Capitulo1 Diseno de Automatizacion de Protecciones Para Fase I de Central Hidroelectrica Saucay

ESTUDIO DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCION EN UNA CENTRAL HIDROELECTRICA

CAPÍTULO 1

ESTUDIO DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCIÓN EN UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.

ESTUDIO DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCION EN UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

1.1.

DEFINICIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.

Una central hidroeléctrica puede definirse como instalaciones mediante las que se consigue aprovechar la energía contenida en una masa de agua situada a una cierta altura, transformándola en energía eléctrica. Esto se logra conduciendo el agua desde el nivel en el que se encuentra, hasta un nivel inferior en el que se sitúan una o varias turbinas hidráulicas que son accionadas por el agua y que a su vez hacen girar uno o varios generadores, produciendo energía eléctrica.

PERDIDAS

PERDIDAS

Figura 1. Transformación de energía hidráulica en energía eléctrica.

Nuestro estudio se basa en tres etapas de una central hidroeléctrica; etapa de generación, transformación y salida de línea, lo cual en este capitulo daremos a conocer el funcionamiento funcionamiento de equipos equipos de control y de protección dentro de cada una de las etapas mencionadas, y que sobre todo se asemejen al principio de operación que posee la Central Saucay, Saucay, lo que nos permitirá ampliar conocimientos para ser aplicados en el diseño de automatización de protecciones. 2


1.1.

DEFINICIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.

Una central hidroeléctrica puede definirse como instalaciones mediante las que se consigue aprovechar la energía contenida en una masa de agua situada a una cierta altura, transformándola en energía eléctrica. Esto se logra conduciendo el agua desde el nivel en el que se encuentra, hasta un nivel inferior en el que se sitúan una o varias turbinas hidráulicas que son accionadas por el agua y que a su vez hacen girar uno o varios generadores, produciendo energía eléctrica.

PERDIDAS

PERDIDAS

Figura 1. Transformación de energía hidráulica en energía eléctrica.

Nuestro estudio se basa en tres etapas de una central hidroeléctrica; etapa de generación, transformación y salida de línea, lo cual en este capitulo daremos a conocer el funcionamiento funcionamiento de equipos equipos de control y de protección dentro de cada una de las etapas mencionadas, y que sobre todo se asemejen al principio de operación que posee la Central Saucay, Saucay, lo que nos permitirá ampliar conocimientos para ser aplicados en el diseño de automatización de protecciones. 2


1.2. UNIDAD DE GENERACIÓN. La unidad de generación esta generalmente compuesta de una tubería que transporta el agua hacia la turbina, turbina, siendo esta considerada como una especie de motor rotativo, en donde se produce la primera transformación de la energía potencial del agua en energía mecánica. El elemento básico de la turbina es el rotor, que cuenta con palas, hélices, o cuchillas colocados alrededor de su circunferencia, de tal forma que el fluido en movimiento provoca una fuerza tangencial que impulsa la rueda y la hace girar. La energía mecánica se transfiere a través de un eje para proporcionar el movimiento del rotor del generador que gira dentro de un estator fijo, este último es una estructura metálica, recubierta recubierta internamente por circuitos conductores de cobre. El eje de la turbina en su parte parte superior, tiene instalado el rotor que gira en el interior del estator fijo, girando el rotor con los electroimanes se inducen corrientes en los circuitos del estator y con ello se ha efectuado una segunda transformación, de energía mecánica a energía eléctrica, en la figura 2 se ilustra la configuración básica de un sistema de generación.

Fuente: Revista de Clientes VA TECH HYDRO, Austria. Figura 2.

El generador acoplado al eje de la turbina genera una corriente alterna de alta intensidad y baja tensión, esta

corriente posteriormente pasa a un transformador

3


1.2.1.

Sistema de excitación en generadores hidráulicos

La excitación es una corriente continua que se induce en el bobinado de campo, de este modo se produce el flujo giratorio que inducirá un voltaje en la armadura estatórica. El campo giratorio consiste en uno o varios pares de núcleos de polos laminados con bobinas que se encuentran alrededor de los polos, para crear el campo de excitación. Se alimenta por medio de anillos de rozamiento desde una excitadora rotativa con escobillas o un excitador estático, o más comúnmente, una conexión directa a una excitación rotativa sin escobillas. En su lugar se utilizan reguladores de voltaje de estado sólido o reguladores de excitación estática, con el objetivo de controlar la corriente de excitación y así ganar un control más exacto de voltaje en el generador. Es de suma importancia tener claro que la excitación requerida es una función de la carga del generador. Cuando la carga del generador aumenta, la cantidad de excitación requerida para mantener el voltaje constante también aumenta. Los generadores más antiguos de pequeña reactancia de dispersión y pequeña reacción de inducido (gran entrehierro), eran en gran medida insensibles a estas variaciones.

PAR VELOCIDAD

POTENCIA

GENERADOR

A VOLTAJE (V) Y CORRIENTE (I)

SISTEMA DE EXCITACIÓN

REFERENCIA DE VOLTAJE Figura 3. Diagrama de bloques cuando se adicionó un regulador automático de voltaje (AVR), se obtuvo un sistema de control de lazo cerrado.

4


El objetivo principal de los sistemas de excitación es mantener el voltaje a valores prácticamente constantes bajo condiciones de carga estable y en régimen transitorio, cuando la carga oscila lentamente, en la figura 3 se muestra el diagrama de bloque de un regulador automático de voltaje. Las funciones básicas de un sistema de excitación son: 

Suministrar la corriente al devanado de campo.



Controlar los voltajes de salida en forma rápida y automática.



Contribuir a la estabilidad sincrónica del sistema de generación.

Los elementos principales de un sistema de excitación son la excitatriz y el regulador de voltaje, este constituye el elemento que controla la salida de la excitatriz, de manera tal que se tengan los cambios de potencia reactiva y voltaje generado en la magnitud requerida por la carga. La magnitud de la potencia que se emplea para la alimentación del campo se encuentra comprendida entre 0,35 y 1,5% de la potencia nominal del generador, respectivamente desde las potencias grandes hacia las pequeñas. En generadores de la misma potencia nominal, la potencia de excitación requerida aumenta al aumentar el número de polos.

1.2.1.1.

Excitación rotativa.

La excitación rotativa sin escobillas es similar al tipo con escobillas, la diferencia ocurre en la rectificación que se utiliza para este sistema, ya que esta dada por un puente de diodos. Estos semiconductores giran con el rotor convirtiendo el voltaje alterno en directo, para luego ser aplicado al campo del generador síncrono por medio de conductores a lo largo del eje que mantienen ambos sistemas apareados.

1.2.1.2.

Excitación con excitatriz de corriente alterna.

La figura 4 (a – b), muestra los esquemas simplificados de dos variantes de este sistema; se utiliza una excitatriz piloto de imanes permanentes, con inducido de tipo 5


estacionario que genera corriente trifásica de 420 Hz para alimentar el regulador de tensión.

GENERADOR

GENERADOR

PRINCIPAL

PRINCIPAL

RECTIFICADORES

FUSIBLES

RECTIFICADORES FUSIBLES

EXCITATRIZ DE

EXCITATRIZ DE

CORRIENTE

CORRIENTE

ALTERNA

ALTERNA

REGULADOR

REGULADOR

EXCITATRIZ PILOTO CON

EXCITATRIZ PILOTO CON

INDUCTOR DE IMANES

INDUCTOR DE IMANES

PERMANENTES

PERMANENTES

N S

N

(a)

S

(b)

Figura 4. (a). Esquema si mplificado del sistema de excitación con excitatriz de corriente alterna (conexión en estrella). (b). Esquema simplificado del sistema de excitación con excitatriz de corriente alterna (conexión triángulo).

El regulador suministra corriente continua regulable al campo inductor estacionario, de una excitatriz principal de corriente alterna de inducido giratorio. La corriente que sale de la excitatriz principal pasa por un conjunto de diodos de silicio que la rectifican y una vez rectificada alimenta al inductor del generador principal.

6


La excitatriz y el rectificador pueden ir conectados en uno de estos circuitos básicos: 

Una excitatriz de corriente alterna conectada en estrella para alimentar a los diodos en cada fase y provista de circuito de retorno que pasa por el neutro, figura 4a.



Una excitatriz de corriente alterna conectada en triangulo para alimentar un circuito de onda completa en derivación, figura 4b.

El circuito en derivación figura 4b, requiere más fusibles y conexiones, pero necesita menos protección para cada diodo en circunstancias de tensión de cresta inversa. La tensión de régimen que puede estar comprendida entre 160 y 500 voltios, lo que determina cual de estos dos circuitos es preferible en cada caso. El número de diodos conectados en serie depende a su vez, del valor inverso de la tensión. El equipo se completa con un sistema de refrigeración agua–aire, totalmente cerrado, que asegura el enfriamiento adecuado a todos los componentes. En sistemas de excitación, toda la energía mecánica requerida deriva del eje del generador principal, no depende de ninguna otra máquina giratoria. Otras ventajas que presenta este tipo de excitación sobre los sistemas clásicos con excitatriz de corriente continua, son: 

No requiere apenas mantenimiento, si se exceptúa la vigilancia del adecuado flujo de aceite, comprobación de las temperaturas, inspección visual de los fusibles y medición de la resistencia a tierra del aislamiento.



No existe el problema del polvo de carbón. De esta forma, puede prolongarse el tiempo necesario para las limpiezas periódicas, y también, disminuye la posibilidad de que baje la resistencia a tierra del aislamiento.



El sistema no es afectado por la contaminación atmosférica, ya que todos sus componentes van encerrados herméticamente.



Con este sistema de excitación se evita la periódica reposición de las escobillas, las operaciones de limpieza y conservación del colector y de los anillos rozantes, lo que de cierta manera se mostraba como un trabajo tedioso en una excitatriz de corriente continua. 7


1.2.2.

Regulador de velocidad.

El regulador de velocidad ejerce control sobre la velocidad de la turbina, para que el generador suministre energía eléctrica con una frecuencia lo más cercana posible a la deseada, en particular a 60 Hz, aún cuando se presenten perturbaciones tales como variaciones de la carga, disparo de otra fuente de generación, etc. En el caso de que el generador este acoplado a un sistema interconectado (barra infinita), la frecuencia no se ve afectada pues el sistema interconectado es mucho más grande que el generador e impone su frecuencia al mismo, así que en este caso el gobernador permite ajustar la potencia activa entrega por el generador. Existen básicamente dos maneras de controlar la velocidad del grupo generadorturbina las cuales daremos a conocer a continuación.

1.2.2.1.

Regulación de la velocidad por medio del caudal de agua en la turbina.

Para obtener una velocidad constante del grupo generador cuando existe una demanda variable, es necesario que en todo momento la potencia disponible al ingreso sea igual a la potencia eléctrica de salida, más las pérdidas internas del grupo como se muestra en la figura 5:

POTENCIA DE INGRESO = POTENCIA DE SALIDA + PÉRDIDAS

Figura 5. Equivalencia de la potencia de ingreso con la potencia de salida y pérdidas

Este equilibro se logra regulando la cantidad de agua que ingresa a la turbina, de tal manera que si se produjera un aumento en la demanda, se abrirá una válvula que permite el mayor ingreso de agua a la turbina, ocasionando que la potencia generada se iguale a la demanda.

8


Esta regulación se puede realizar de forma manual o automática. El flujo se controla por medio de los alabes giratorios en las turbinas de reacción, Francis o Kaplan, y por la válvula de aguja o el deflector de chorro en las turbinas de impulso, Pelton. En la figura 6, se muestra el diagrama de un grupo Turbina-Generador que permite comprender el funcionamiento general de estos sistemas.

Figura 6. Esquema de un regulador de velocidad.

Los reguladores de velocidad deben reunir ciertas cualidades técnicas, tales como, minimizar las variaciones de la frecuencia y minimizar el tiempo que demora en reestablecer la frecuencia nominal.

1.2.2.2.

Regulación de la velocidad por medio de la regulación de carga.

En los sistemas de regulación de carga el grupo generador entrega una potencia constante; es decir no hay regulación de caudal de agua. El exceso de potencia generada se disipará en forma de calor a través de una resistencia sumergida en agua o al aire. Esta regulación también se puede realizar de manera manual o automática, 9


siendo esta última la más utilizada y la que se analizará. Algunas ventajas de los reguladores eléctricos respecto a los mecánicos son: Simplificación en el diseño de las turbinas al no ser necesaria la regulación de



caudal. 

Gran sensibilidad aún a pequeñísimas variaciones de frecuencia.



Mayor velocidad de reacción.



Posibilidad de variar durante la operación la regulación.



Facilidad de operación. Muchísimo menor necesidad de mantenimiento.



Menor costo monetario.



Facilidad de fabricación y ensamblaje.





No produce sobre presiones en las tuberías por cierre y apertura de válvulas.

Los reguladores electrónicos de carga se componen básicamente de cuatro unidades: 

Fuente de poder



Unidad de control y protección



Unidad de potencia

1.2.2.3.

Características de reguladores electrónicos de carga.

Existen básicamente dos sistemas de regulación electrónica de carga: a) regulación analógica (continua), y, b) regulación digital (escalonada).

a) Regulación continua o analógica. El proceso de control de frecuencia se realiza comparando la frecuencia del generador con una señal de referencia preestablecida. Se compara estos dos valores y se emite una señal diferencial que va a un circuito integrado de control, y luego al circuito de disparo donde se controla el ángulo de fase de las pulsaciones. Cuando se producen variaciones de carga y por tanto de frecuencia, entonces la señal diferencial toma un valor diferente de cero; luego se producen variaciones en el

10


ángulo de disparo y por tanto en la carga de lastre, hasta que la frecuencia vuelva a estabilizarse, entonces la señal diferencial volverá a cero. Una desventaja que se atribuye al sistema de regulación continua o analógica es que al cortar las ondas de corriente se provocan interferencias en las señales de radio, pudiendo afectar la recepción de ondas de radio en la zona.

b) Regulación escalonada o digital. En este caso se utiliza relés que actúa cuando la onda de corriente tiene un valor nulo, en ese momento se conectan o desconectan pequeñas cargas resistivas en la carga de lastre. Estas cargas tienen valores fijos y por lo general se utilizan varias cargas o resistencias de valores diferentes, con la finalidad de que el regulador tenga un amplio margen para realizar las combinaciones más adecuadas para el cambio de carga que se ha producido. Una ventaja que posee la regulación digital respecto a la continua, es que al no cortar las ondas de corriente y realizar una regulación por pasos o escalones no se producen interferencias en las ondas de radio. Los fabricantes de reguladores electrónicos por lo general proporcionan las siguientes especificaciones: 

Respuesta a la aplicación o retiro del 100% de la carga.

Desviación

transitoria de la frecuencia menos de 0.25 segundos con estatismo de 0 a 3%, (regulación digital). 

Usualmente se los diseña

para trabajar a una temperatura máxima de

operación de 55° C. 

Indican el tipo de alternador a utilizar, cualquiera que trabaje con voltajes y frecuencias nominales entre 100-500 voltios y entre 45 y 65 Hertz.



Tipo de demanda, auque en ocasiones es indiferente. (Capacitiva, inductiva o resistiva).



Indican el tipo de carga de lastre a utilizar, generalmente de 10 a 20% mayor que la máxima demanda esperada. Establecen un factor de potencia de la demanda mayor de 0.7.

11


1.2.3.

Regulador automático de voltaje (AVR).

Este elemento es diseñado para controlar en forma automática el voltaje en los terminales del generador ante diversas condiciones de operación como son variaciones de carga, operación con carga aislada o en paralelo. El AVR ( Automatic Voltage Regulator),

funciona de la misma forma que un regulador de voltaje

convencional sólo que en este caso la regulación se hace de forma automática y no manual. A los generadores de las centrales hidroeléctricas se les exige que mantengan la tensión sensiblemente constante,

pero estos al estar sometidos

a continuas

variaciones de carga, es necesario que cuenten con una regulación continua de la excitación Una regulación manual de tensión es imperfecta, y para despreocupar de ella al personal se recurre a dispositivos automáticos, los cuales cuando se produce las fluctuaciones de carga, acomodan la excitación del modo más rápido posible a las nuevas circunstancias de dicha carga.

1.2.3.1.

Regulador automático de voltaje (AVR) electrónico.

Su funcionamiento principal es mantener el nivel de voltaje constante a cualquier condición de carga dentro del valor nominal del generador, aún con variaciones de la velocidad de l5%. Cundo toma una señal la tensión de salida del generador esta la compara y emite automáticamente hacia el campo de la excitatriz una corriente continua necesaria para mantener la tensión en el nivel de calibración, y sus principales partes de este regulador de voltaje son: 

Circuito sensor y comparador.



Circuito amplificador del error y de control de disparo.



Circuito de control de potencia.



Circuito de estabilidad.



Circuito de protección por baja velocidad motriz.

Este sistema de excitación fue construido especialmente para los generadores sin escobillas por la reducida potencia de excitación que demandan las excitatrices, pero 12


luego se ha extendido su aplicación a los generadores de mayor potencia constituyendo los llamados excitadores estáticos. Los niveles de regulación de tensión se encuentran en valores usuales de 1,5%, llegando hasta 0,25%. En la siguiente figura 7 se muestra un diagrama de bloques representa la interconexión de funciones entre circuitos para el AVR.

ALTERNADOR GENERADOR PRINCIPAL

EXCITADOR

SENSOR DE VOLTAJE

CIRCUITO DE POTENCIA

CONTROL DE POTENCIA

SELECTOR AMPLIFICADOR DE ERROR

CAIDA DE CUADRATURA REFERENCIA DE DATOS

CONTROL DE VELOCIDAD

ESTABILIDAD

Figura 7. Diagrama de bloques de un AVR electrónico.

En la figura 8, se muestra el esquema de conexión de un AVR a un generador convencional sin escobillas.

ARMADURA PRINCIPAL

Z I O R P T A M T A I C C X E

ARMADURA EXCITATRIZ O D O I P C M U A D C N O

AVR

Figura 8. Conexión de un AVR a un generador sin escobillas.

13


La figura 9 también muestra las partes principales que constituyen el sistema automático de control de voltaje del tipo sin escobillas o anillos rozantes. El sistema de excitación consiste en un generador auxiliar invertido, cuya bobina de campo está en el estator y la armadura trifásica en el rotor. El voltaje trifásico generado es rectificado y conectado directamente al campo del generador a través del eje del grupo. Excitación

Voltaje de Referencia

v(t)

+

-

Controlador

Rectificador

Generador

a b c

Amp.

Componentes de Retardo PT. Rectificador y Filtro

Figura 9. Regulador automático de voltaje del tipo sin escobillas .

Existen AVR estáticos, en los que la fuente de alimentación utilizada para la excitación es el mismo generador principal.

Campo Armadura

AVR Excitador Estático

Transformador Figura 10. Regulador de voltaje para generador con excitador estático.

14


La señal de corriente alterna es rectificada con tiristores y conectada al campo del generador a través de anillos rozantes. La figura 10, muestra un esquema de conexión para el tipo de generador de excitador estático.

1.2.3.2.

Regulador automático de voltaje (AVR) compuesto.

Este regulador de voltaje trata de un sistema electromagnético sin retroalimentación de señal y conformado por: 

Una reactancia lineal que se encarga de suministrar la corriente para la excitación de voltaje de vacío.



Un transformador de corriente conectado en serie con la carga que incrementa la corriente de excitación para compensar a la reacción de armadura en magnitud y fase.



Un puente rectificador donde ambas corrientes se suman geométricamente y se convierten en corriente continua de excitación.

Este es un sistema de regulación muy antiguo. El método de tomar la excitación a partir del voltaje y de la corriente permite al generador tener una gran capacidad para el arranque de motores eléctricos. Armadura

TC X

Campo

R

X TC R

Reactancia Transformador de Corriente Puente Rectificador

Figura 11. Conexión de un regulador compuesto a un generador monofásico.

15


Cabe notar que el voltaje generado depende de la velocidad de giro; por lo tanto está autoprotegido contra sobrexcitación ante caídas de la velocidad, en la figura 11 se muestra la conexión de este regulador a un generador monofásico. Existen dos formas para la calibración de voltaje de vacío y una de ellas o ambas pueden encontrarse en un regulador. 

Aumentando la longitud del entrehierro en el circuito magnético de la reactancia para aumentar el voltaje de salida.



Variando de posición a la derivación de vueltas de la reactancia hacia el nivel de voltaje marcado que se desea.

Todo AVR dispone de un potenciómetro para calibrar el voltaje desde la misma unidad. Puede existir un segundo potenciómetro que se coloca en el panel de control del equipo generador. El calibrado de este último es posterior al primero y para realizarlo se gira el cursor del potenciómetro en sentido horario si se quiere aumentar el voltaje de salida. El calibrado se hace con el generador girando a velocidad nominal y sin carga; el valor no debe exceder del 5% del nivel del valor nominal, salvo indicación del fabricante.

1.2.3.3.

Características de los reguladores de voltaje.

De acuerdo con lo que hemos estudiado hasta ahora, podemos decir que un buen regulador de voltaje ha de tener las siguientes cualidades: a) Rapidez de respuesta. b) Exactitud. c) Sensibilidad. d) Amortiguación eficaz. e) Sobrerregulación. Para un funcionamiento adecuado del sistema es necesario el control del voltaje de salida, lo cual se logra manteniendo la regulación de voltaje en valores estrechos. La regulación de voltaje es la relación porcentual de la diferencia entre el voltaje de

16


vacío (sin carga) V 0, menos el voltaje con carga V referida al voltaje de vacío; esto se expresa mediante la siguiente ecuación:

Re g (%) = 1.2.4.

V 0 − V V 0

×100%

Estabilizador de sistemas de potencia (PSS).

El estabilizador de sistemas de potencia (PSS), tiene una forma variada de control con respecto a las formas realimentadas que se vieron con anterioridad para el regulador de velocidad y de voltaje. No existe en este caso una señal de referencia y se utiliza como actuador el mismo del AVR, tal y como se muestra en la figura 12, en forma simplificada. Potencia Frecuencia Velocidad

PSS Referencia de voltaje Fuente de exitación controlable

AVR

Generador Sensor del voltaje

Figura 12. PSS y AVR.

Como señales de entrada al PSS, se pueden utilizar la frecuencia, la potencia eléctrica, la potencia

acelerante, o la velocidad, ya que cualquiera de éstas

suministra información sobre el tipo de oscilación que se desea amortiguar. Además normalmente el PSS sólo opera cuando la potencia generada alcance un cierto nivel que va desde el 60 al 80% de la potencia nominal. A bajas potencias el AVR introduce suficiente amortiguamiento al sistema. La calibración se realiza por medio de un potenciómetro; en sentido horario la respuesta del sistema es más lenta. Sin embargo, se tiene que girar en ambos sentidos hasta conseguir que el voltaje de salida esté sin oscilar. El calibrado se realiza a velocidad nominal y con carga, por lo general se realiza para plena carga. 17


1.3.

UNIDAD DE TRANSFORMACION

La unida de transformación son máquinas eléctricas estáticas, cuya función es la de cambiar los parámetros de la energía eléctrica. Es decir, permite transmitir energía eléctrica desde un sistema con una tensión dada a otro sistema con una determinada tensión deseada.

Arrollamiento primario: Es al que se le aplicará la tensión que va a ser reducida o ampliada, dicho arrollamiento generará un campo magnético que inducirá una corriente eléctrica en el secundario.

Arrollamiento secundario: Hace referencia al bobinado que se verá inducido por el campo magnético producido por el arrollamiento primario, pudiendo adoptar de esta forma una corriente eléctrica cuando se cierra el circuito a través de sus extremos.

Núcleo: Es un armazón hecho de un metal ferroso y es por donde circulan las líneas de flujo magnético que produce el bobinado primario.

El rendimiento (η): Es uno de los parámetros importantes de tener en cuenta dentro del estudio de transformadores, pudiendo ser este parámetro calculado de las siguientes maneras:

Re n dim iento = η = η =

Potencia saliente Potencia entrante P2 P1 P2 P2 + PP

Donde: P1 = potencia primaria o entrante. P2 = potencia secundaria o saliente. P p= pérdida de potencia. En cuanto al rendimiento de un transformador podemos decir que puede llegar a establecer un valor considerado como fijo, en base a la potencia nominal. 18


A continuación se muestra valores de potencia nominal de transformadores.

Potencia nominal

Rendimiento ( η%)

Transformadores de Distribución 10 KVA - 1.000 KVA.

96 a 99

Transformadores grandes 10.000 KVA - 100.000 KVA.

99 a 99,7

Tabla 1. Rendimientos típicos de transformadores.

Por este motivo, las tensiones nominales de salida son aproximadamente un 5% superiores a las tensiones normalizadas en distribución. Conviene, no obstante, destacar que los transformadores presentan rendimientos muy elevados, bastante superiores a los obtenidos en las máquinas eléctricas rotativas.

Figura 13. Principales componentes de un transformador. 1. Terminales de Alta Tensión. 2. Aislamiento de los bobinados de alta y baja tensión. 3. Terminales de Baja Tensión. 4. Cuba (normalmente de tipo rígido, provista de radiadores adosados conectados a la cuba por medio de una válvula de separación y cierre, la cuba puede hacerse resistente al vacío) 5. Caja de Bornes 6. Protección para la superficie de la carcasa. 7. Bobinado de alta y baja tensión. 8. Núcleo. 9. Tubo para el llenado de aceite (generalmente es el lugar en donde se encuentra el relé Buchholtz).

19


1.4.

UNIDAD DE SALIDA DE LINEA

La estructura de la protección de la unidad de salida de línea o de barra depende de las exigencias particulares de cada caso.

Esta protección es sencilla, cuyas

conexiones van dirigidas a los elementos como, transformadores, o también a generadores. Es necesario la colocación de relés en la salida de línea de cualquier central hidroeléctrica ya que esta nos ayudaría a despejar fallas fuera del sistema de generación, o sea que cuando exista una falla en alguna subestación (S/E) no saque de fuera de servicio a los generadores si no a los interruptores de salida de línea, y pudiendo despachar dicha energía por otra salida de línea el cual es el caso de la Central Hidroeléctrica Saucay, ya que esta central cuenta con dos etapas de salida de línea la cual alimenta a la S/E 04 y a la S/E 07. Todas estas protecciones tienen que ser coordinadas con la S/E y calibradas o ajustadas para poder tener una mayor confiabilidad del sistema Sin embargo, existen varios factores que hacen difícil la generalización del empleo de protecciones, tales como: 

Las exigencias que significan una seguridad de servicio y una absoluta selectividad, porque las desconexiones intempestivas pueden tener graves repercusiones sobre la distribución de energía y la interconexión.



En el caso que se cuenta con barras múltiples, que no se pueden fraccionar de forma perfecta, las conmutaciones que se deben efectuar automáticamente en los circuitos auxiliares, resultan naturalmente complejas cuando hay que garantizar obligatoriamente la selectividad para cada estado de acoplamiento y para cada parte del juego de barras, pero como sabemos este no es nuestro caso.

En la Central Saucay se cuenta con una sola barra lo cual no es mayor problema para el ajuste y coordinación de protecciones con las otras etapas de una central hidroeléctrica. 20


1.5.

PROTECCIONES

EN

LAS

ETAPAS

DE

GENERACION,

TRANSFORMACION Y SALIDA DE LÍNEA. Los relés de protección son compactos conectadas a varia partes de los sistemas de potencia para detectar condiciones indeseables o intolerables dentro de su etapa asignada. Su función principal es iniciar la desconexión del área en problemas, por lo que junto con los interruptores de potencia conforman un equipo

y ambos deben ser

planeados. El sistema de protección no se requiere que trabaje durante la operación normal del sistema pero debe ser capaz de operar para evitar serios daños y salida de los equipos, así el tiempo de vida de operación es del orden de segundos auque estén conectados en el sistema por muchos años. Por lo que un sistema de protección debe ser capaz de responder a todas las anormalidades que pueden ocurrir en el sistema de potencia Tradicionalmente para aplicar un sistema de protecciones se debe basar en cuatro factores importantes: 

Economía inicial



Eficiencia y flexibilidad de operación



Experiencia previa



Mediada de falla tanto en TC`s y TP`s

Cabe recalcar que toda protección de relés debe siempre estar apoyada por un respaldo dado por otros relés cuyo funcionamiento es ver la falla al mismo tiempo que la protección primaria pero actuar si esta falla. En este capitulo trataremos básicamente sobre un estudio de los sistemas de protección en las etapas de Generación, Transformación y Salida de Línea.

21


1.5.1.

ETAPA DE GENERACIÓN.

El siguiente esquema muestra los principales componentes dentro de una etapa de generación. 

Unidad Generadora.



Disyuntor de salida.



Transformadores de corriente.



Transformador de potencia.

ETAPA DE TRANSFORMACION

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

BARRA

INTERRUPTOR DE POTENCIA

ETAPA DE GENERACION

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE (TC)

GENERADOR

Figura 14. Principales componentes de una etapa de generación.

En esta etapa sobresale la unidad generadora, además de su sistema de protección y medición, es así que analizaremos algunos de sus principales componentes y su principio de operación. Una vez terminada esta primera parte, pasaremos a estudiar la etapa de transformación. 22


1.5.1.1.

Protección Diferencial del Generador (87G)

El 87G nos ofrece protección de alta velocidad para el estator del generador durante las fallas internas fase a fase y trifásicas, entonces el mejor método de detectar cortocircuitos en los devanado de armadura o en los terminales del generador provocado por fallas internas en los equipos que involucran mas de una fase es utilizando la protección por medio de relés diferenciales. En el 87G la corriente de cada fase en cada lado de la máquina son comparadas en un circuito diferencial y cualquier diferencia de corriente es usada para operar un relé. Un esquema sencillo se muestra en la figura 15.

Ip

Ip Equipo Protegido

Is1 - Is2

Is1

Is2

Figura 15. Protección diferencial de una fase

Las condiciones normales de operación, el relé no debe funcionar debido a que la resta de I1-I2 = 0 para fallas externas el relé tampoco debe operar debido a que hay otros relés encargados de esta protección. Para condiciones de falla interna entre los terminales o en el devanado, la corriente I 1 va a ser diferente a la corriente I 2 por lo que se producirá un desequilibrio y actuara el relé diferencial. El 87G no operará en el caso de fallas vuelta a vuelta en los devanados de la máquina. Tampoco operará en el caso de fallas monofásicas a tierra si el sistema no está puesto a tierra o está puesto a tierra con alta impedancia. La protección fase a

23


tierra que brinda esta función requiere que el neutro de la máquina (u otra máquina operando en paralelo) esté puesto a tierra. Una pequeña porción del devanado próxima al neutro no estará protegida, la cantidad está determinado por el voltaje necesario para hacer que la corriente de captación mínima fluya a través de la impedancia del neutro a tierra. Los dispositivos de limitación de corriente en el circuito neutro-tierra aumentan esta impedancia y disminuirán la cobertura de la protección de falla a tierra del 87G. Cuando se conecta un transformador de corriente (TC) a una diferencial de generador en el lado de neutro del generador y otro en el interruptor del generador, la aplicación de los TC´s necesita ser revisada minuciosamente para que éstos sean lo más similares posible. Se usan tres tipos de relés diferenciales de alta rapidez para la detección de fallas de fase del estator, a continuación mencionaremos algunos tipos de esquemas diferenciales.

Diferencial de porcentaje : La protección diferencial de porcentaje variable (figura 16) es más usada para máquinas grandes. La pendiente puede variar desde 5% a 50% ó más. Un relé de porcentaje fijo es normalmente fijado de 10 a 25%.

N O I C A R E P O

OPERACION

I NO OPERACION

I

RESTRICCION

Figura 16. Relé diferencial de porcentaje de pendiente variable

Un esquema típico con un relé diferencial de porcentaje variable es mostrado en la figura 17. Los transformadores de corriente usados en un esquema de relé diferencial deben tener preferentemente las mismas características; sin embargo, la diferencial de porcentaje variable es generalmente más tolerante a errores de TC`s con altas corrientes. Debe notarse que usar la misma precisión normalizada de TC`s no 24


garantiza obtener las mismas características reales; las características reales deben ser verificadas.

R

0

0

0

R

R

R

R

R

R

Figura 17. Conexión del relé diferencial de porcentaje

Diferencial de alta impedancia : Estos relés deben ser alimentados de TC´s idénticos con devanados secundarios distribuidos totalmente, con reactancia de dispersión despreciable. El relé es realmente un relé de voltaje y responde a un alto voltaje impuesto a través de sus bobinas, causada por todos los TC´s que tratan de forzar la corriente a través de la bobina de operación durante una falla interna. Para las muy altas corrientes en generadores grandes, la proximidad de los TC´s en diferentes fases puede causar corrientes desbalanceadas que fluyen en los secundarios de los TC´s. Estas corrientes deben ser menores que la sensibilidad mínima del relé diferencial usado. Normalmente esto es tomado en cuenta en el diseño de la unidad por el fabricante pero, debe también ser revisado. Un esquema típico con un relé diferencial de alta impedancia es mostrado en la figura 18.

0

0

0

Figura 18. Relé diferencial de alta impedancia

25


Relés diferenciales autobalanceados: El esquema de autobalance (figura 19) es típicamente usado en generadores pequeños. Este esquema detecta fallas de fase y de tierra en el estator del generador. Este esquema usa un solo TC de baja relación por cada fase, con los conductores de ambos extremos de cada devanado pasados a través de él, de tal forma que el flujo neto es cero para condiciones normales. Un relé de sobrecorriente instantáneo conectado al secundario del TC proporciona protección confiable y rápida, detectando cualquier diferencia entre la corriente que entra y la corriente que sale del devanado.

50

50

50 Resistencia de tierra baja

protección autobalanceado Figura 19. Esquema de protección

1.5.1.2.

Protección contra sobrecarga del generador (49)

Las sobrecargas de un generador es una de las causas que producen el sobrecalentamiento del mismo, el cual también puede ser dado por la falla del sistema de enfriamiento, este tipo de problemas problemas son fáciles de detectar si es que los generadores están equipados con resistencias detectoras de temperatura o con relés detectores de sobrecorriente. Este tipo de fallas se dan comúnmente en los generadores grandes >1.5MVA. >1.5MVA.

Estos relés deben estar estar prestos a entrar en

funcionamiento cuando se sobrepasa la temperatura admisible. Según las condiciones de la explotación, el relé puede desconectar directamente el interruptor del generador o accionar una señal de aviso al personal de servicio para 26


que éste reduzca la carga de la máquina. Los relés de sobrecarga dependen de la corriente en un lapso de tiempo, por lo que es un dispositivo ideal para la protección contra las sobrecargas. sobrecargas. Cuando se dan efectos exteriores como los cortocircuitos cortocircuitos sobre las barras o los que se producen en la red y que no han sido eliminados por los relés de salida de línea, se predisponen relés temporizados de máxima corriente, primarios o secundarios. En la figura 20 nos muestra la combinación de protección contra sobrecargas y cortocircuitos. Estos relés aseguran la protección protección contra las sobrecargas sobrecargas y en caso de cortocircuito, la desconexión desconexión de los relés de sobrecarga sobrecarga es instantánea y provocando la desconexión instantánea del interruptor.

5 3

4 +

+ +

1

7 + +

+ +

+

-

- 6 2

Figura 20. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos por medio de 3 relés de sobrecarga y un relé temporizado. Disposición para generadores de polos salientes: 1. Generador. 2. Transformador de corriente.

3. Relés de sobrecarga

secundarios. 4. Relé temporizado separado. 5. Interruptor del generador. 6. Interruptor de excitación. 7. Dispositivo de alarma.

Este tipo de protección es necesario para máquinas con punto neutro puesto a tierra directamente, o por medio de una resistencia de pequeño valor, así como para los generadores que trabajan sobre transformadores con acoplamiento triángulo-estrella. 27


Es muy importante especificar que cuando los servicios auxiliares del generador están directamente conectados a este, es mejor que a causa del funcionamiento de los relés de máxima corriente se abra solamente el interruptor principal, pero no el de la excitación, de esta forma el generador puede seguir suministrando energía eléctrica a los servicios auxiliares. Los relés modernos basados en microprocesadores constan de dispositivos tanto para protección de sobretemperatura general de la unidad como para protección de sobrecarga en el estator y el rotor.

a.

Protección contra sobrecarga del estator (49E)

La protección de sobrecarga del estator protege los devanados del estator contra el momento excesivo de temperatura como resultado de sobrecorrientes. Este tipo de protección es aplicable a turbo alternadores diseñados de acuerdo a las normas de estándar americanas ASA-C50.13 (requerimientos de estándar americanos para generadores sincronos de rotor cilíndrico) o una capacidad de sobrecarga definida estándar similar.

b.

Protección contra sobrecarga del rotor (49R)

La función de protección de sobrecarga del rotor protege el devanado del rotor contra el aumento excesivo de temperatura como resultado de sobrecorriente o una capacidad de sobrecarga definida estándar similar. Este se conecta a los TC’s en la fuente de excitación de AC y puede no ser usada para sistemas de excitación sin escobillas.

1.5.1.3.

Protección contra sobrevoltaje (59)

La protección contra sobrevoltaje es recomendada especialmente para generadores hidroeléctricos sujetos a sobrevelocidades y por consiguiente a sobrevoltajes cuando se pierda carga. Cuando se tiene generadores accionados por turbinas hidráulicas hidráulicas el peligro es mayor, porque la gran sobrevelocidad de estas máquinas motrices puede

28


producir el envalamiento de la misma, cuando falla el regulador de velocidad de la turbina puede producirse un sobrevoltaje peligroso. Un esquema típico para la conexión del relé de sobrevoltaje se muestra en la figura 21.

- 5

M 2

4

3 1

+ 6

-

Figura 21. Protección contra sobrevoltajes por medio de un relé de máximo voltaje: 1 .Generador. 2. Transformador de voltaje. 3. Relé de máximo voltaje 4. Dispositivo adicional. 5. Interruptor del generador. 6. Disyuntor de excitación.

La desconexión de este relé es temporizada para sobrevoltajes peligrosas. Se debe tomar en cuenta que el relé de sobrevoltaje y el regulador de voltaje deben conectarse en diferentes transformadores de voltaje. El relé debe conectarse a los transformadores de voltaje que alimenta los aparatos de medida. También el relé de sobrevoltaje provoca en todos los casos la desconexión del interruptor principal de la máquina y también el disyuntor de desexcitación. 29


1.5.1.4.

Protección contra potencia inversa (32)

Los relés que trabajan con potencia se utilizan especialmente para la protección contra condiciones diferentes a los cortocircuitos. Estos relés entonces responden cuando existe un flujo de potencia en una dirección a través del circuito que lo alimenta y regresa a su estado normal cuando el flujo de potencia encuentra la dirección opuesta. Por lo expresado anteriormente los relés utilizados para trabajar en la protección contra potencia inversa son los de tipo direccional de corriente alterna, los cuales, necesitan magnitudes para trabajar como son el voltaje y la corrientes. Los relés de potencia inversa tienen por lo general características de acción retardada para evitar el funcionamiento no deseado durante inversiones de potencia momentáneas como en la sincronización de generadores o en los cortocircuitos. Esta acción retardada puede ser una característica de tiempo inverso incluida en el mismo relé o puede ser proporcionada por un relé separado de acción retardada. Un relé de potencia inversa es usado primordialmente

para proteger el primotor

entonces esta protección es necesaria en las siguientes clases: •

Turbinas a vapor

•

Hidro-unidades Francis y kaplan

•

Turbinas a gas

•

Motores diesel

Cuando la turbina hidráulica es detenida a falta de agua, sin que esté desconectado el interruptor del generador, este empezara a funcionar como motor síncrono y accionará la máquina motriz provocando un calentamiento inadmisible. Para esto se utilizan relés de retorno de potencia conectados según como muestra la figura 21. El funcionamiento como motor síncrono es tolerable durante algunos segundos, el relé de retorno de potencia actúa por medio de un relé temporizador, (5 de la figura 22), de esta forma se evitan desconexiones intempestivas en caso de puestas en 30


paralelo o como consecuencia de variaciones de carga durante el funcionamiento en vacío.

-

7

2 4

-

+

3 +

5

-

6

9

1 8

-

Figura 22. Protección del generador contra potencia inversa: 1. Generador. 2. Transformador de tensión. 3. Transformador de intensidad. 4. Relé de retorno. 5. Relé temporizado. 6. Contacto del dispositivo de desconexión rápida. 7. Interruptor del generador. 8. Disyuntor de excitación. 9. Dispositivo de alarma.

1.5.1.5.

Protección contra fallas a tierra del estator 59G

El método de aterrizamiento afecta el grado de protección proporcionado por los relés diferenciales. Cuando se tiene impedancia de puesta a tierra muy alta y la magnitud de la corriente de falla es muy pequeña es difícil detectar fallas de alta impedancia debido a que los relés diferenciales no responden a fallas monofásicas a tierra. 31


Un relé separado en el neutro aterrizado proveerá de protección sensible si es que este puede ser ajustado sin considerar la corriente de carga. El relé de tierra puede también operar para fallas a tierra fuera del generador. Por esta razón un retardo de tiempo debe ser necesario para coordinar con otros relés coincidentes.

R

59G

Figura 23. Generador con puesta a tierra de alta impedancia.

Una falla sobre uno de estos circuitos no dispararía la maquina, los relés en el circuito fallado despejaran tales fallas. En la puesta a tierra de alta resistencia del neutro del generador se utiliza un transformador de distribución y una resistencia secundaria. El esquema de protección contra falla a tierra del estator más comúnmente en sistemas con puesta a tierra de alta impedancia, es un relé de sobrevoltaje con retardo de tiempo (59G) conectado a través de una resistencia de puesta a tierra para detectar el voltaje de secuencia cero, como se muestra en la figura 23. 32


La resistencia secundaria es usualmente seleccionada de modo que una falla entre fase y tierra en los terminales del generador, la potencia disipada en la resistencia sea aproximadamente igual al los voltamperios reactivos en la reactancia capacitiva de secuencia cero de los devanados del generador, sus conductores, y los devanados de los transformadores conectados a los terminales del generador. Usando este método de puesta a tierra, una falla entre fase y tierra estará generalmente limitada entre 3 y 25A primarios. El relé que se usa para esta función está diseñado para ser sensible al voltaje de frecuencia fundamental e insensible a los voltajes de tercera armónica y a otros voltajes armónicos de secuencia cero presentes en el neutro del generador. Típicamente el relé de sobrevoltaje tiene un ajuste mínimo aproximado de enganche (pickup) de 5V. Con este ajuste y las relaciones típicas de los transformadores de distribución, este esquema es incapaz de detectar las fallas a través de todo el devanado del estator. El esquema de protección con 59G es claro y confiable, sin embargo este relé protege únicamente un 90-95% del devanado del estator. Esto es así pues una falla entre el 5 y 10% restante del devanado, cerca del neutro, no produce suficiente voltaje residual de 60Hz. Es importante dotar a los principales generadores con un sistema de protección adicional contra fallas a tierra, para obtener una cobertura del 100% del devanado. Los generadores de 20 años a más típicamente solo un 90-95% del devanado del estator protegido contra fallas a tierra.

Muchas centrales hidroeléctricas han

realizado mejoras para tener protección contra fallas a tierra en un 100% del devanado del estator. Uno de los métodos es usar un relé de bajo voltaje de tercera armónica. Los componentes de voltaje de tercera armónica están presentes, en diverso grado, en el neutro de casi todas las maquinas, ellos surgen y varían debido a diferencias en el diseño, la fabricación, y la carga de la máquina.

33


Este voltaje, de estar presente en suficiente magnitud, puede usarse para detectar fallas a tierra cerca del neutro. Uno de los métodos esta basado en el hecho que el nivel del voltaje de tercera armónica en el neutro disminuye las fallas cercanas al neutro. Por lo tanto un relé de bajo voltaje de tercera armónica medido en el extremo del neutro puede usarse para detectar fallas cercanas al neutro. Las fallas a tierra en la parte restante de los devanados pueden detectarse con una protección convencional contra fallas a tierra, como puede ser un relé de sobrevoltaje (59G) que opere en el voltaje neutro de 60Hz.

R

59G

27TG

59

Figura 24. Esquema de protección a tierra con bajo voltaje de tercera armónica

59

Relé de Sobrevoltaje Instantáneo

59G

Relé de Sobrevoltaje Sintonizado a la Frecuencia Fundamental (60Hz)

27TG Relé de Bajo Voltaje Sintonizado a la Frecuencia de Tercera Armónica (180Hz) La combinación de ambos relés protegen al 100% del devanado del estator. En la figura 24 se muestra un esquema simplificado de protección que emplea esta técnica.

34


La figura 25 ilustra la superposición de las funciones del 27TG (tercera armónica) y del 59G para proteger el 100% del devanado del estor.

Voltaje neutro fundamental (60/50 Hz) durante la falla

o r t u Voltaje neutro de tercera armónica (180/150 Hz) e durante la falla a tierra N l e d e j a t l o V

Nivel de voltaje de tercera armónica previo a la falla

Punto fijado del 27TG Nivel de voltaje neutro fundamenteal previo a la falla

Punto fijado del 59N

Extremo de Neutro del Generador

100% Extremo de

50%

Posición de falla (% del devanado del estator medido desde el extremo del neutro del generador)

Terminal del Generador

27TG

Posición provista por

59G

5%-10% 10%-30%

Figura 25. Supervisión del relé 59G con el de Tercera Armónica (27TG)

1.5.1.6.

Protección contra pérdida de Excitación (40)

El generador debe mantenerse siempre en línea

es decir en funcionamiento

supliendo potencia tanto como sea posible particularmente cuado la maquina representa una porción medible de la capacidad del sistema. Cuando un generador síncrono pierde excitación trabaja como generador

de

inducción que gira arriba de la velocidad sincronía. Por esta razón una alarma rápida de excitación baja, da la oportunidad de reincorporar el campo si es posible y permitir el disparo. Disparos innecesarios y una perdida de KW de salida resultantes del mismo pueden precipitar a que un sistema quiebre. Cuando la maquina y el sistema inician una inestabilidad causada por la pérdida de excitación 35


estas deberían dispararse automáticamente. Un sistema en el que la perdida de excitación de un generador pueden seguir serios disturbios, debe estar provisto de equipo automático de protección por relés de respuestas rápidas para dispara los interruptores principal y de campo. Se ha utilizado en forma muy extensa los relés de baja corriente conectados en el circuito del campo, pero el tipo mas selectivo de relé de perdida de excitación es unidireccional que funciona a partir de la corriente y voltaje alterno en los terminales del generador. La pérdida de excitación puede ocurrir como resultado de: •

Perdida de campo de la excitatriz

•

Disparo accidental del breaker de campo

•

Cortocircuitos en los circuitos de campo

•

Mal contacto en las escobillas

•

Falla en el cierre del interruptor de campo

•

Perdida de la entrada de corriente alterna

•

Operación a frecuencia reducida cuando el regulador esta fuera de servicio

Los esquemas de protección basados en la medición de la corriente de campo de la máquina han sido usados para detectar la pérdida de excitación de un generador.

Figura 26. Característica del relé Mho-Offset de una zona

36


La medición de corriente reactiva (o potencia reactiva) hacia del generador también ha sido usada para detectar la condición de pérdida de excitación. Sin embargo, el esquema de protección más popular y confiable para la detección de la pérdida de excitación usa un relé tipo mho con desplazamiento (offset). La característica de operación de un relé tipo mho con desplazamiento de una sola zona se muestra en la figura 26. El relé es conectado a las terminales de la máquina y alimentado con voltajes y corrientes en terminales. El relé mide la impedancia vista desde las terminales de la máquina y opera cuando la impedancia de la falla cae dentro de la característica circular. El relé está desplazado del origen por la mitad de la reactancia transitoria de eje directo x’ d/2, para evitar la operación incorrecta durante disturbios en el sistema y otras condiciones de falla. El diámetro del círculo se ajusta para ser igual a xd. Puede usarse un retardo de tiempo de 0.5 a 0.6 segundos para tener seguridad contra oscilaciones estables de potencia. Estos ajustes pueden proporcionar protección contra pérdida de excitación del generador desde carga cero hasta plena carga, siempre que la reactancia síncrona de eje directo x d del generador esté en el rango de 1.0 – 1.2 pu. Las máquinas modernas son diseñadas con valores mayores de reactancia síncrona de eje directo xd en el rango de 1.5 – 2.0 pu. Con estas reactancias síncronas altas, el ajustar el diámetro del relé mho offset a x d abriría la posibilidad de operación incorrecta del relé durante la operación subexcitado. Para evitar estas operaciones incorrectas, el diámetro del círculo es limitado a 1.0 pu. (En la base del generador), en lugar de x d. Este ajuste reducido limitaría la cobertura de protección a condiciones de máquina con alta carga y podría no proporcionar protección para condiciones de carga ligera. Para evitar las limitaciones anteriores, pueden usarse dos relés mho offset como se muestra en la figura 27. El relé con un 1.0 pu (en base del generador) de diámetro de impedancia detectará una condición de pérdida de campo desde plena carga hasta alrededor del 30% de carga, y se ajusta con operación casi instantánea para proporcionar protección rápida para condiciones 37


severas en términos del posible daño a la máquina y efectos adversos sobre el sistema. El segundo relé, con diámetro igual a x d y un retardo de tiempo de 0.5 – 0.6 segundos proporcionará protección para condiciones de pérdida de excitación hasta el valor de carga cero. Las dos unidades mho offset proporcionan protección contra pérdida de excitación para cualquier nivel de carga. Ambas unidades se ajustan con un offset de x’d/2. La figura 27 ilustra este enfoque.

Figura 27. Características del relé Mho-Offset de dos zonas

1.5.1.7.

Protección contra variación de frecuencia (81)

Si la frecuencia de variación en cualquier maquina sincronía se desvía de su valor ya fijado, se debe tomar una acción correctiva o el disparo será inminente. La protección contra variaciones de frecuencia es usada en las máquinas síncronas y en los primotores para contrarrestar los efectos en la operación a baja frecuencia o sobre frecuencia o por desprendimientos de carga, en el evento de una sobrecarga. Los efectos adversos en los casos anticipados previamente por la protección de frecuencia son: •

Crecimiento de temperatura excesiva y pérdidas adicionales en el hierro del generador.

•

Daños al generador y al primotor por causa de las vibraciones. 38


Algunas maquinas síncronas son sujeto de vibraciones severas si estas son operadas a velocidades diferentes a las especificadas para ellas. Las vibraciones ocurren mas usualmente a velocidades menores que la frecuencia ya determinada, pero pueden ocurrir

también tanto

para velocidades menores o mayores.

Existen

frecuentemente muchos estados de protección contra vibraciones de frecuencia usando diversos relés de estado simple.

1.5.1.8.

Protección de distancia (21)

Todo generador debe tener dispositivos contra el suministro continuo de la corriente de corto circuito a una falla en un elemento adyacente del sistema debido a una falla de la protección primaria. Un relé de distancia responde a numerosas entradas como función de la distancia del circuito eléctrico entre la ubicación del relé y el punto de falla. Hay muchos tipos de relés de distancia entre ellos: impedancia, reactancia, Mho, etc. Este relé compara la corriente y el voltaje de un sistema de potencia para determinar si una falla existe dentro o fuera de su zona de operación. Los relés modernos tiene previsto para la protección de respaldo del generador para fallas externas de distancia de baja impedancia 21, el cual sirve como protección para fallas en la fase a toda la unidad transformador generador. Este es más rápido y más sensible que la protección de sobrecorriente. Su desventaja es que la zona de protección es más corta que la de la protección diferencial, la cual sirve como protección principal.

Figura 28. Zonas de Distancia de Fase (21)

39


El esquema de baja impedancia es conectado a los TC´s en el neutro del generador y los TP´s en los terminales el generador, como se muestra en la figura 28. Diámetro del Circulo = Ajuste de Impedancia – Ajuste de Desviación X

X

i a c a n d p e I m e d s t e u j A

Angulo Característico

i a c a n d p e I m d e s t e u j A

R

Angulo Característico

Ajuste de Desviación Negativa

Con Desviación Negativa

Con Desviación Positiva

Figura 29. Característica de la función de distancia de fase

La característica de operación del relé de baja impedancia es un círculo en el plano R-X como se indica en la figura 29, de acuerdo con el cual el origen representa la ubicación de los TP´s. La zona de protección cubre los devanados del generador los cables y el transformador elevador.

1.5.1.9.

Protección contra sobrexcitación voltios / hertz (24)

La sobreexcitación puede provocar daños térmicos a los núcleos debido a flujos excesivamente altos en los circuitos magnéticos. El flujo excesivo satura el núcleo de acero y fluye en el interior de las estructuras adyacentes, causando perdidas por valores altos de las corrientes de eddy en el núcleo y en los materiales conductores adyacentes. Como el flujo es directamente proporcional al voltaje e inversamente proporcional a la frecuencia, la unidad de medida para la excitación es definida como unidad de voltaje dividida para unidad de frecuencia (Volts/Hertz). La sobreexcitación existe siempre que la unidad Volts/Hertz exceda los límites de diseño del equipo. 40


Las limitaciones de equipos son una consideración importante en el ajuste de la protección V/Hz para una unidad generadora. Las normas ANSI/IEEE tienen lineamientos sobre límites para V/Hz y sobretensiones excesivas de generadores y transformadores asociados a la unidad, incluyendo transformadores elevadores y transformadores auxiliares de la unidad. Cuando se ajusta la protección de sobretensión, algunas normas indican los requerimientos mínimos. Los generadores de rotor cilíndrico deben ser capaces de operar hasta con el 105% de la tensión nominal. Se establecen variaciones similares en la tensión para generadores hidroeléctricos. A los transformadores de potencia se les requiere únicamente que operen hasta el 110% de la tensión nominal a frecuencia nominal, dependiendo de los niveles de carga. El daño a los equipos debido a V/Hz excesivos, es causado principalmente por el sobrecalentamiento de las componentes, el cual depende de la duración del evento. A partir de las relaciones entre los campos de dispersión y el calentamiento, pueden desarrollarse curvas que definen los límites en la magnitud y duración de los eventos de V/Hz. Los fabricantes generalmente proporcionan curvas para sus equipos, que muestran los límites de operación permisible en términos de porciento de V/Hz normales contra tiempo. Las figuras 30A y 30B muestran curvas típicas para un generador y para un transformador de potencia. Al ajustar la protección de V/Hz para una unidad generadora, es importante que las curvas de operación permisibles para los generadores y transformadores sean referidas a una base común de tensión. Esto es necesario debido a que, en algunos casos, la tensión nominal del devanado de baja tensión del transformador elevador es ligeramente menor que la del generador. La relación de vueltas resultante compensa parcialmente la caída de tensión a través del banco debida al flujo de carga. La tensión base usado normalmente es la tensión terminal del generador, puesto que típicamente los TP´s usados para la señal de

41


voltaje al relé están conectados a la unidad entre el generador y los transformadores elevador y auxiliar de la unidad. La figura 30C muestra las curvas combinadas para el generador y el transformador elevador.

150% ) % ( 140% z H / 130% S T L O120% V

110% 100% 0,01

0,1

10

1

100

1000

TIEMPO (MINUTOS)

Figura 30A. Curva típica de límite para la operación de V/Hz para un generador.

150% ) % ( 140% z H / 130% S T L O120% V

110% 100% 0,1

1

10

100

1000

TIEMPO (MINUTOS) Figura 30B. Curva típica de límite para la operación de V/Hz para un transformador de potencia.

42


150%

) % ( 140% z H / 130% S T L O120% V 110% 100% 0,01

0,1

1

10

100

1000

TIEMPO (MINUTOS)

Figura 30C. Curvas combinadas para la operación V/Hz para generador y transformador elevador (con la curva del transformador elevador puesta en base al voltaje del g enerador)

El daño a los equipos por un voltaje excesivo es causado básicamente por ruptura del aislamiento debido a esfuerzo dieléctrico. El sobrevoltaje sin sobreexcitación (V/Hz) puede ocurrir cuando un generador tiene una sobrevelocidad debida a un rechazo de carga, a una falla severa y repentina, o alguna otra razón; en estos casos no ocurre una sobreexcitación porque el voltaje y la frecuencia aumentan en la misma proporción; por tanto, la relación V/Hz permanece constante. Generalmente los fabricantes proporcionan relaciones tensión-tiempo para su equipo, las cuales muestran los límites permisibles de operación. Al ajustar los relés de sobrevoltaje para una unidad generadora, es importante que los límites de operación permisible para el generador y los transformadores sean puestos en una base común de voltaje, por las mismas razones que las descritas para los relés de V/Hz.

1.5.1.10.

Protección de secuencia negativa (46)

Las fallas asimétricas producen muy severos daños de calentamiento en las máquinas de generación que las fallas simétricas. Las corrientes de secuencia negativa que fluyen durante estas fallas desbalanceadas producen corrientes desequilibradas en el estator e inducen corrientes en el hierro del rotor provocando en el sistema frecuencias dobles. Estas corrientes originan el sobrecalentamiento en la superficie

43


del rotor en forma rápida y si la falla persiste sin tener solución inmediata el metal se derretiría dañando la estructura del rotor, y hasta se puede producir sobrecalentamientos por vibraciones severas. El calentamiento por secuencia negativa en generadores sincrónicos es un proceso bien definido el cual produce límites específicos para operación desbalanceada. Excepto para pérdidas de estator pequeño, las pérdidas debido a la corriente de secuencia negativa aparecerán en el rotor de la máquina. La energía de entrada al rotor y la elevación de temperatura del rotor sobre un intervalo de tiempo, es cercanamente proporcional a I donde I 22 t es la corriente de secuencia negativa del estator y t es el intervalo de tiempo en segundos. El siguiente método fue desarrollado basado en el concepto de limitar la temperatura a las componentes del rotor abajo del nivel de daño. El límite está basado en la siguiente ecuación para un generador dado: k = I 22 t k = Constante dependiente del diseño y capacidad del generador t = Tiempo en segundos I2 = Valor rms de corriente de secuencia negativa El valor limitador k es determinado colocando sensores de temperatura en el rotor del generador a lo largo de la trayectoria de la corriente de secuencia negativa mientras se suministra corriente negativa al estator. Este monitoreo ha sido usado para determinar el límite de las corrientes de secuencia negativa que el rotor puede aguantar. El valor de k es proporcionado por el fabricante del generador para cada unidad específica. Un generador deberá ser capaz de soportar sin daño, los efectos de una corriente desbalanceada continua correspondiente a una corriente de secuencia de fase negativa I2 de los valores siguientes, previendo que los KVA nominales no sean excedidos y la corriente máxima no excede el 105% de la corriente nominal en

44


cualquier fase.

Estos valores también expresan la capacidad de corriente de

secuencia de fase negativa a capacidades KVA del generador reducido.

I2 PERMISIBLE (Porcentaje de la capacidad del estator)

TIPO DE GENERADOR

Polos Salientes

Con devanado de amortiguamiento conectado

10

Con devanado de amortiguamiento no conectado

5

Rotor Cilíndrico

Enfriado Indirectamente

10

Enfriado directamente a 960 MVA

8

a 1200 MVA

6

1201 A 1500 MVA

5

Tabla 2. Valores de I2 para los generadores de polos salientes y rotor cilíndrico.

Con las capacidades de desbalance de corriente del generador definida por la corriente de secuencia negativa medida en el estator, un relé de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa puede ser usado para proteger al generador.

Δ

R RED RELE DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA

Figura 31. Relé de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa.

45


Estos relés consisten de un circuito de segregación de secuencia negativa alimentado por las componentes de fase y/o residual, las cuales controlan una función de relé de sobrecorriente de tiempo. Las características de sobrecorriente de tiempo están diseñadas para igualar tan cerca como sea posible las características I 22 del generador, la figura 31 muestra una aplicación del relé se secuencia negativa típica. Dos tipos de relés son ampliamente usados. El relé electromecánico el cual usa una característica de tiempo inverso típica y un relé estático o digital que usa una característica la cual se iguala con las curvas de capabilidad I 22 t del generador. La figura 32A y 32B muestra las características típicas de los dos tipos de relés. La principal diferencia entre dos tipos de relés es su sensibilidad.

El relé

electromecánico puede ser ajustado en un pickup de alrededor de 0.6 a 0.7 pu. De la corriente de plena carga. El relé estático o digital tiene un rango de arranque (pickup) de 0.3 a 0.2 pu.

Figura 32A. Curvas tiempo-corriente para un relé de secuencia negativa electromecánico.

46


Figura 32B. Características de un relé tiempo-corriente de secuencia negativa estático digital.

La protección para corrientes de secuencia negativa debajo de 0.6 pu. Podría no ser detectada con un relé electromecánico. Dado los bajos valores de secuencia negativa para desbalances de circuito abierto y también bajos valores por fallas libradas con mucho tiempo, el relé estático o digital es mucho mejor para cubrir totalmente la capacidad continua del generador. Puesto que el operador puede en muchos casos reducir la corriente de secuencia negativa causada por condiciones desbalanceadas (reduciendo la carga del generador por ejemplo), es ventajoso proporcionar la indicación de cuando la capacidad continua de la máquina es excedida. Algunos relés pueden estar provistos con unidades de alarma (I 2 rango de pickup 0.03 – 0.2 pu.) y algunos tipos de relés estáticos o digitales proporcionan una medición de I 2 para indicar el nivel de corriente de secuencia negativa. Se ha demostrado que la protección contra armónicas de secuencia negativa de tales fuentes como la saturación de un transformador elevador de unidad (de corrientes

47


geomagnéticas) o cargas no lineales no es proporcionada por relés de secuencia negativa estándar. Se puede requerir protección adicional para proporcionar protección para armónicas de secuencia negativa debido a la dependencia de la frecuencia de los relés de secuencia negativa .

1.5.1.11.

Protección contra la energización accidental del generador. (50IE)

La energización accidental de un generador se origina generalmente, por el cierre a máquina parada, del interruptor de grupo. Las causas son: el cebado de arcos entre polos del interruptor, cierres intempestivos, debidos a errores de operación, falsas maniobras del equipo de control, etc. Las configuraciones con más riesgo intrínsico de sufrir este problema son las de anillo e interruptor y medio, debido precisamente a su propia concepción. Cuando un generador de energiza en parado, sufre una aceleración como si se tratara de un motor de inducción y la corriente puede alcanzar valores de 3-5 veces la corriente nominal. La corriente que circula por el rotor, en estas condiciones, así como los pares de aceleración brusca que sufre, pueden dañar severamente el generador. Existen diversos esquemas para esta función de protección, todos ellos basados en la utilización de relés trifásicos e instantáneos de sobrecorriente. Estos relés necesitan una lógica adicional para ser activados, mientras que el interruptor se encuentra en posición de abierto y hasta que transcurra una fracción de segundo después de cerrar. Los esquemas mas comúnmente usados son: •

Relés direccionales de sobrecorriente.

•

Relés de sobrecorriente supervisados por frecuencia.

•

Relés de distancia en la salida del generador, con arranque por sobrecorriente.

•

Relés de sobrecorriente con bloqueo por tensión

•

Relés de sobrecorriente con contactos auxiliares del interruptor.

48


1.5.1.12.

Protección contra pérdida de sincronismo (25).

Una red eléctrica funcionando en condiciones estables se caracteriza por mantener equilibrado el balance de energía. Sin embargo son muchos los fenómenos en la red que introducen desequilibrios en el balance potencia generada-carga y provocan oscilaciones de potencia. Algunos de estos fenómenos pueden ser cortocircuitos, variaciones bruscas de carga cierres asíncronos, etc. Un factor que influye notablemente es el tiempo de despeje de las fallas. Al construirse los generadores cada vez de mayor tamaño, aumenta la reactancia por unidad y disminuye la constante de inercia. Estos factores, combinados, reducen el tiempo crítico para despejar fallas y aislar del generador la parte afectada del sistema antes de que se produzca la perdida de sincronismo. De esta forma la maquina pasa a funcionar a velocidad distinta de la sincronía, con sucesivos deslizamientos o pérdidas de polos y ángulos de carga superiores a 90 o, manteniendo la excitación conectada. Esta situación produce fuertes oscilaciones de potencia, tanto activa como reactiva, que afectan negativamente al generador de la red. Por lo tanto en necesario disponer de un sistema de protección que pueda detectar la perdida de estabilidad de inicie las acciones oportunas para minimizar las consecuencias. La protección de pérdida de estabilidad se realiza mediante relés de impedancia cuya característica en el plano R-X tiene en cuenta la evolución de la impedancia durante un proceso de deslizamiento polar. La figura 33 muestra el lugar geométrico de la impedancia para un deslizamiento polar entre los sistemas formados por: un generador y la red representada por un generador equivalente. En condiciones normales, el Angulo δ que representa el desfase entre E A y E B tendrá un valor en torno a los 30 o. Si se produjeran oscilaciones, el ángulo aumenta considerablemente desplazándose el punto de funcionamiento de la máquina por una 49


de las curvas descritas en la figura 33. El Sentido de desplazamiento dependerá de la velocidad del generador respecto a la red equivalente.

ZSB

ZSA XT

EB

XG

ZS

EA

G

G

B

A

jX

Impedancia cuando:

A

EB/EA ZS Z 8

ZSA E B / E



XT

A

ZR Z SG

≅

X G

δ R

O

EB/EA

B

Figura 33. Lugar geométrico de la impedancia en un deslizamiento polar

n(EB) > n(EA) → desplazamiento de derecha a izquierda. n(EB) < n(EA) → desplazamiento de izquierda a derecha. La protección de pérdida de sincronismo se puede realizar con otras características distinta a vista anteriormente, pero también basados en la medida de la impedancia.

50


1.5.1.13.

Protección contra Sobrecorriente Temporizada de Fase dependiente del Voltaje (51V).

Esta protección proporciona respaldo al diferencial (87) y asimismo opera para fallas aguas abajo que no hayan sido despejadas por otros relés. Estos relés permiten ajustes menores de la corriente de carga del generador para proporcionar mayor sensibilidad para fallas en el sistema. El relé de sobrecorriente (51V) deshabilita el disparo por sobrecorriente hasta que el voltaje caiga por el nivel ajustado. La protección de sobrecorriente puede ser restringida seguramente por la unidad de voltaje del relé (51V). El relé (51V) cambia el arranque (pickup) de la unidad de sobrecorriente en proporción al voltaje. El arranque desensibiliza el relé para corrientes de carga mientras que incrementa la sensibilidad para fallas las cuales abarquen el voltaje y permite el arranque (pickup) del relé.

% del Voltaje Nominal

Corriente de Arranque Porcentaje del Ajuste de Arranque 100

75

75

50

50

25

25 25

Tabla 3. Características de Voltaje y Corriente en la Operación con Restricción de Voltaje

También permite contar con la mayor sensibilidad que se requiere por la capacidad limitada del generador para suministrar corriente sostenida de cortocircuito. Este elemento deberá coordinarse con los relés de sobrecorriente conectados aguas abajo del sistema. En la operación restringida por voltaje, la corriente de arranque del elemento de sobrecorriente está siempre activa y varía en forma continua con el voltaje, haciéndose más sensible al disminuir el voltaje. Al definir la corriente de arranque del elemento controlado por voltaje, es muy importante que el relé pueda operar con la corriente sostenida de cortocircuito suministrada por el generador, que se calculará a partir de 1/Xd, donde Xd es la reactancia sincrónica del generador.

51


La corriente de arranque se define típicamente como un 80% de este valor. La calibración o ajuste de arranque típico para el elemento restringido por voltaje es de un 125% de la corriente de plena carga a voltaje normal. La selección de dial de tiempo y de curva característica deberá basarse en la coordinación con dispositivos aguas abajo y con un máximo valor de tiempo inferior a las curvas de capacidad de tiempo corto del generador y los dispositivos asociados, tal como un transformador elevador.

1.5.1.14.

Protección contra Sobrecorriente (50/51)

El tipo más simple de protección de respaldo es el relé de sobrecorriente instantánea y temporizada, ya sea de fase y de tierra, para una protección instantánea de fase y tierra, se denominan generalmente (50P y 50N respectivamente). Mientras que para que para la protección temporizada ya sea de fase y tierra se denominan generalmente (51P y 51N respectivamente). El relé 51P y 51N debe ser ajustado arriba de la corriente de carga, y la corriente de carga permitida por el neutro y debe tener suficiente retardo de tiempo para permitir las oscilaciones del generador. Al mismo tiempo, debe ser ajustado lo suficientemente bajo para disparar con falla de fases remota para varias condiciones del sistema. En muchos casos, el criterio de ajuste confiable no puede cumplirse sobre un sistema real El ajuste de arranque (pickup) de este tipo de relé deber ser normalmente de 1,5 a 2,0 veces la corriente nominal máxima del generador para prevenir disparos en falso del sistema. Los requerimientos de coordinación usualmente causan que el retardo de tiempo exceda de 0.5 segundos. Puesto que la corriente de falla del generador decae a cerca de la corriente nominal de plena carga de acuerdo a la reactancia síncrona y la constante de tiempo del generador, el ajuste de arranque (pickup) será muy alto para operar. Mientras que los relés de sobrecorriente instantánea de fase (50P) e instantáneo de tierra (50N), proporciona disparo de alta velocidad para cortocircuitos. La calibración o ajustes de ambos relés (50Py 50N) deben ser tales que no operen para 52


fallas o condiciones fuera de su zona de protección inmediata.

Este tipo de

protección tiene que ir coordinada con las protecciones 50P y 50N. Los relés modernos trabajan con curvas las que son de tiempo inverso, la característica de tiempo inverso será de acuerdo a los valores de los parámetros como son el exponente α esto según la norma. Al cual se asocia los otros parámetros del relé, conforme ha sido establecido por las normas ANSI o IEC, en la tabla 2 se indica estos valores. Característica Extramadamente Inversa Muy Inversa Inversa Inversa-Tiempo Largo Inversa-Tiempo Corto Extr. Inversa-Tiempo Corto Extr. Inversa-Tiempo Largo Muy Inversa-Tiempo Largo

ANSI A 6,407 2,855 0,0086 0,086 0,00172 1,281 64,07 28,55

B 0,025 0,0712 0,0185 0,185 0,0037 0,005 0,25 0,712

IEC C 1 1 1 1 1 1 1 1

P 2 2 0,02 0,02 2 2 2 0,02

K 80 13,5 0,14 122 -

2 1 0,02 1 α

Tabla 4: Características de curvas de tiempo inverso.

Para obtener la de tiempo inverso se tiene la siguiente formula ya sea para la norma ANSI o IEC.

ANSI ⎛ A ⎞ ⎛ 14 * n − 5 ⎞ + B ⎟ * ⎜ Tiempo de Disparo = ⎜ P ⎟ 9 ⎠ ⎝ M − C ⎠ ⎝

M=Múltiplos de la corriente de arranque. n = Ajuste del Dial de Tiempo (1-10)

IEC ⎛ K ⎞ Tiempo de Disparo = ⎜ α ⎟*n ⎝ M − 1 ⎠

M=Múltiplos de la corriente de arranque. n = Ajuste del Dial de Tiempo (0.05-1)

53


A continuación se muestra en la figura 34 una curva de tiempo inverso según la norma IEC. 100

⎛ K ⎞ Tiempo de Disparo = ⎜ β ⎟*n ⎝ M − 1 ⎠

10

s o d n u g e s n e o p m e i T

n=1 n=0,9 n=0,8 n=0,7 n=0,6 n=0,5 n=0,4

1

n=0,3 n=0,2

n=0,1 0,1 n=0,05

0,01 0,1

1

10

Corriente en Multiplos de Ajuste

Figura 34. Curva de tiempo Inverso según la norma IEC

54

100

1000


1.5.1.15.

Protección contra Sobrecorriente Direccional de Fase (67)

Esta función tiene limitada aplicabilidad en la protección del generador, pero se la incluye para agregar flexibilidad al relé. Por ejemplo, puede utilizarse en la protección de la conexión de un cogenerador y una fuente de la red eléctrica para lograr separación cuando ocurre una falla en el sistema de dicha red. Esta protección usa voltaje de secuencia positiva para polarizar la unidad direccional, y el ángulo de par máximo está definido como el ángulo en que la corriente de secuencia positiva (I1) se adelanta al voltaje de secuencia positiva (V1. La protección de sobrecorriente direccional es similar a la de sobrecorriente instantánea de fase; pero, además, se debe especificar la dirección del flujo de corriente. Se prefiere usar la tensión porque se su ángulo se mantiene relativamente constante durante una falla y usualmente se aplica lo siguiente: • Corriente fase R:

Tensión ST

• Corriente fase S:

Tensión TR

• Corriente fase T:

Tensión RS

Se debe notar que el ángulo de fase entre las corrientes y las tensiones mencionadas es aproximadamente de 90° de manera que para el cálculo se considera el valor en cuadratura. Sin embargo, su valor va a depender de la relación X/R del circuito de falla, por tanto se debe verificar que el ángulo de operación del relé es apropiado para obtener la máxima sensibilidad, a continuación en la siguiente figura 35 se muestran ejemplos de ajustes de ángulos.

Figura 35. Ejemplos de Ajustes – Ángulos de Par Máximos de 67P

55


1.5.1.16.

Protección contra Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N)

Esta protección cumple el mismo funcionamiento que el 67, pero esta protección usa voltaje de secuencia negativa para polarizar la unidad direccional, y el ángulo de par máximo está definido como el ángulo en que la corriente de secuencia negativa (I2) se adelanta al voltaje de secuencia negativa (V2). El elemento direccional, controla la operación de la unidad de sobrecorriente temporizada de tierra. La protección de sobrecorriente direccional a tierra es similar a la de sobrecorriente instantánea de tierra; pero, además, se debe especificar la dirección del flujo de corriente para la que se aplica la protección. El relé requiere una referencia o polarización con la que se efectúa el cálculo. Se prefiere usar la tensión homopolar por lo cual se debe ajustar el ángulo de máxima sensibilidad según el sistema de puesta a tierra. Como referencia se indica: • Sistema de transmisión con puesta a tierra directa -60° • Redes de distribución con puesta a tierra directa -45° • Sistema con puesta a tierra a través de resistencia 0° Para una mejor evaluación de la condición de falla se utiliza también el valor de ambas magnitudes la corriente homopolar y la tensión homopolar, de manera que el relé viene a ser de “potencia homopolar”, a continuación en la siguiente figura 36 se muestran ejemplos de ajustes de ángulos.

Figura 36. Ejemplo de Ajustes – Ángulos de Para Máximos de Secuencia Negativa

56


1.5.2.

ETAPA DE TRANSFORMACIÓN.

En una etapa de transformación encontramos los siguientes elementos: 

Transformador de potencia.



Disyuntor.



Seccionadores de línea y barra.




BARRA PRINCIPAL (SALIDA)

SECCIONADOR

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE (TC) ETAPA DE TRANSFORMACION


TRANSFORMADOR DE POTENCIA

BARRA

Figura 37. Principales componentes de una etapa de Transformación.

Para esta etapa los transformadores tienen gran importancia dentro de los sistemas de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, pues han permitido la preponderancia de la corriente alterna. 57


La capacidad de utilizar en cada sector los niveles de tensión más apropiados y económicos, atendiendo a factores como: potencia a transmitir, seguridad de utilización, longitud de líneas, etc. Tomaremos el estudio de los transformadores de potencia, puesto que en la central Saucay el transformador posee una potencia 10 MVA, lo que nos lleva a estudiar las protecciones típicas que se aplican en transformadores, basándose en las protecciones que están actualmente instaladas en la Central Saucay. 1.5.2.1.

Protección diferencial de transformadores (87T).

La protección diferencial es de suma importancia ya que no sólo elimina todos los cortocircuitos internos, si no aquellos que se dan entre espiras, y también fallas debidas a arcos eléctricos en los aisladores. La protección frente a los cortocircuitos se puede hacer con cortacircuitos fusibles o relés magnéticos localizados en el primario. Mientras dure el cortocircuito, el transformador debe soportarlo, tanto eléctricamente como mecánicamente. En el montaje diferencial se comparan las corrientes a la entrada y a al salida del aparato protegido. El relé diferencial entra en acción cuando es atravesado por una corriente diferencial que sobrepasa un cierto valor. En el caso de transformadores, la corriente magnetizante provoca en todos los casos, la aparición de una corriente diferencial. Por esta razón, el relé debe regularse para funcionar por encima de una corriente mínima de funcionamiento, valor que es superior a la corriente diferencial correspondiente al valor más elevado que pueda tomar la corriente magnetizante. Normalmente la corriente mínima de funcionamiento del relé diferencial, esta comprendida entre 20 y 45% de la corriente nominal del transformador, esto tomado como regulación base. Para alimentar los órganos de la protección diferencial, hay que utilizar

trasformadores de corriente de diversos tipos,

funcionando con voltajes diferentes, recuérdese que el voltaje primario y secundario de los transformadores tiene distinto valor. Es inevitable que estos transformadores de corriente no midan las corrientes de cortocircuito

que atraviesan por el

transformador con los mismos errores de relación de transformación. Siendo este el 58


caso la figura 38, el relé diferencial

TG, comprende

dos sistemas

electromagnéticos, con armaduras acopladas que actúan en sentido inverso una con respecto de otra. Y

Y

Y

Y

A I=0 TG

I TG

H

a

b

Figura 38. Esquema del principio de la protección diferencial: TG = Relé diferencial. H = Bobina de retención. A = Bobina de desconexión.

∆I

= Corriente diferencial. a) Defecto situado en el exterior. El relé TG no funciona. b) Defecto interno. El

relé TG funciona y provoca la desconexión del disyuntor del transformador.

El electroimán de desconexión A, es atravesado por la corriente diferencial, el electroimán de retención H, en serie con los dos transformadores de medida, está influenciado por la corriente de servicio. El objeto del equipo móvil del relé diferencial esta acoplado sobre una frecuencia mecánica propia que corresponde a la frecuencia de la red, y esta disposición actúa sobre su circuito de desconexión por medio de un contacto auxiliar ligeramente temporizado. Durante una operación de conexión del contacto del relé se abre, y después se cierra, rítmicamente, por lo tanto, no se da la orden de desconexión, por el contrario, en el caso de un defecto en el transformador, la corriente del relé se cierra francamente, lo que provoca la apertura del disyuntor. En el caso de los transformadores aparecen otras corrientes diferenciales que no son de falla, y que se deben principalmente a: 

La corriente de magnetización inicial.



A los errores propios de los TC´s localizados en ambos extremos del transformador.



A un ajuste no perfecto de las relaciones de transformación de los TC´s.



A la posible conexión del transformador de potencia en taps distintos. 59


Debido a los factores anteriores, se deben usar relés diferenciales compensados, que tengan diferencias porcentuales de tal forma que puedan compensar tales alteraciones. Entonces se tiene algunas consideraciones adicionales las cuales son: 

Debido a que tienen normalmente distinto voltaje en sus devanados primario y secundario; las corrientes de entrada y salida son distintas, y en consecuencia se requieren transformadores de corriente con distinta relación de transformación.



Debido a que las conexiones de cada uno de los devanados pueden ser distintas por ejemplo, delta/estrella, entonces las corrientes medidas en cada uno de los devanados, tienen un desfasamiento de 30°.

La selección apropiada de las relaciones de transformación de los TC´s debe corresponder a la máxima condición de carga del transformador de potencia, esto significa la capacidad en su último paso de enfriamiento. La conexión de los TC´s a los relés, debe respetar los requisitos básicos cubriendo las siguientes prioridades: •

El relé diferencial no debe operar para carga o para falla externa.

•

El relé diferencial debe operar para falla interna suficientemente severa.

La aplicación de esta protección diferencial es para unidades generador transformador con transformadores de poder de 2 a 3 devanados y el propósito de la misma es detectar fallas de fase en la zona protegida. También puede detectar fallas a tierra y fallas entre espiras. Su característica principal es sensibilidad, velocidad y absoluta discriminación. Por lo general la protección más adecuada para un transformador de potencia que se encuentra en la red con una unidad de generación, como se da en el caso del generador 3 y 4 de la central Saucay, es con relés diferenciales, que puede ser conectado para incluir al generador, al transformador o al grupo generador transformador. Este arreglo de protección diferencial para el grupo provee una cobertura adicional para máquinas rotacionales. Este esquema típico de protección grupo generador transformador es el que se observa en la figura 39.

60


87TG

G

87G

Figura 39. Esquema del grupo generador-transformador (87TG)

1.5.2.2.

Protección contra Sobrecorriente (50/51)

Una falla externa a un transformador resulta en una sobrecarga la cual puede causar fallas en el mismo si ésta no es despejada rápidamente. El transformador debe ser aislado antes que ocurra el daño usando relés de sobrecorriente. En bancos de transformadores pequeños, los relés de sobrecorriente pueden ser usados para proteger fallas internas, mientras que en bancos grandes su uso es para la protección de respaldo de los relés diferenciales. Los relés modernos en la actualidad tiene funciones de sobrecorriente temporizada de fase y de tierra (51P y 51N respectivamente), esta función de protección nos ayuda a proteger al transformador contra sobrecargas, es temporizada ya que se espera un tiempo para que se reponga el sistema, caso contrario si el problema de sobrecarga persiste la función de sobrecorriente temporizada dispara al interruptor del transformador. Este tipo de función tiene que ir coordinada con la función 50P y 50N, ya que para fallas de sobrecarga el primero que tiene que actuar es la de sobrecorriente temporizada, y no debe actuar la función instantánea, esta protección protege tanto el devanado primario como al secundario, ya que esta función observa los devanados por medio de los Tc´s. 61


Mientras que cuando se tiene fallas de cortocircuito, los relés modernos cuentan con funciones de sobrecorriente instantánea de fase y de tierra (50P y 50N respectivamente), entonces las funciones de sobrecorriente instantánea de fase y sobrecorriente instantánea de tierra proporcionan disparo de alta rapidez, para corrientes de fallas grandes. Estas protecciones son similares a las protecciones de sobrecorriente instantánea y temporizada (50/51) como se indico en la etapa de generación igualmente trabajan con curvas de tiempo inverso como se indico en la tabla 4 de la etapa de generación. 1.5.2.3.

Protección contra Sobrecorriente de Secuencia negativa (46)

La protección contra Sobrecorriente de Secuencia Negativa proporciona protección contra posibles daños debido a fallas desbalanceadas y conductores abiertos. El ajuste de arranque (pickup) de esta función puede estar seteado debajo de la carga del sistema para incrementar la sensibilidad para respaldar fallas entre fases de los equipos de protección de alimentadores en nuestro caso salida de línea. Esta función tiene un electo de tiempo definido y un electo de tiempo inverso. El valor de arranque (pickup) de tiempo definido y de tiempo de operación definido son típicamente asociados con una función de alarma. El elemento de tiempo inverso es típicamente asociado con una función de disparo. La función de tiempo inverso puede ser seleccionada con una de las 8 familias de curva: definida, inversa, muy inversa, extremadamente inversa, y 4 curvas IEC, se selecciona los ajuste de arranque (pickup) y dial de tiempo. La protección no debe operara para fallas en el sistema que deben ser libradas por los equipos de protección de alimentadores/líneas. El uso de la protección 46 permite una protección de respaldo sensitiva independiente de la corriente de carga. Si la protección 51 es usada, esta debe ser ajustada para coordinar con la corriente de carga y resultará en una protección menos sensitiva. La protección 46 será ajustada para coordinar con los dispositivos aguas debajo de los alimentadores o salida de línea protegida.

62


1.5.3.

ETAPA DE SALIDA DE LÍNEA.

Es importante definir los elementos principales que conforman la etapa de salida de línea, siendo estos: 

Interruptor de potencia (SF6, Vacío).



Seccionadores de barra.






Transformadores de potencial.



Pararrayos (opcional).

SECCIONADOR

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE (TC)

ETAPA DE SALIDA DE LINEA


SECCIONADOR BARRA

INTERRUPTOR DE POTENCIA TRANSFORMADOR DE POTENCIA

ETAPA DE TRANSFORMACION

Figura 39. Principales componentes de una etapa de salida de línea.

63


Este tipo de protección deben estar diseñadas para producir la desconexión de las líneas de transmisión y de la subestación en caso de fallas debidas a cortocircuitos, sobrevoltajes, etc., con el fin de aislar la parte fallada y preservar la integridad de los equipos involucrados de la central o del Sistema Interconectado (SNI). 1.5.3.1.

Protección diferencial de barras (87B)

La protección diferencial es el método más sensible y confiable para proteger las barras colectoras de un sistema de potencia. El principio básico de este método, es que la suma fasorial de todas las corrientes medidas que entran y salen de la barra debe ser cero, a menos que exista una falla dentro de la zona protegida. Para una falla que no se encuentre en esta zona, la dirección instantánea de al menos una de las corrientes es opuesta a las otras. Existen dos tipos de fallas que pueden afectar la protección diferencial de barras, como son las internas y externas. Para condiciones normales o de falla externa, la sumatoria de las corrientes que entran va a ser igual a la sumatoria de las corrientes que salen, por lo tanto la corriente de operación del relé Io tendrá un valor de cero, o sea el relé no opera. En cambio para condiciones de fallas internas, estas dos sumatorias no serán iguales por lo que el relé operará debido a que existe una corriente en su bobina de operación. Las causas más comunes de fallas internas se deben a: operaciones erróneas, animales o fallas de los interruptores. Pero en cualquiera de los dos casos de falla siempre existe un problema común en la protección diferencial, que es la saturación de los transformadores de corriente, debido a un gran número de circuitos conectados a la barra y a los diferentes niveles de energización. La saturación de los TC’s pueden darse a corrientes AC o corrientes DC. Esta saturación podemos darle solución de la siguiente manera:

•

Usando TC’s con núcleos magnéticos de mayor sección transversal.

•

Usando TC’s con circuitos magnéticos de alta reluctancia (mayor espacio en el entrehierro). 64


•

Usando TC’s con circuitos magnéticos de aire, madera, etc (acopladores lineales).

•

Usando bobinas de retención para evitar falsos disparos debido a casos de pequeños desequilibrios de corriente.

•

Usando un relé diferencial de anti-impedancia con circuito resonante.

•

Usando relés diferenciales de porcentaje variable diseñados para ser insensible a la saturación DC.

La información requerida para preparar un esquema de protección de barras es muy importante debido a que incluye muchos factores, como lo son el económico, la simplicidad, la velocidad, etc. Entre la información más relevante está: •

Forma de configuración de la barra, es decir un arreglo de barra sencilla, doble, etc

•

Corrientes de falla en la barra máxima y mínima (fase a tierra y trifásica).

•

Características de los CT’s: relación, ubicación, clase de exactitud, curva de saturación.

•

1.5.3.2.

Velocidad de operación. Protección contra Sobrecorriente (50/51)

Para las etapas instantáneas (50) ó a temporizaciones (51) estas tanto para fase y neutro como se dijo tanto en la etapa de generación como la de transformación, debe ser considerado un margen de seguridad del 35%, con el fin de tomar en cuenta a la componente periódica del cortocircuito. Para las etapas temporizadas, se adoptará un margen del 20%. La protección de corriente mide permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que se pueden producir en un cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es una función del valor de la corriente y puede ser: •

De tiempo definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51)

65


•

De tiempo inverso cuya operación depende del tiempo según una función exponencial establecida por la siguiente expresión, según las normas americanas y europeas. ANSI

⎛ A ⎞ ⎛ 14 * n − 5 ⎞ + B ⎟ * ⎜ Tiempo de Disparo = ⎜ P ⎟ 9 ⎠ ⎝ M − C ⎠ ⎝

M=Múltiplos de la corriente de arranque. n = Ajuste del Dial de Tiempo (1-10) IEC ⎛ K ⎞ Tiempo de Disparo = ⎜ α ⎟*n ⎝ M − 1 ⎠

M=Múltiplos de la corriente de arranque. n = Ajuste del Dial de Tiempo (0.05-1) Como pedemos observar se utilizan las mismas formulas que se utilizaron tanto en la etapa de generación y transformación, claro que va ser diferente su calibración, se calculan las corrientes de cortocircuito vistas por el relé (cuando, éste está en el nivel de media tensión) ante fallas en barras de AT. En el cálculo de dichas corrientes intervienen la impedancia transitoria NO SATURADA (por solicitud de TRANSENER) del generador y la de cortocircuito del transformador. Luego se aplica un porcentaje y con el valor resultante se ajusta la protección. El tiempo de operación se ajusta para fallas en bornes del transformador elevador lado alta tensión en: t = 2 a 2.5 s 66


La protección 51 se coordina con la del transformador, la cual deberá necesariamente coordinarse con las líneas de salida en AT. En el caso de la protección 50 se calculan las corrientes de cortocircuito en bornes del generador y luego de aplicarse un porcentaje, con este valor se ajusta el relé, como se ha mencionado precedentemente. El tiempo de operación siempre se corresponde con el límite inferior del rango del relé, por supuesto que si dicho límite de ajuste de tiempos no es 0 s, si no un valor superior (por ej. 0.1 s) el instantáneo se ajusta para este valor). t = instantáneo 1.5.3.3.

Protección de Sobrecorriente de Fase Direccional (67)

Esta tipo de protección es muy similar a la protección 67 que se explico en la etapa de generación, pero teniendo en cuenta que se trata de diferentes etapas, el 67P de sobrecorriente de fase direccional temporizada se usa para ofrecer protección de sobrecorriente en una sola dirección (sentido) del flujo de energía. Esto se aplica en líneas de subtransmisión paralelas o subestaciones de dos extremos con fuentes múltiples. Igualmente trabaja con múltiples curvas de tiempo y diales de tiempo, para la coordinación precisa con otros dispositivos del sistema La polarización del 67P es provista por el voltaje de secuencia positiva (V1) del sistema. Es sensible hasta 1 VCA entre fases (línea a línea). Si el voltaje de polarización cae por debajo de este nivel, el 67P perderá su dirección y no va a disparar. La protección 67P se ejecuta comparando el voltaje de secuencia positiva (V1) con la dirección de la corriente de secuencia positiva (I1). El ángulo de par está definido en 0 a 355 grados en pasos de 5 grados (I 1 adelantado a V1), con un ancho de sector de 180 grados. La figura 40 presenta ejemplos de diversos ajustes del ángulo de par. Nótese que cuando el voltaje detectado por el relé está en o cerca del punto de sensibilidad mínima de 1 voltio entre fases, el ángulo de ajuste puede desplazarse ± 10 grados. 67


El modo instantáneo se usa para coordinar con otros dispositivos de reposición instantánea, como los relés en estado sólido o basados en microprocesadores. En el modo instantáneo, el 67P se repondrá cuando la corriente caiga por debajo del ajuste de arranque durante medio ciclo.

Figura 40. Ejemplos de Ajustes – Ángulos de Par Máximos del 67

El modo retardado simula la acción de un relé de disco de inducción electromecánico. El 67P sigue una característica de reposición lenta que depende de la duración de la condición de sobrecorriente y de la magnitud de la corriente de carga que circula luego del evento. 1.5.3.4.

Protección de Sobrecorriente de Tierra Direccional (67N)

Esta tipo de protección es muy similar a la protección 67N que se explico en la etapa de generación, pero teniendo en cuenta que se trata de diferentes etapas, El 67N de sobrecorriente de tierra direccional temporizada se utiliza para ofrecer protección de sobrecorriente temporizada en una sola dirección del flujo de energía. Esta protección se aplica en líneas de subtransmisión paralelas o subestaciones de dos extremos con fuentes múltiples. Este tipo de protección también trabaja con múltiples curvas de tiempo y diales de tiempo para coordinar con otros dispositivos del sistema. La polarización del 67N es provista por el voltaje de secuencia negativa (V2) del sistema. Es sensible hasta 1 VCA entre fases. Si el voltaje de polarización cae por debajo de este nivel, el 67N perderá su dirección y no va a disparar.

68


Los nuevos relés basados en microprocesadores contienen una unidad direccional con sensibilidad de tierra, el elemento 67N puede polarizarse con voltaje de secuencia negativa (V2) o voltaje de secuencia cero (V0). La protección 67N se ejecuta comparando el voltaje de secuencia negativa (V2) con la dirección de la corriente de secuencia negativa (I2). El ángulo de par está definido en 0 a 355 grados en pasos de 5 grados (I2 adelantado a V2), con un ancho de sector de 180 grados. La figura 41 presenta ejemplos de diversos ajustes del ángulo de par. Nótese que cuando el voltaje detectado por el relé está en o cerca del punto de sensibilidad mínima de 1 voltio entre fases, el ángulo de ajuste puede desplazarse ± 10 grados.

Figura 41. Ejemplos de Ajustes – Ángulos de Par Máximos, y del 67N

En el modo instantáneo, el 67P se repondrá cuando la corriente caiga por debajo del ajuste de arranque durante medio ciclo. El modo retardado simula la acción de un relé de disco de inducción electromecánico. En este modo, la reposición del 67N sigue una característica de reposición lenta que depende de la duración de la condición de sobrecorriente y de la magnitud de la corriente de carga que circula luego del evento. 1.5.3.5.

Protección contra sobre/bajo voltaje (59/27)

En toda subestación se corre el riesgo de sufrir bajas de voltaje en sus barras debido a factores como desincronización en el momento de apertura o cierre del interruptor, fallas en las operaciones del sistema, etc.; de la misma manera se producen los sobrevoltajes. La protección de sobrevoltaje en líneas de transmisión se utiliza 69


normalmente como control de la tensión del sistema. En circuitos paralelos, en particular cuando las líneas son largas, es posible disminuir la tensión cuando el sistema se descarga súbitamente, desconectando uno de los circuitos, debido a que una línea presenta una impedancia capacitiva al sistema. El 59 de sobrevoltaje se incluye para fines de alarma y control cuando el sistema de voltaje aumenta excediendo un umbral predefinido. La protección 59 de sobrevoltaje debe ser separada del contacto de “Disparo Principal”.

La protección 59, debe

conectarse a una salida física si se desea alarma o disparo. El rango de retardo de tiempo disponible para cada función es de 0 a 60 segundos. La protección de bajo voltaje se incluye para fines de alarma y control cuando el voltaje del sistema cae por debajo de un umbral predefinido. Comúnmente los relés basados en microprocesadores proporcionan dos salidas lógicas con la protección 27: una para bajo voltaje monofásico, y uno para bajo voltaje trifásico. Para un voltaje bajo monofásico este opera cuando cualquiera de las fases cae por debajo del ajuste de bajo voltaje. Para un bajo voltaje trifásico este opera sólo cuando las tres fases caen por debajo del ajuste de bajo voltaje. Sus salidas lógicas deben direccionarse a salidas físicas si se desea alarma o disparo. La protección 27 puede también usarse para supervisar (control por par) otros elementos de protección, como el 51P. 1.5.3.6.

Protección de Distancia (21)

Los relés modernos incluyen en forma estándar dos zonas de protección de impedancia de fase hacia adelante (Zona1 y Zona 2) y dos zonas hacia atrás o en reversa (Zona 3 y Zona 4). Con esta protección, un determinado estilo de relé puede usarse en el lado de alta como en el lado de baja en ciertas subestaciones de distribución para aplicaciones de protección de alimentadores y subtransmisión. Esta puede aplicarse también para la protección de motores pequeños y medianos, donde las zonas hacia atrás protegerían contra la baja excitación. Las dos zonas de protección de impedancia hacia adelante y las dos zonas hacia atrás están disponibles con una característica circular conocida generalmente como círculo MHO, asimismo 70


todas las zonas tienen una característica MHO variable que asegura la protección cerca del origen del diagrama R-X. Las dos zonas hacia adelante tienen un alcance máximo de 0,1-50,0 ohms. El ángulo de máximo alcance es ajustable desde 10,0 a 90,0 grados. El retardo de tiempo disponible es de 0,0 a 10 segundos. Las dos zonas hacia atrás tienen características idénticas, excepto que el ángulo de máximo alcance está en dirección reversa con un rango de 190,0-270,0 grados. Todas las zonas cuentan con supervisión opcional por corriente de secuencia positiva I1 con un rango ajustable de corriente de 1,0-6,0 amperios. En los relés basados en microprocesadores, todas las zonas del 21 tienen una característica de memoria de voltaje para seis (6) ciclos. Esto es importante porque si el relé observa un cierre en falla donde no hubiera voltaje o éste fuera insuficiente para la operación del elemento de distancia debido a un colapso [hundimiento] de voltaje, la memoria de seis ciclos de voltaje permitirá que funcione la unidad de protección.

Figura 42. Características de la Protección de Distancia (21) de Cuatro Zonas

Todas estas protecciones que se estudiaron en las diferentes etapas de una central hidroeléctrica, son las necesarias para proteger dichas etapas, el número de protecciones a utilizarse va de acuerdo a la capacidad del generador, transformador y la salida de línea, a continuación se muestra un diagrama general que tiene un tablero de una centra hidroeléctrica.

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1.6. ORGANIGRAMA QUE MUESTRA LOS PRINCIAPLES SISTEMAS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y SEÑALIZACIÓN PARA UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

TABLEROS DE LA CENTRAL

CONTROL Y MANIOBRA

INSTRUMENTOS DE MEDICION

INSTRUMENTOS D REGULACION

SEÑALIZACION Y SINCRONIZACION

PROTECCION

APARATOS DE MANIOBRA

POR SOBRE CORRIENTE

POR SOBRE TENSION

POR SOBRE TEMPERATURA

ALARMAS

SINCRONIZACION

Figura 43. Organigrama de los tableros de control en la planta hidroeléctrica.

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Capitulo1 Diseno de Automatizacion de Protecciones Para Fase I de Central Hidroelectrica Saucay

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