradores cuando se alcanza más o menos el 110% de la velocidad nominal se dispara la válvula de seguridad, con lo que se cierra la entrada de vapor a la turbina y con esto se impide un mayor incremento de la velocidad y de la sobretensión. En los hidrogeneradores los reguladores de velocidad operan con mayor lentitud que en los turbogeneradores y por lo tanto la velocidad de la máquina crece rápidamente cuando se presenta la pérdida de carga. En estos casos la velocidad puede ser superior a la nominal en 40 a 60% y la sobretensión alcanza valores superiores al 150% de la tensión nominal. Por este motivo los hidrogeneradores además de la quebradora de campo (Extinción Automática de Campo), requieren de una protección contra sobretensiones que opera eliminando la excitación o desconectando al generador.
7.3.Proteccion es de los generadores. En los generadores se instalan protecciones contra fallas internas (corto circuito) y contra regímenes anormales peligrosos. En los regímenes anormales que no requieran de una desconexión inmediata, las protecciones deben actuar en primer término como alarma, para que el personal de operación pueda tomar las medidas necesarias para volver al régimen normal sin
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tener que desconectar al generador. La desconexión debe realizarse sólo en el caso en que el régimen anormal no desaparezca y represente un riesgo para la máquina. Cuando ocurre un corto circuito dentro del generador, la protección contra fallas internas debe desconectar la máquina de la red y además debe eliminar la corriente de excitación por medio de la quebradora de campo (Fig.7.4). Como puede verse en la figura, después de que opera el interruptor de potencia por la acción de la protección, la falla continúa alimentándose por la corriente I” producida por la f.e.m. del generador E. Con la operación del ADC1 (Automático de Desconexión de Campo) se elimina la corriente de excitación en el rotor Ir, con lo que desaparece el flujo magnético que produce el rotor y con él la f.e.m. que induce en el generador. Antes de esto se acciona el ADC2 que extingue el campo de la excitatriz a través de la resistencia R E, al abrir el contacto 3.
Bobina de desconexión
I'cc
I"cc EA EB EC
Ir
Protercción
2
1
Automático d e desconexión del campo
3 RADC Iexc
Automático d e desconexión d e la excitatriz
Fig.7.4.- Esquema de operación del automático de desconexión del campo ADC Los contactos 1 y 2 pertenecen al ADC1 y cambian de posición cuando se alimenta la bobina del propio automático. En la misma forma opera el automático ADC2, al cual pertenece el contacto 3. Además de esto en la cámara del generador enfriado con aire se introduce agua o vapor para extinguir el incendio que provoca el corto circuito en el aislamiento en forma manual o ácido carbónico (CO2) en forma automática a través de la protección diferencial o de otras protecciones contra fallas internas. En los generadores enfriados con hidrógeno no es necesario utilizar ningún medio de extinción de incendio, porque el hidrógeno no sostiene la combustión. Las protecciones contra fallas externas deben abrir el interruptor del generador y el ADC para prevenir la elevación de la tensión por la pérdida de carga.
152
7.3.1. Protección contra corto circuito entre fases del estator
La protección básica contra fallas internas de los generadores de mediana y alta capacidad es la protección diferencial, cuyo principio de funcionamiento se ilustra en la fig.7. 5, para una sola fase. El principio de operación consiste en comparar en magnitud y en fase las corrientes en los extremos de los devanados del generador II e III. Para esto se usan los transformadores de corriente TC1 y TC2 con igual relación de transformación y características de saturación. Los devanados de los secundarios de los TC se conectan en serie con polaridad contraria y el relevador diferencial se conecta en paralelo con ambos devanados de los transformadores de corriente. En estado normal de operación o con falla externa (Fig.7.5 a), por el relevador pasa la diferencia de corrientes secundarias de los TC: Ir = IS1 - IS2, que en teoría debería ser cero si se considera que las corrientes primarias en la fase del generador son iguales. En realidad en régimen normal y de falla externa por el relevador pasa una corriente de no-balance pequeña (Inb), debido a que los transformadores de corriente dan diferente error. La corriente de no balance máxima se presenta cuando se tiene falla externa cercana y el relevador se calibra para que no opere con ella. Inb = IS1-IS2
Idr >Inb max
Con esta condición, el relevador no opera cuando la falla no se encuentra entre los TC ni reacciona tampoco a las corrientes de carga normal.
Relevador diferencial
Relevador diferencial
I2s
I2s
I1s
I1s
b)
a)
Fig.7.5.-Principio de operación de la protección diferencial del generador. a) Falla externa. b) Falla interna. Cuando se presenta una falla interna (dentro de la zona comprendida entre los TC) una de las corrientes cambia de dirección y como se ve en la fig.7. 5 b, por el relevador pasa la suma de corrientes secundarias de los TC: Ir= IS1 + IS2, el relevador se calibra con una corriente menor, es decir Idr
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cuales está en la red y la otra en la fase de la protección sin TC (Fig.7.6). La doble falla a tierra es un corto circuito muy peligroso para el generador porque la corriente de falla en estos casos pasa a través del núcleo del estator, causando graves daños y por lo tanto requiere de una desconexión inmediata. Para lograr esta rapidez, la protección diferencial del generador debe ser trifásica. Para economizar transformadores de corriente, las protecciones diferenciales del generador pueden realizarse bifásicas, pero se debe instalar una protección de falla a tierra que desconecte con rapidez la doble falla a tierra. En los generadores de gran potencia, de 100 MW o más, las protecciones deben ser trifásicas para tener una mayor confiabilidad en todos los casos.
K2 K1
Fig.7. 6. Operación de la protección diferencial con doble falla a tierra. Para ampliar en lo posible la zona de operación de la protección diferencial y evitar zonas muertas, los TC se instalan directamente en el interruptor, con lo que cualquier falla ocurrida entre los bornes del generador y el interruptor causa la desconexión instantánea del generador. La ruptura o interrupción de un conductor de unión en la red de la protección, así como el corto circuito entre ellos causan el disparo en falso de la protección diferencial con falla externa y aún en régimen de operación normal. Por este motivo los circuitos de corriente de la protección diferencial deben ser de la más alta confiabilidad. Los devanados secundarios de los transformadores de corriente de la protección diferencial se aterrizan sólo en uno de sus extremos, en cualquiera de los grupos TC1 o TC2. Si se aterrizan ambos grupos de TC, se forma un circuito por el cual pueden circular corrientes que aparecen en la red de aterrizamiento de la subestación y pueden causar la operación incorrecta de la protección.
Corriente de no balance.
Cuando ocurren fallas externas cercanas, las corrientes de no balance en la protección diferencial del generador son máximas, debido a que el error de los TC crece al operar cerca de la zona de
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saturación. La corriente de no balance expresa el error de los TC y éste se debe a las corrientes de magnetización. Inb=Imag.1 - Imag.2 La corriente de no balance puede causar el disparo en falso de la protección diferencial, por eso se toman las medidas siguientes para reducir su valor. Los TC no deben saturarse con las corrientes de corto circuito de paso, con lo que se reducen
las corrientes de magnetización y la de no balance con el corto circuito externo. Esto se garantiza con TC que se saturen con valores de fem. secundaria E2 elevados y reduciendo la carga o “burden” de los TC. En esta carga se deben considerar también los conductores de unión, no solo los relevadores. La fig. 7. 7 ilustra este punto. Para disminuir la diferencia de las corrientes de magnetización, la característica de
magnetización de los TC E2=f(Imag) debe ser idéntica en ambos.
TI TII
E2
TI TII c c 2
E
Imag Inb
Inb sat
a)
Fig.7.7.-Influencia de la característica de los TC en la Inb. a).-Corrientes de no balance con y sin saturación. b).-Carga en los TC con la falla externa. El cumplimiento de las condiciones anteriores reduce en forma notoria el valor de la corriente permanente de no balance, sin embargo su valor inicial causado por la componente aperiódica (o de CD) con falla externa, o autosincronización del generador, puede alcanzar valores considerables. La componente aperiódica da a la corriente de no balance forma asimétrica. Para que la protección diferencial no opere con la corriente de no balance en régimen transitorio, además de las medidas mencionadas se pueden emplear dos medios: 1. Reduciendo el valor y la duración de la corriente inicial de no balance en régimen transitorio. 2. Utilizando relevadores no sensibles al salto de corriente de no balance en régimen transitorio. El primer punto se logra insertando una resistencia del orden de 5 Ohm en serie con la bobina del relevador diferencial. Este medio tiene la desventaja de que sobrecarga al TC y limita la sensibilidad de la protección, por lo que tiene poca aplicación. La insensibilización de los relevadores a la corriente inicial de no balance se realiza por medio de transformadores de saturación rápida.
155
7.3.2. Esquemas de la protección diferencial.
En la fig. 7.8 a) y b) se muestran dos esquemas elementales de la protección diferencial, el primero realizado con relevadores de sobrecorriente sencillos, acompañados de resistencias “r” de 5 a 10 Ohm para limitar las corrientes de no balance. El esquema a) se puede utilizar en generadores de baja capacidad, por lo que puede ser protección bifásica. Como ya se dijo en estos casos se tiene prevista una protección adicional que liquida la doble falla a tierra cuando ésta se presente. El esquema con transformadores de saturación rápida puede utilizarse en generadores con potencias de 25 MW y mayores, pudiendo realizarse en esquema bifásico para ahorrar transformadores de corriente o en forma trifásica.
86
86
Fig. 7.8.- Esquemas básicos de la protección diferencial de los generadores. a). Protección bifásica con relevadores de sobrecorriente comunes. b). Protección trifásica con relevadores con TSR. Las protecciones pueden hacerse poco sensibles de modo que no operen con la ruptura del conductor en uno de los hombros como en la fig. 7.9. Esto no es recomendable porque no se detectan fallas pequeñas, por lo que se puede optar por controlar el estado de la red secundaria de la protección para evitar disparos en falso.
Ca
Cb
Cc
A B C
TCI
TCII
Fig. 7.9.- Circulación de corrientes con la ruptura de un hombro de la protección diferencial.
156
La figura 7.10 muestra el esquema de las protecciones que se usan en los generadores de mediana capacidad. Como puede verse el generador requiere de muchas protecciones para que se asegure su integridad sin reducir la continuidad de servicio.
87
86
32
51V 50 GS
87G
2TP
40 2TP
64F
Campo
40
46
Medición y sincronización 60V Al regulador
Generador
51G
Fig. 7.10.- Protecciones típicas de los generadores de mediana capacidad. Las protecciones necesarias son: Protección diferencial (87), protección de sobrecorriente (51), protección contra motorización (32), protección instantánea de sobrecorriente (50), protección contra motorización, protección contra bajo voltaje, protección contra sobretensiones, protección de respaldo contra fallas externas, protección de secuencia negativa contra regímenes asimétricos, protección instantánea contra fallas a tierra (50GS), protección de sobrecorriente de falla a tierra (51 G), protección contra pérdida de excitación y protección contra la primera y segunda falla a tierra en el rotor. Las protecciones desconectan al generador con disparo instantáneo en tiempos que van de los 80 a los 120 ms (milisegundos) en los siguientes casos: Fallas en los devanados del transformador del generador. Esto causa un desbalanceo entre las
corrientes del lado de alta tensión del transformador y el neutro del generador. Si la falla no ocurre en el interior del transformador el disparo instantáneo del generador no se requiere. Desbalanceo de cargas por fallas de secuencia negativa. Falla a tierra en el devanado del estator. Cuando el generador se aterriza a través de baja resistencia, la corriente de falla a tierra se puede tolerar unos 5 segundos, lo que correspondería a disparo con retardo, sin embargo en la actualidad se recomienda el instantáneo. Esto se debe a que los devanad os pueden sufrir mayores daños y sobrevelocidad.
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Alta temperatura del hidrógeno. El método más eficaz de protección contra la pérdida del agua
cruda de los circuitos de enfriamiento del generador es el disparo por alta temperatura del hidrógeno. La temperatura del gas y de los devanados del estator puede llegar a un nivel peligroso tan rápido, que una alarma no daría tiempo a que reaccionara el operador para corregir la situación. Protección contra ruptura de fase. En los grandes generadores con devanado bipartido las
corrientes en las semifases son iguales. Cuando hay ruptura, se desbalancean y actúa la protección diferencial transversal. Segunda falla a tierra en el rotor.
El generador se desconecta con retardo o con disparo de segunda clase en los siguientes casos. Pérdida del flujo de agua en los devanados del estator. El retardo debe permitir la pausa y el
arranque de la bomba correspondiente. Falla en el puente de rectificación de la excitación. Protege contra la pérdida de todos los
diodos de uno de los brazos del rectificador de la excitatriz. Pérdida de excitación. Se detecta por el relevador mho después de que el rotor se encuentra en
el estado de deslizamiento (asincrónico). Alta vibración. Paro de emergencia.
7.4. Sistem a de protec ción dig ital del generador (MGPS). La tecnología de la protección con relevadores ha evolucionado desde los relevadores electromecánicos hasta los relevadores digitales multifunción, en realidad se trata de un sistema de protección integral para los generadores. La mayoría de los relevadores en operación en el SEP nacional son electromecánicos o estáticos, pero se están instalando ya relevadores digitales. Se pueden instalar sistemas de protección con tecnología digital en los generadores equipados con relevadores electromecánicos para obtener un mayor grado de protección o para tener nueva protección. La adecuación puede consistir en eliminar a los relevadores electromecánicos y sustituirlos por el sistema digital o en aumentar el número de funciones de protección de los generadores viejos. Los Sistemas de Protección Multifunción del Generador (MGPS por sus siglas en inglés), pueden incluir las siguientes funciones de protección:
Protección diferencial del generador (87 G)
Protección diferencial del transformador (87T)
Tierra del estator (59GN)
100 % tierra del estator:
o
Bajo voltaje de 3ª armónica en neutro (27TN)
o
Rango de voltaje de 3ª armónica o diferencial (59D)
o
Inyección subarmónica 158
Desbalance de corriente o Secuencia negativa (46)
Pérdida de excitación (40)
Sobreexcitación (24)
Bajo voltaje (27)
Sobrevoltaje (59)
Baja frecuencia (81U)
Sobre frecuencia (81O)
Potencia inversa o Direccional de potencia (32)
Protección térmica (49)
Sobrecorriente (51)
Respaldo (51VC/51VR) o (21)
Pérdida de voltaje (60)
Fuera de paso (Régimen asincrónico) (78)
La protección digital puede incluir funciones adicionales como: disparo lógico secuencial, energización accidental, detección de interruptor abierto y protección de arranque y paro. Por medio de la lógica de programación y utilizando los elementos de protección adecuados dentro del MPGS se pueden implementar estas funciones sin necesidad de dispositivos adicionales. El bajo consumo del MPGS permite la conexión de la protección diferencial y de otras protecciones al mismo conjunto de TC sin causar problemas propios de la carga (burden). Sin embargo si se instalan dos MPGS es deseable que se utilicen dos conjuntos separados de TC y TP para tener redundancia. Integrando muchas funciones de protección en un paquete se logra la confiabilidad. Los fabricantes de relevadores tratan de localizar estas funciones en un número de opciones como las siguientes: 1. Colocando las funciones de protección en diferentes microprocesadores o diferentes tableros. 2. Usando diferentes módulos, cada uno con una parte de las funciones de protección. Puede haber redundancia para algunas funciones. 3. Asegurando un respaldo para componentes críticas, en particular la fuente de poder. Todas estas medidas ayudan a disminuir el efecto de la falla de una simple componente. La falla de un MPGS puede requerir que el generador se retire de servicio. Para evitar esta posibilidad la práctica actual provee al menos dos MGPS para cada aplicación de protección, en esta forma el generador permanece en servicio cuando falla un MGPS. En otros casos el MGPS se complementa con un relevador diferencial de tipo general. En la auto prueba del MGPS y diagnóstico se detectan muchas formas de fallas y se da la alarma al personal de operación. Esto no se puede hacer con los relevadores electromecánicos. Para la aplicación de los MGPS deben considerarse factores tales como la importancia y potencia del generador, recomendaciones del fabricante y la experiencia de usuarios. Además deben
159
tomarse en cuenta las referencias de apropiadas de publicaciones ANSI/IEEE para soportar la selección de las funciones de protección del sistema de protección. La implementación de MGPS incluye: 1. Respaldo completo por componentes de relevadores individuales. 2. Respaldo selectivo de algunas funciones. 3. Uso de diferentes funciones de protección de dos diseños diferentes. 4. La base de la confiabilidad de un MGPS es iniciar la detección de fallas críticas al interior del sistema de protección estando la unidad fuera de servicio. En los grandes generadores protegidos con relevadores digitales se justifica la aplicación de esquemas de protección 100% redundantes según se ve en la fig. 7.11. Este esquema tiene aplicación mundial en grandes generadores incluidos con turbinas de gas de 100 a 250 MW. Esta redundancia permite al generador permanecer en servicio en caso de falla de un relevador. El costo de dos MGPS resulta menor de la mitad que si se utilizan relevadores electromecánicos y estáticos debido al ahorro en espacio y en alambrado.
52
Unidad
Protección primaria del generador TC TP 81
27
59
52
Generador
24
TP
27 50 BF
87
Protección de respaldo del generador
24
27
59
81
27
50
TC 50 BF
50
64F
87
64F
60FL
40
21
32
46
51T
TC
27 27
TC
78
60FL
78
51T
32
21
40 27
32 27TN
46
59N
59N
27TN
Aterrizamiento de alta resistencia
Respaldo
Fig. 7.11. Sistema de protección digital de generador de gran potencia con respaldo total.
160
7.4.1. PROTECCIÓN DE FA LL A A TIERRA DEL ROTOR (64F) Como se estableció al principio de este capítulo la primera falla a tierra no es peligrosa, sin embargo al existir la primera se incrementa la posibilidad de la segunda debido a que el aislamiento se ha vulnerado y existe una referencia a tierra. La segunda falla a tierra produce el desbalance de los flujos en el entrehierro de la máquina, lo cual da lugar a fuerzas magnéticas no balanceadas que producen vibración y daño. El campo a tierra también produce calentamiento del acero del rotor por las corrientes de corto circuito no balanceadas. No existe un criterio unificado acerca de si se debe o no desconectar al generador con la primera falla a tierra. El circuito de excitación del generador es un sistema de CD aislado de tierra (fig. 7.12). Campo (rotor) + Interruptor de campo
Excitatriz
Escobillas
_ Escobilla de aterrizamiento
Fig. 7.12. Circuito básico del campo del generador. Actualmente se usan relevadores de voltaje de CD para detectar las fallas a tierra del campo del generador. La fig. 7.13 muestra un esquema de detección de falla a tierra en el rotor utilizando una fuente de CD. Campo + Interruptor de campo CD
Escobillas
Excitatriz
_ Relevador Escobilla de de voltaje 64 F aterrizamiento CD
Fig.7.13. Esquema de detección de falla a tierra en el rotor utilizando una fuente de CD.
161
También se puede utilizar un divisor de voltaje para detectar la falla a tierra en el rotor de generador, según se muestra en la fig. 7.14. Interruptor de campo
Escobillas
Varistor
R1 Campo del generador
Excitatriz 64 F
Botón de prueba R2
Relevador de vo ltaje
Fig.7.14. Esquema de detección de falla a tierra del rotor utilizando un divisor de voltaje. Ambos esquemas Fig. 7.13 y 7.14, son propensos a la operación en falso, sobretodo durante el arranque de la unidad cuando se presentan tierras intermitentes producidas por humedad o transitorios del sistema. Los operadores de la unidad siguen la rutina de recomponer la alarma y continuar con los procedimientos de arranque. Si la alarma persiste los operadores localizan el problema, si esto no se logra en un tiempo razonable, la unidad se desconectará manualmente. Este inconveniente hace que los operadores le pierdan la confianza a los esquemas mencionados. En caso de que se presente la segunda falla a tierra, los operadores no pueden realizar la desconexión del generador con suficiente rapidez y la máquina puede sufrir daños severos. Cuando se requiere mayor seguridad del relevador de falla a tierra se puede usar el esquema de la fig.7.15, usando un principio de inyección que se usa desde hace mucho en Europa y que hasta hace poco está disponible en los relevadores digitales multifunción. RELEVADOR DE PROTECCIÓN R
Procesador Señal inyectada
Detección de campo a tierra Generador de onda cuadrada
C
Rotor del generador R
Vsal 37
R C
35 Señal de retorno
Circuito de medicion
Tierra 36 Tierra de carcasa
Fig. 7.15. Protección de campo a tierra usando inyección de señal de voltaje.
162
Como puede verse en la fig. 7.15, al campo se le inyecta una señal cuadrada de ± 15 V, la señal de retorno tiene forma de onda modificada debido a la capacitancia del devanado de campo. La frecuencia de la señal inyectada se ajusta de 0.1 a 1.0 Hz para compensar la capacitancia del devanado del campo. Con las señales de voltaje de entrada y de salida el relevador calcula la resistencia del aislamiento del campo. El relevador se calibra en generalmente a 20 k para alarma y 5 k para disparo o alarma crítica. El esquema de protección con inyección de señal de voltaje supera a los tradicionales esquemas de voltaje tanto en sensibilidad como en confiabilidad. Además los relevadores digitales pueden monitorear en tiempo real el futuro de la resistencia de aislamiento ya que se puede verificar el deterioro paulatino del aislamiento.
7.4.2. UNA PROT ECCIÓN DIGITA L En la actualidad todos los fabricantes de relevadores ofrecen terminales o sistemas de protección que cubren las necesidades completas de generadores de gran capacidad o de los pequeños generadores según el caso. A manera de ejemplo a continuación se describe brevemente el sistema de protección digital del generador DGP de la marca General Electric. El sistema DGO utiliza tecnología basada en microprocesadores para obtener un sistema de relevadores digitales con un amplio rango de protección, monitoreo, control y registro de funciones. Este sistema tiene un alto grado de confiabilidad debido a que se cuenta con fuente de poder redundante así como sistemas de diagnóstico y autoprueba. También cuenta con la interfaz hombre - máquina y su correspondiente pantalla. El sistema DGP se diseñó especialmente para usarse en unidades generadoras de plantas hidroeléctricas, termoeléctricas y con turbinas de gas. Generadores de cualquier potencia se pueden proteger confiablemente con este sistema digital. Las protecciones que proporciona este sistema son las siguientes: Protección diferencial del estator (87G). Esta protección actúa en tiempos que van de 1 a ¼
de ciclo con fallas internas entre fases. No actúa con las fallas entre espiras de la misma fase. Tampoco actúa con fallas a tierra si el neutro es flotante o está aterrizado a través de alta resistencia. Si el neutro está sólidamente aterrizado o con baja resistencia sí actúa con las fallas a tierra, pero dejando parte del devanado sin protección. Desbalance de corriente (46). Algunas de las condiciones que causan desbalanceo de las
corrientes son cargas desbalanceadas, fallas desbalanceadas y circuitos abiertos. En líneas arriba se explica la influencia de la corriente de secuencia negativa en el comportamiento del generador. El sistema tiene alarma para pequeños valores de corriente de secuencia negativa I2 y disparo con retardo. Pérdida de excitación (40). La función de pérdida de excitación se usa para detectar la
pérdida de la excitación de las máquinas síncronas. Incluye dos características mho actuando al interior de la máquina, cada una con ajuste de alcance, de compensación y de retardo. En el DGP se bloquea esta función en presencia de voltaje de secuencia negativa (que indica que un fusible del TP se quemó) y cuando hay una señal digital entrando.
163
La excitación se puede perder por el disparo inadvertido del interruptor de campo, ruptura o corto circuito en el devanado de campo, falla en el regulador de voltaje o pérdida de la fuente de alimentación del devanado de excitación. Los estudios indican que la primera zona de la función mho (40-1) pueden ajustarse para detectar casos severos de falla de excitación con retardo corto de tiempo, mientras que la segunda zona (40-2) se ajusta para detectar todas las fallas de excitación. Para mantener la estabilidad del sistema se requiere de un retardo mayor en la segunda zona. Cuando se tiene pérdida total o parcial del primomotor, si la potencia generada es menor que las pérdidas en vacío de la máquina, una potencia activa estará fluyendo hacia el generador, proveniente del sistema. El sistema DGP ofrece la protección con dos escalones de potencia inversa con retardos y ajustes individuales. El 32-1 puede usarse como parte del esquema secuencial de disparo para el generador. En primer término se dispara la turbina y después que pasa el retardo correspondiente opera el 32-1. El 32-2 es independiente de la protección de la turbina y sirve como respaldo del disparo secuencial.
Antimotorización (32).
Protección de sobrecorriente con voltaje de restricción (51V). Esta protección sirve de
respaldo al generador contra fallas externas prolongadas. La corriente de disparo está en función del voltaje que se tenga en el relevador durante la falla. Protección de falla a tierra del estator (64G).
La función de falla a tierra del estator consiste de dos zonas traslapadas (64G-1 y 64G-2) para detectar la falla a tierra en generadores con sistema de aterrizamiento de alta resistencia. Las dos zonas juntas cubren el 100% de los devanados del estator. Cuando ocurre una falla del estator a tierra el potencial del neutro se incrementa a excepción de que la falla sea cercana a él. La 64G-1 utiliza la frecuencia fundamental del sobrevoltaje del neutro para cubrir cerca del 95% de los devanados del estator, dependiendo del voltaje de disparo.
La función del 64G-2 se basa en la computación de la tercera armónica de voltaje en el neutro del generador comparándola con la tercera armónica del voltaje total generado. Esta función se diseña para cubrir el 15% del devanado del estator cercano al neutro. Para que opere correctamente la 64G-2 es necesario que se conecten en estrella los TP del generador. Si se usa la delta sólo operará la 64G-1. Protección de sobrecorriente a tierra (51GN). Es una función de sobrecorriente de tiempo
inverso que se usa en generadores aterrizados con baja resistencia. Se alimenta por un TC conectado al neutro del generador. Protección contra sobre excitación (24). La sobreexcitación puede ser causada por falla en el
regulador, rechazo de carga o por excesiva excitación cuando el generador está desconectado del sistema. La relación V/Hz es proporcional al flujo magnético en el generador y en el n úcleo de los transformadores elevadores, esta cantidad se usa por el DGP para detectar la condición de sobre excitación. El DGP tiene la función de disparo (24T) y la de alarma (24A). Protección de sobrevoltaje (59). La función de sobrevoltaje consiste de voltaje de secuencia
positiva con característica de tiempo inverso o si se desea, de tiempo definido. La función de sobrevoltaje puede considerarse como de respaldo de la función V por Hz. Una posible causa de esta condición es la falla en el regulador.
164
Protección de bajo voltaje (27). También se basa en el voltaje de secuencia positiva y tiene
características de tiempo inverso. Protección de sobrefrecuencia y baja frecuencia. Esta función tiene cuatro escalones de
sobrefrecuencia y cuatro escalones de baja frecuencia, cada uno con ajuste de retardo de tiempo. Los disturbios de frecuencia pueden ocurrir debido a fallas en el SEP o aislamiento de la unidad generadora. En una unidad aislada puede haber frecuencia anormal por fallas en el control de velocidad. Además de las funciones de protección mencionadas, la unidad DGP tiene varias funciones adicionales como detección de falla de fusibles en el TP, energización accidental, disparo del circuito del monitor, tiempo de sincronización, reporte de fallas, etcétera.
7.5. Pregun tas. 1. Describa cinco causas por las cuales los aislamientos de los generadores pueden fallar. 2. ¿Qué tipos de fallas pueden ocurrir en los generadores? Describa las internas. 3. ¿Qué diferencia existe entre la primera y la segunda falla a tierra en el rotor? ¿Cómo debe operar la protección en cada caso? 4. ¿Con qué tipos de fallas se incrementa peligrosamente la vibración de los generadores? 5. ¿Cuáles son los principales regímenes anormales que se presentan en los generadores? 6. ¿Porqué la protección debe actuar diferente con el co rto circuito y el régimen anormal? 7. Explique en qué consiste la sobrecarga de los generadores, donde se presenta y cómo se evalúa. 8. ¿Cuándo se puede presentar la sobrefrecuencia en los generadores del sistema eléctrico de potencia? 9. ¿Porqué es necesario limitar el valor de la corriente de secuencia negativa en los generadores? ¿Qué consecuencias negativas tienen en ellos? 10.¿Cuál es el objetivo de la protección diferencial en los generadores? 11.¿Dónde se colocan los transformadores de corriente de la protección diferencial del generador o del bloque generador transformador? 12.¿De qué depende el valor de la corriente de no balance? ¿Porqué es mayor con falla externa cercana? 13.¿Qué consecuencias tiene la pérdida de ex citación para el generador? 14.Mencione las funciones de protección de la unidad DGP y explique cada una de ellas.
2004
165
