Energización Fuera de Fase: Impacto sobre el e l Equipo Equi po Eléct Eléctrico rico Primario y Formas de Prevenirla Prevenirla Mauricio Sosa Aguiluz Comisión Federal de Electricidad
[email protected] R esumen esumen — Una energización fuera de fase es un evento indeseable para una unidad generadora de energía eléctrica. Dependiendo principalmente de la diferencia angular entre generador y bus al momento de cierre del interruptor de máquina, así como de la velocidad con que las protecciones eléctricas libran la falla, los daños al equipo eléctrico primario varian significativamente, desde que no los haya hasta daños irreparables del interruptor de máquina, del transformador principal, del generador eléctrico y su primomotor. Este documento presenta los resultados del análisis de eventos de energización fuera de fase ocurridos entre 2006 y 2013, con un resumen de los más relevantes, los daños al equipo eléctrico primario y recomendaciones para reducir su ocurrencia
Palabras clave — Energización Energización fuera de fase, protección de generadores, esquemas de sincronismo.
I. INTRODUCCIÓN Es bien sabido que los sistemas eléctricos de potencia son un conjunto de equipos eléctricos primarios para cumplir el propósito del suministro suministro del fluido eléctrico eléctrico tan necesario necesario hoy en día para la vida humana “normal”. Para ello necesitamos una red de distribución y comercialización, una red de transmisión y sí, por supuesto, un conjunto de generadores eléctricos con los tipos de primomotores que estén a nuestro alcance, dependiendo de las fuentes de energía primarias disponibles: aire, agua, petróleo, gas, etc., como son turbinas hidráulicas, turbinas eólicas, turbinas de vapor en centrales termoeléctricas sean del tipo convencional, geotérmica, nuclear, carbón, gas natural, combustóleo; turbinas de gas, motores diésel, etc., en los cuales se produce la energía eléctrica y se instalan lo más cercano posible a los centros de carga o a las fuentes de energía primaria. Dado que la energía eléctrica es un producto que no es posible almacenar, almacenar, ya que es un producto que se produce, transporta, distribuye, comercializa y consume en el mismo instante, se requiere un constante equilibrio entre la generación y la carga, razón por la cual cuando esta última se incrementa, requerimos poner en servicio una o más unidades generadoras y si se reduce, se requiere sacar de servicio unidades. Como la generación del sistema eléctrico es la suma de todos los generadores acoplados en paralelo en ese momento, se puede decir que se trata de un sistema infinito ó bus infinito, en el cual es difícil que la frecuencia ó el voltaje varíen por la cantidad de generadores conectados en paralelo. Para poder acoplar el nuevo generador al sistema eléctrico, se requiere una serie de maniobras complejas para
conectarla al sistema eléctrico de potencia, y que aporte potencia eléctrica. eléctrica. A este proceso se le llama “sincronización ” y es precisamente precisamente llamada así porque es necesario necesario que se cumplan las condiciones indicadas en las normas IEEE 672005 “IEEE Guide for Operation and Maintenance of Turbine Generators ”, Sección 7.4.2 Synchronization [1] y IEEE C37.102-2006 “IEEE Guide for AC Generator Protection ”, Sección 5.7 Synchronizing [2], las cuales son:
Misma secuencia de fases. Correspondencia de fases. Igual voltaje (se permite una diferencia de 0 a +5%, el voltaje del generador debe ser mayor al voltaje del bus o sistema al cual sincroniza). Igual frecuencia (se permite un deslizamiento de frecuencia menor a 0.067 Hz, lo que equivale a 1 revolución del sincronoscopio cada 15 segundos). Adicionalmente se recomienda que sea con máquina acelerada (la aguja del sincronoscopio deberá estar girando hacia “rápido” o “fast ”) para prevenir motorización del generador y un posible disparo. Ángulo de fase menor a ± 10° eléctricos (con este valor de 10°, se obtiene una magnitud de 0.18 pu entre potenciales, potenciales, con lo lo que se alcanzarían alcanzarían 1.8 pu de corriente corriente considerando en promedio la reactancia subtransitoria X d de 0.1 pu. Si el ángulo es de 5°, se reduce a 0.1 pu con lo que se alcanzaría 1 pu de corriente). ´´
Si bien el esquema de sincronismo es muy importante, en muchos casos es minimizado erróneamente, debido a que no se consideran los daños que pueden ocurrir en este tipo de eventos ó al exceso de confianza de considerar que “a nosotros eso no nos pasará…..” ó “nuestro operador está está bien entrenado…..”, hasta que ocurre un evento de este tipo.
II. ESQUEMAS DE SINCRONISMO El esquema de sincronismo se alimenta por medio de la señal de voltaje obtenida desde los transformadores de potencial (TP’s) del generador y del bus al cual se va a conectar, sea del mismo nivel de voltaje ó de voltaje distinto al del generador eléctrico, a partir de las cuales se hace la comparación de los parámetros de magnitud de potenciales y frecuencias, así como la diferencia angular entre el generador y el sistema. Si el esquema de sincronismo es trifásico, también se puede obtener la secuencia de fases.
Básicamente, existen 3 tipos de esquemas de sincronismo [2], [4], los cuales son:
considera de alto riesgo, al estar sujeto a la posibilidad del error humano.
Manual (con ménsula de sincronismo). Manual (con ménsula de sincronismo) y verificador de sincronismo. Automática (sincronizador).
Veamos los puntos más importantes de cada uno de ellos: A. Sincronización manual.
En este esquema de sincronismo, el operador de unidad realiza los ajustes de voltaje y frecuencia en forma manual observando la ménsula de sincronismo, hasta igualar las magnitudes de voltaje e igualar la frecuencia, y una vez lograda esta condición, realiza la orden de cierre del interruptor de máquina cuando la aguja del sincronoscopio está lo más cercana a cero y con límites permisibles dentro de ± 10 grados. Ver figura 1. PRIMOMOTOR
GENERADOR CA
INTERRUPTOR DE MAQUINA 52G
BUS AJUSTE DE VELOCIDAD
AJUSTE DE VOLTAJE
Figura 2.- Ménsula de sincronismo completa.
B. Sincronización manual con veri ficador de sincronismo.
En este esquema de sincronismo, el operador de unidad realiza los ajustes de voltaje y frecuencia de forma similar a la sincronización manual. La diferencia es que aun cuando realice la orden de cierre del interruptor en condiciones no óptimas, el cierre del interruptor no se completará debido a que el contacto del verificador de sincronismo no da el permisivo de cierre, hasta que haya las condiciones adecuadas para sincronizar la unidad. Ver figura 3. PRIMOMOTOR
MENSULA DE SINCRONISMO
GENERADOR CA
INTERRUPTOR DE MAQUINA 52G
Figura 1.- Diagrama a bloques de un esquema de sincronismo manual.
Algunos sincronoscopios tienen marcado en la carátula la sección angular donde puede realizarse el cierre del interruptor en forma segura, siempre y cuando se cumplan las demás condiciones. Una ménsula de sincronismo completa (ver Figura 2) incluye los siguientes elementos:
Voltímetro de bus Voltímetro de generador Frecuencímetro de bus Frecuencímetro de generador Sincronoscopio Lámparas de sincronismo
Por lo general se ocupa el método de lámparas apagadas por ser monofásica la ménsula de sincronismo, si el esquema es trifásico, debe usarse el método de 2 lámparas encendidas y una apagada para asegurar el momento justo de coincidencia de frecuencia, método que además permite verificar la secuencia de fases. Este tipo de esquema de sincronismo manual es totalmente dependiente del conocimiento, habilidad y entrenamiento del operador de unidad, por lo que se
AJUSTE DE
AJUSTE DE
VELOCIDAD
VOLTAJE
VERIFICADOR DE SINCRONISMO
BUS
MENSULA DE SINCRONISMO
Figura 3.- Diagrama a bloques de un esquema de sincronismo manual con verificador de sincronismo.
Este tipo de esquema es dependiente del conocimiento y habilidad del operador de unidad, así como del correcto alambrado y ajuste del verificador de sincronismo, pero es más seguro que el esquema de sincronismo manual, por lo que se considera de riesgo medio, ya que reduce significativamente la posibilidad del error humano del operador de unidad. Se recomienda que el verificador sea del tipo que evalúa el ángulo de fase, la diferencia de voltaje y el deslizamiento de frecuencia y no solamente ángulo de fase, aunque siempre será preferible tenerlo limitado a no tenerlo. C. Sincronizador automático
En este esquema de sincronismo, el sincronizador automático realiza los ajustes de voltaje y frecuencia sin intervención del operador de unidad y ejecuta la orden de cierre del interruptor de maquina en cuanto cumple con las condiciones requeridas para sincronización. Ver figura 4. En
este caso la intervención del operador es únicamente para poner en servicio el sincronizador automático, mismo que por lo general se autodeshabilita cuando se recibe la señal de que el interruptor de máquina ha cerrado. PRIMOMOTOR
GENERADOR CA
INTERRUPTOR DE MAQUINA 52G
AJUSTE DE VELOCIDAD
VERIFICADOR DE SINCRONISMO
AJUSTE DE VOLTAJE
En el registro se tiene una diferencia angular de 33.91° eléctricos entre los potenciales de la fase del bus y del generador y, para este caso, considerando el defasamiento de 30° por la delta del transformador elevador, se tiene una diferencia angular de 3.91° en la sincronización, asumiendo que los errores de los transformadores de potencial TP’s y del transformador elevador deben ser menores a 1° eléctrico y de hecho deben ser del orden de minutos.
BUS
SINCRONIZADOR AUTOMÁTICO
MENSULA DE SINCRONISMO
Figura 4.- Diagrama a bloques de un esquema de sincronismo automático.
Este es un esquema totalmente independiente del conocimiento y habilidad del operador de unidad, por lo que se considera muy seguro. Sin embargo, se recomienda que también se supervise con un verificador de sincronismo ante una eventual falla de este equipo o errores de alambrado o de ajuste, por lo que entonces el contacto del verificador debe quedar en serie con el paralelo de los contactos permisivos de la sincronización manual y de la sincronización automática. Ver figura 5.
Figura 6.- Oscilograma de una conexión de unidad generadora realizada con un sincronizador automático con una diferencia angular de 3.91°. Las corrientes de fase en la sincronización son de valores entre 0.2 y 0.5 pu.
+ PERMISIVO DE VELOCIDAD PERMISIVO DE EXCITACION
43SS
43SS
MANUAL
AUTOMATICO
43SS MENSULA DENTRO
25A CIERRE
52G CS CIERRE
25X CHECK SYNC
86G Y OTROS
Figura 7.- Detalle del oscilograma de la figura 6 en la que la diferencia angular obtenida son 1.57 milisegundos, correspondientes a 33.91° y considerando los 30° del defasamiento angular de la conexión en delta de los devanados de baja del transformador elevador, queda en 3.91°.
PERMISIVOS
BOBINA DE CIERRE
III.
ENERGIZACIÓN FUERA DE FASE.
52b
-
Figura 5.- Diagrama parcial de control de cierre del interruptor de máquina con sincronización automática y manual. El verificador de sincronismo 25X debe supervisar tanto el modo manual 52 CS como el sincronizador automático 25A y ser preferentemente un equipo independiente.
Mediante el uso de sincronizadores automáticos, normalmente se logran sincronizaciones dentro de ±5°, lo cual se traduce en una sincronización de bajo esfuerzo para la unidad generadora. Ver las figuras 6 y 7.
Al evento de cierre del interruptor de máquina cuando se realiza si las condiciones para la sincronización de la unidad no se han cumplido, se le llama “energización fuera de fase”, siendo las condiciones más comunes en no cumplirse el ángulo de fase y el deslizamiento de frecuencia. Esta condición es un cortocircuito trifásico entre dos fuentes de potencia, el generador a conectarse y el sistema eléctrico de potencia, normalmente en condiciones de bus infinito, cuyo peor caso teóricamente sería el correspondiente a una diferencia angular de 180°, ya que en este caso el potencial aplicado en el cortocircuito es de 2 pu y no de 1 pu
como lo sería en una falla trifásica en terminales, estando la máquina conectada o en vacío, por lo que la corriente de cortocircuito podría ser mayor de 10 veces la corriente nominal del generador. En un cortocircuito trifásico en terminales el valor de la corriente es de 6 a 10 veces la corriente nominal del generador y para algunas máquinas este valor puede ser destructivo, razón por la cual uno de los métodos utilizados para minimizar esta posibilidad es el uso del bus de fase aislada. Un caso similar se tendría en esquemas de sincronización lenta [3]. Entre las principales causas de una energización fuera de fase, dependiendo del tipo de esquema de sincronismo con que cuente la unidad, tenemos:
Falla humana (se marcaron con * los que se consideran falla humana en otros puntos de este listado) : Falta de conocimiento, habilidad y entrenamiento del operador de unidad. Exceso de confianza y/o distracciones. Prácticas incorrectas de operación. Falla de los circuitos de potenciales para sincronismo (*) de lado bus ó de lado generador: Terminales flojas o sueltas. Polaridad invertida. Carrito de transformadores de potencial TP’s mal insertado ó con falseos. Conexiones de fase incorrectas. Código de colores de cables de control no controlado ó mal aplicado. Falla del cableado del circuito de cierre del interruptor de máquina. Falla de aislamiento del cableado. Conexiones incorrectas. (*) Puenteo accidental de terminales. (*) Falla del equipo verificador y/o del sincronizador. Ajustes incorrectos (*). Falla del contacto de cierre. Pérdida de calibración del equipo. Falla interna del equipo.
Falla del interruptor de máquina. Falla del mecanismo de cierre en forma tripolar y, si el interruptor es compartido en un arreglo de interruptor y medio con una línea de transmisión con DRM, en forma monopolar. Falla del aislamiento del interruptor provocando falla a tierra ó bien, un flash-over .
Se pudiera considerar que el flash-over es una forma especial de energización fuera de fase, ya sea externo ó interno, aunque el interlock debe ser distinto para cada caso: en una energización fuera de fase, bastará con disparar el interruptor de máquina de la unidad generadora, sin embargo, en un flashover, será necesario “ barrer ” el bus al
cual se pretendía conectar la unidad porque no será suficiente abrir el interruptor para librar la falla, dado que está abierto. Las consecuencias de una energización fuera de fase pueden ser muy variadas, tales como:
Daños en el transformador principal; bobinas, boquillas, empalmes y en casos graves hasta el núcleo puede resultar con daños. Por lo general hay generación de gases producto del arco eléctrico interno que hace operar las protecciones Buccholz 63B y/o la válvula de sobrepresión 63P.
Daños en cámaras del interruptor de máquina, pudiendo destruirlo si se excede la capacidad interruptiva.
Daños a devanados del generador eléctrico debido al esfuerzo electromecánico: se revientan amarres de los devanados, sobrecalentamientos, se producen fisuras y descascaramientos en los aislamientos que pueden originar fallas a tierra ó entre fases.
Desalineamiento del turbogrupo y daños a chumaceras y/o al eje del turbogrupo, lo que consecuentemente se reflejará en aumento de vibraciones.
Daños severos e inclusive destrucción del motor de combustión interna si la unidad tiene este tipo de primomotor. A diferencia de un turbogenerador, que flota sobre aceite, las bielas de un motor de combustión interna no pueden cambiar instantáneamente de posición.
Las consecuencias de una energización fuera de fase hacia el sistema eléctrico de potencia también son variadas:
Esfuerzos en transformadores principales y generadores de otras unidades conectadas al mismo bus, dando lugar a fallas (la falla que ponga fuera de servicio el transformador puede ocurrir en el futuro, pero la causa raíz seguramente tendrá su origen en este evento).
Disparo de otras unidades generadoras conectadas al mismo bus (puede haber varias causas, entre ellas la saturación de transformadores de corriente TC’s que alimentan las protecciones diferenciales de generador y/o de grupo).
Disparo de transformadores de carga y líneas de transmisión (principalmente por saturación de transformadores de corriente TC’s si se ha elevado el nivel de cortocircuito y no se ha realizado cambio de RTC ó de transformadores de corriente TC’s).
Si el sistema eléctrico de potencia no es lo suficientemente robusto, puede perderse la estabilidad del sistema de potencia dependiendo del tamaño de la unidad bajo falla o de su ubicación (colas de sistema) o bien, una combinación de estos factores.
Para la elaboración del presente documento, se recopiló información de diferentes eventos de energización fuera de fase, de los cuales se detallan a continuación los más relevantes: A.
E vento 1
Este evento ocurrió en la Unidad 2 de la Central A en Diciembre de 2006. La Central tenía un esquema de sincronismo manual. El operador de la unidad se encontraba en maniobras de sincronización después de la reparación de una falla en el generador de vapor y debido a una confusión del mismo por ser mecanismos similares, opera el control manual de cierre del interruptor de máquina en lugar del variador de velocidad que estaba maniobrando para llevar el generador a las condiciones requeridas de acuerdo al sincronoscopio (ver figura 8), ya que el trubogrupo giraba a unan velocidad mayor a la nominal (esta es una práctica de los operadores para sincronizar, operar con una mano el variador de velocidad y con la otra mano el control del interruptor de máquina).
Figura 9.- Oscilograma de la energización fuera de fase de la Unidad 2 de la Central A. El registro corresponde a un registrador de fallas y es evidente por la forma de onda que los TC’s de las fases A y C se saturaron.
Después de este evento, en la región donde ocurrió se realizó una revisión de verificadores de sincronismo, detectando 10 de 26 unidades sin esta protección. Como acción correctiva, se implementó un programa de modernización de verificadores de sincronismo y sincronizadores automáticos. B. E vento 2
Figura 8.- Consola de sincronización de la Central A (la manija azul es el control del interruptor de máquina y la manija amarilla corresponde al variador de velocidad). El operador de unidad se equivoca al maniobrarlos.
El resultado de dicho error humano fue que el operador dela unidad realizó el cierre del interruptor de máquina aproximadamente 120° eléctricos, y dado que esta unidad tiene un esquema de sincronismo manual sin verificador, se produce el cierre del interruptor de máquina sin condiciones de sincronismo (Ver figura 9). Adicionalmente, estas unidades contaban solamente con su esquema básico de protecciones electromecánicas y no tenían relevadores digitales, por lo que la condición no fue detectada hasta que operó la protección diferencial de grupo cuando el transformador principal se dañó. El evento duró en total 22 ciclos y tuvo una corriente aproximada de 14,560 amperes pico, cuando el valor nominal de la unidad es de 1,205 amperes, teniendo entonces 12.08 pu de corriente de falla (en valores RMS fueron 7,360 amperes). El transformador principal fue sustituido por uno de características similares, por lo que la unidad regresó a servicio 43 días después del evento.
Este evento ocurrió en la Unidad 1 de la Central B en julio de 2009. La unidad contaba con un verificador de sincronismo que solo supervisa ángulo de fase y aunque tenía un sincronizador automático, estaba fuera de servicio. En esta unidad se habían concluido pruebas de aceptación del regulador de voltaje para máquina brushless y se dejó en servicio una protección digital dejando aun en servicio el esquema electromecánico original. Sin embargo, durante modificaciones al cableado se cometió un error al utilizar el potencial CB en lugar del potencial AB de la delta abierta para el esquema de sincronismo (ver figura 10), error humano originado en parte porque esta unidad tiene secuencia CBA y, cuando el sincronoscopio indicaba que el generador estaba en sincronismo con el sistema, realmente estaba defasado 60° primariamente.
Figura 10.- Potenciales de una delta abierta de utilizados para el esquema de sincronismo de la Central 2.
El resultado del error de cableado fue una energización fuera de fase. Derivado que se habilitó en el relevador digital la función 50 de fase de alto nivel, ajustada en dos
pasos con valores de falla trifásica en terminales y bifásica en terminales, y como en el evento se alcanzaron 10.2 pu de corriente de falla (7,630 amperes pico para una corriente nominal de 744 amperes y 3,804 amperes RMS), el relevador digital dispara en 0.8 ciclos, más rápido que la 87G, que además no tiene el compromiso de operar para este tipo de eventos (ver figuras 11 y 12). El evento duró en total casi 5 ciclos y no hubo daños al equipo eléctrico primario.
parte de un mantenimiento de parada programada de 60 días y aunque ya se tenían en servicio 2 relevadores digitales, aún no se retiraba el esquema electromecánico original. Previo al inicio del mantenimiento se había iniciado por parte del proceso de Transmisión la modernización de la subestación de 115 kV y para cuando concluyó el mantenimiento de la unidad, todavía no se habían realizado las pruebas del generador con el interruptor medio que se comparte con una línea de transmisión, aunque si se habían realizado pruebas para la línea de transmisión. La consecuencia de la falta de comunicación entre los procesos de Transmisión y Generación fue que la polaridad del devanado de sincronización de los transformadores de potencial TP’s de la línea de transmisión hacia la unidad quedó invertida. Aunque se cableó respetando el código de colores establecido hacia la subestación, no se verificó que se respetara la polaridad correcta hacia la unidad, y cuando el operador intentó sincronizar la unidad por este interruptor medio, el generador se encontraba a 180° con respecto al sistema en forma primaria.
Figura 11.- Oscilograma de la energización fuera de fase de la Unidad 1 de la Central B.
Al cierre del interruptor de máquina en esas condiciones, se produce la energización fuera de fase con 2 pu de voltaje (que se considera el peor caso) y las 2 protecciones digitales dispararon ante la falla. Ver figuras 13, 14 y 15.
Figura 12.- Detalle del oscilograma de la energización fuera de fase de la Unidad 1 de la Central B. Se muestran los tres potenciales de línea y como debieron continuar la forma de onda de no haber ocurrido el evento.
No obstante, el tipo de evento implicaba realizar pruebas al generador y al interruptor de máquina (en este caso el interruptor se encuentra entre el generador y el transformador de potencia, que comparte con otra unidad gemela), lo que provocó 3 días de indisponibilidad por la ejecución de las pruebas eléctricas al generador y al interruptor de máquina así como al virado de la unidad.
Figura 13.- Oscilograma de la protección primaria 1 ante la energización fuera de fase de la Central C.
C. E vento 3
Este evento ocurrió en la Unidad 1 de la Central C en diciembre de 2009. La unidad contaba con un verificador de sincronismo que solo supervisa ángulo de fase y las condiciones de voltaje y frecuencia las cumplía mediante la temporización del equipo en esas condiciones, por lo cual el operador prácticamente tenía que “dormir” la u nidad (en realidad era un verificador de sincronismo para línea de transmisión y no para unidad generadora) y no contaba con sincronizador automático. En esta unidad se habían concluido pruebas de aceptación del regulador automático de voltaje de tipo estático como
Figura 14.- Detalle del oscilograma de la protección primaria 1. Se muestran los tres potenciales de fase y como debieron continuar las formas de onda si el evento no hubiera sucedido.
Al igual que en el evento 2, derivdo que se habilitó en los relevadores digitales la función 50 de fase de alto nivel ajustado con valores de falla trifásica en terminales y bifásica en terminales, y en el evento se alcanzaron 15.5 pu de corriente de falla (60,705 amperes pico y 33,420 amperes
RMS para una corriente nominal de 3,905 amperes), las protecciones primarias 1 y 2 disparan en 0.8 ciclos aproximadamente. El evento duró en total 4 ciclos, por lo que no hubo daños al equipo eléctrico primario.
para la corriente es a través de los transformadores de potencial TP’s conectados en estrella, lo cual puede dar lugar a que se dañen estos equipos, pero es más confiable debido a que se usa potencial del sistema de potencia. En la región donde sucedió este evento 31 de 32 generadores tenían verificador de sincronismo y después de efectuarles pruebas, se detectó que 12 de estos equipos no cumplían la calibración, por lo que se inició un programa de sustitución de verificadores de sincronismo así como un programa para instalar sincronizadores automáticos. Con base en lo ocurrido en los eventos 2 y 3, se incluyó en el procedimiento CFE-G0100-07 [5], la función 50 con un ajuste de pickup del 80% de la falla trifásica en terminales en forma instantánea, y un disparo total de la unidad.
Figura 15.- Oscilograma de la protección primaria 2 ante la energización fuera de fase de la Central C.
Por supuesto, el tipo de evento implicaba realizar pruebas al generador y al interruptor de máquina así como al transformador de unidad (esta unidad es de tipo unitario, es decir, sin interruptor entre el generador y el transformador de potencia), lo que provocó 8 días de indisponibilidad por la revisión interna del generador eléctrico y la ejecución de pruebas eléctricas al generador, transformador de unidad, pruebas operativas al esquema de sincronismo, prueba del interlock y revisión del sistema de excitación. En el evento, la unidad 2 de la Central C dispara por protección diferencial de grupo, al no tener una respuesta óptima el transformador de corriente TC de la fase A de 115 kV inmediatamente después de liberarse la energización fuera de fase (se asume saturación de los transformadores de corriente TC’s de 115 kV). Ver figura 16.
Figura 16.- Oscilograma de la protección diferencial de grupo de la unidad 2 ante la energización fuera de fase de la Unidad 1 de la Central C. La línea roja marca el punto donde la respuesta del TC de lado 115 kV ya no fue adecuada.
Después de este evento, en la región donde sucedió se estableció como práctica obligatoria el realizar la prueba de energización inversa al término de los mantenimientos o bien, realizar la prueba de energización a bus muerto. El riesgo de realizar la prueba de energización inversa es que si se deja una tierra en forma accidental, el único camino
D. E vento 4
El evento 4 ocurrió en la Unidad 2 de la Central D en diciembre de 2010. La unidad contaba con doble verificador de sincronismo que supervisa ángulo, voltaje y frecuencia incluido en ambas protecciones digitales de generador y además contaba con sincronizador automático. En esta unidad se habían concluido pruebas de aceptación del regulador automático de voltaje estático como parte de su puesta en servicio ya que era una unidad que se había trasladado de otra Central donde ya estaba fuera de servicio, y como parte del alcance del traslado se retiró el esquema electromecánico de protección y regulación de voltaje y se pusieron protecciones digitales y regulador de voltaje digital para control del excitador rotatorio. Asimismo se realizaron las pruebas de energización inversa, de interlock y de cortocircuito con resultados satisfactorios.
Figura 17.- Oscilograma de la protección primaria 1 ante la energización fuera de fase de la Central 4. No hay oscilograma de la protección primaria 2 debido a que no disparó.
Cuando el operador de la unidad realiza los intentos de sincronización, las condiciones de ángulo, voltaje y frecuencia se cumplen y se envía un mando de cierre al interruptor de máquina, el cual libera el trinquete del mecanismo, pero el interruptor no cierra. Al proceder a la inspección del interruptor, pero sin haber detenido la unidad ni abierto el interruptor del transformador principal debido a que inicialmente no se consideró necesario, el mecanismo del interruptor de máquina se libera y completa el cierre en
forma mecánica en una condición sin control del ángulo de fase, ocurriendo la energización fuera de fase. Ver figuras 17 y 18.
Figura 18.- Detalle del oscilograma de la protección primaria 1 ante la energización fuera de fase de la Central D, donde se observa como el potencial VS se acopla al potencial VBC, aunque en realidad sucede a la inversa. El potencial VBC se acopla al potencial VS, ya que el sistema es “infinito”.
En el evento no opera la función 50 de fase de alto nivel y la unidad permanece conectada al sistema y cuando ya se está “amarrando” al sistema de potencia, se produce la saturación de un transformador de corriente TC de lado terminales que alimenta a uno de los relevadores digitales operando la función diferencial de generador 87G y disparando la unidad (ver figura 19).
E. E vento 5
El último evento analizado ocurrió en la Unidad 4 de la Central E en noviembre de 2013. La unidad contaba con un verificador de sincronismo que supervisa ángulo, voltaje y frecuencia y aunque contaba con sincronizador automático, este se encontraba fuera de servicio por falla. Esta unidad se encontraba en reserva fría y a solicitud del operador del sistema de potencia, arranca y excita normalmente, al momento de sincronizar, el personal operativo de la unidad realiza diferentes intentos para ello, y cuando lo logra, se produce el cierre del interruptor por falla del verificador de sincronismo, que no abrió el contacto permisivo cuando ya había perdido condiciones de sincronismo y permitió el cierre del interruptor fuera de los ± 10° permisibles. Ante el evento que se da aproximadamente a 42°, no se alcanzan los valores de corriente para hacer operar los elementos 50 de fase de alto nivel (en el evento se alcanzaron 11.3 pu de corriente de falla (45,500 amperes pico y 25,199 amperes RMS para una corriente nominal de 4,037 amperes), y la protección primaria 2 detecta la falla y dispara con la función de pérdida de sincronismo 78. Ver figura 20.
Figura 20.- Oscilograma de la protección primaria 2 ante la energización fuera de fase de la Central E, disparando la misma con la función pérdida de sincronismo 78.
Figura 19.- Oscilograma diferencial de la protección primaria 1 ante la energización fuera de fase de la Unidad 2 de la Central D, en el cual se observa la saturación de TC’s en fases B y A.
En el evento se alcanzaron 7.02 pu de corriente de falla (14,402 amperes pico y 7,493 amperes RMS para una corriente nominal de 2,050 amperes) y la protección primaria 1 dispara a los 4.6 ciclos. El evento duró en total 9 ciclos, por lo que no hubo daños al equipo eléctrico primario. En forma similar a los eventos 2 y 3, el tipo de evento implicaba realizar pruebas al generador y al interruptor de máquina (esta unidad tiene interruptor entre el generador y el transformador de potencia), lo que provocó 1 día de indisponibilidad por la ejecución de pruebas eléctricas al generador así como la necesidad de realizar ajustes al mecanismo del interruptor de máquina.
La protección primaria 1 “ve” la falla, pero lo considera como cortocircuito por la velocidad con que se desarrolla y bloquea el elemento 78. Ver figura 21 y 22. El evento duró en total 14 ciclos y el resultado fue que el transformador principal presentó daños en una bobina de baja tensión, si bien no se reflejó inmediatamente la falla, dado que las pruebas eléctricas indicaban que el transformador estaba en condiciones de ser energizado nuevamente. Aun cuando en este caso se tuvieron 6 días de indisponibilidad de la unidad para análisis del evento, inspección del generador eléctrico, sustitución del verificador de sincronismo (que ya se tenía en almacén para el mantenimiento el mes siguiente) y pruebas a los esquema de protecciones y de sincronismo, en las cuales se determinó la falla de este equipo.
mismo que se encuentra en proceso de revisión y se publicará próximamente.
Figura 21.- Oscilograma de la protección primaria 1 ante la energización fuera de fase de la Central E.
Esta unidad estuvo un tiempo en servicio y después tuvo otro evento de disparo en el cual ya se reflejó la falla del transformador principal, lo que provocó 80 días adicionales de indisponibilidad para la sustitución del mismo, incluyendo las adaptaciones necesarias para ello y las pruebas operativas.
Figura 22.- Detalle del oscilograma de la protección primaria 1 ante la energización fuera de fase de la Central E. Se muestran los tres potenciales de fase y como debieron continuar las formas de onda si el evento no hubiera sucedido.
A continuación se presenta la Tabla 1, con el resumen de los eventos analizados y en la cual se observa que en general, a un mayor ángulo de fase, mayor es la corriente de falla, así como que con un libramiento rápido, no se tienen daños al equipo eléctrico primario y en el caso contrario, el transformador principal es el equipo más afectado.
La serie de eventos de energización fuera de fase llevó a establecer un grupo de trabajo para elaborar una especificación normalizada, trabajos que culminaron en la especificación CFE-G0100-17 “Relevador verificador de sincronismo y sincronizador para unidad generadora”,
CENTRAL UNIDAD
FECHA
GRADOS FUERA DE FASE
CICLOS DE FALLA
CORRIENTE DE FALLA Y NOMINAL (KA), PU DE FALLA
PROTECCION OPERADA
CAUSA
DAÑOS
A
2
DICIEMBRE DE 2006
120
22
14.560 1.205 12.08 PU
87GT
ACCIÓN INCORRECTA Y ACCIDENTAL DEL OPERADOR. UNIDAD SIN ESQUEMA VERIFICADOR.
TRANSFORMADOR PRINCIPAL DAÑADO.
B
1
JULIO DE 2009
60
5
7.36 0.744 10.2 PU
50 DE FASE DE ALTO NIVEL
ERROR EN CABLEADO DEL ESQUEMA DE SINCRONISMO (FASE INCORRECTA).
SIN DAÑO A EQUIPO ELECTRICO PRIMARIO. TRANSF. PPAL. 2.19 VECES MAYOR.
1
DICIEMBRE DE 2009
4
60.705 3.905 15.5 PU
50 DE FASE DE ALTO NIVEL
ERROR EN CABLEADO DEL ESQUEMA DE SINCRONISMO (POLARIDAD INVERTIDA DE POTENCIAL PARA SINCRONISMO DEL INTERRUPTOR MEDIO EN LA SUBESTACION).
SIN DAÑO A EQUIPO ELECTRICO PRIMARIO.
9
14.4 2.05 7.02 PU
87G (SATURACION DE TC)
FALLA DEL MECANISMO DEL INTERRUPTOR DE MÁQUINA AL CIERRE (SE LIBERÓ TRINQUETE Y NO CERRO POR ATORAMIENTO, Y POSTERIORMENTE CIERRA SIN CONTROL DE SINCRONISMO).
SIN DAÑO A EQUIPO ELECTRICO PRIMARIO.
14
45.5 4.037 11.3 PU
78
FALLA DEL VERIFICADOR DE SINCRONISMO (NO ABRIA CONTACTO RAPIDAMENTE AL PERDER CONDICION Y FALLA DEL SINCRONIZADOR AUTOMÁTICO)
TRANSFORMADOR PRINCIPAL DAÑADO.
C
D
E
2
DICIEMBRE DE 2010
4
NOVIEMBRE DE 2013
180
70
42
Tabla 1.- Resumen de las energizaciones fuera de fase analizadas.
IV.
Entre las principales conclusiones que tenemos al respecto de un evento fuera de fase están:
V.
CONCLUSIONES
El evento de energización fuera de fase es un evento altamente indeseable y del cual casi nadie quiere hablar, pero que ocurre o puede suceder, por lo que debe ser incluido en las consideraciones de estudios de cortocircuito, fallas y cálculo de ajustes de protecciones, pudiendo tener graves consecuencias para la unidad generadora si no es liberado rápidamente. Todas las unidades generadoras deben contar con verificador de sincronismo y sincronizador, independientemente de su tamaño, preferentemente como equipos independientes, aunque pueden estar incluidos en otros equipos tales como protecciones digitales. En este caso deberá asegurarse que ante falla del equipo donde esté incluido, se mantiene la funcionalidad de verificador de sincronismo por otro equipo y a falta del sincronizador automático, usar el esquema de sincronismo manual con su correspondiente verificador.
Algunos eventos son impredecibles como el ocurrido en la unidad 2 de la Central D, donde a pesar de tener doble verificador de sincronismo, cada uno con señal de diferente fase, sincronizador automático y haber realizado las pruebas de interlock y energización inversa, la falla del mecanismo del interruptor de máquina no era esperada.
Se detectó que la función 50 de fase de alto nivel no opera para energizaciones fuera de fase menores a 60° eléctricos, por lo que probablemente se requiere realizar una reconsideración del ajuste de esta función basado en la relación X/R del generador o bien, desarrollar una lógica específica que involucre la orden de cierre del interruptor de máquina, un detector de sobrecorriente 50 de nivel medio y un detector de bajo voltaje [3].
Cuando la energización fuera de fase ocurre por errores de alambrado, normalmente el ángulo de fase con el que ocurre tiene un valor en múltiplo de 30°. Cuando sucede por otra causa, el ángulo de fase con que ocurre el evento no tiene esta característica.
En relación a los costos de los eventos, estos no se detallan en el presente documento, pero se deben de considerar en el análisis costo – beneficio al menos la energía no generada y la energía de sustitución, así como los costos directos e indirectos de la reparación y/o sustitución de los equipos primarios dañados. Basta mencionar que la resultante de un análisis de este tipo es del orden de decenas, de centenas en algunos casos y hasta de millares en casos excepcionales.
R ECOMENDACIONES
Como recomendaciones, sin que estas sean limitativas, y como una serie de puntos a verificar y analizar, tenemos:
Implementación de verificadores de sincronismo y sincronizadores en todas las unidades generadoras.
Ejecución del procedimiento de energización inversa (feed-back) y/o energización a bus muerto al término de cada mantenimiento de parada programada, máxime si se intervinieron circuitos de potenciales y/o transformadores de potencial TP’s.
Capacitación al personal operativo de los riesgos y consecuencias de una energización fuera de fase, así como realizar un entrenamiento adecuado en maniobras de sincronización normales y de emergencia. Una práctica recomendada es que si se hace un intento de sincronización y no se logra, se verifiquen nuevamente las condiciones de voltaje y frecuencia antes de realizar un nuevo intento de sincronización.
Para las unidades con capacidad de arranque negro y energización a bus muerto, implementar un control adicional (llave o conmutador especial) e incluir en los procedimientos operativos la confirmación del bus muerto en sus tres fases, además de la medición de potencial de bus de media tensión o de alta tensión, para evitar que ante pérdida del fusible del transformador de potencial TP correspondiente a sincronismo, se pueda tener un evento no deseado.
Implementar la función 50 de fase de alto nivel conforme al procedimiento CFE-G0100-07 [5].
Revisión periódica de ajustes y ejecución de pruebas operativas a verificadores y sincronizadores automáticos en mantenimientos de parada programada. La periodicidad es definida cada usuario.
El verificador de sincronismo debe supervisar tanto la orden manual del operador para sincronización manual como la orden del sincronizador automático ante una eventual falla de este, cualquiera que sea la causa. El ajuste del verificador debe ser más abierto que el del sincronizador automático, sin dejar de cumplir lo indicado en la norma IEEE-C37-102.2006.
El verificador de sincronismo y el sincronizador deben estar tomados de diferente fase ó de ser factible, ser trifásicos. Los ajustes deben estar dentro de lo recomendado por la norma IEEE-C37.102.2006, para vigilar condiciones de potencial, frecuencia y ángulo de fase. Sin embargo, se ha observado que con equipos trifásicos se dificulta la sincronización de la unidad cuando el sistema eléctrico de potencia está muy desbalanceado
como ocurre en colas del sistema eléctrico de potencia o cuando se está moviendo constantemente, como sucede en horario pico o disturbios.
Ajustar las protecciones y registradores de falla para generar un registro oscilográfico al cierre del interruptor de máquina para llevar control y registro para detectar posibles condiciones anormales. Mediante el oscilograma se puede evaluar el ángulo de fase con el que cerró el interruptor de máquina y verificar su comportamiento. R EFERENCIAS
[1] Standard IEEE 67-2005 “IEEE Guide for Operation and Maintenance of Turbine generators”, Secc 7.4.2. Synchronization. [2] Standard IEEE C37.102- 2006 “IEEE Guide for AC generator protection”, Secc. 5.7 Synchronizing [3] “Avoid generator and system damage due to a slow synchronizing breaker ”. Lawrence C. Gross, Jr. and L. Scott Anderson, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.Pullman, WA USA Richard C. Young, Wisconsin Electric Power Company, Waukesha, WI USA
[4]
“Introduction to synchronizing: automatic synchronizing considerations and applications ”. Documento técnico de Basler Electric. [5] Procedimiento CFE-G0100-07 “Procedimiento para el cálculo de ajustes de protecciones eléctricas de Generador, transformadores de unidad e interruptor es de potencia”, CFE . LAPEM, México, 2011.
BIOGRAFÍA Mauricio Sosa Aguiluz estudió Ingeniería Eléctrica de 1989 a 1993 en el Instituto Tecnológico de Orizaba, en México y recibió el grado en 2009. Completó los cursos correspondientes a Maestría en Ingeniería Eléctrica en el Instituto Tecnológico de Morelia, extensión Instituto Tecnológico de Orizaba de 1998 a 2001. Ha trabajado como ingeniero de campo de protecciones en la Gerencia Regional de Transmisión Oriente de la CFE de 1995 a 2002. Desde 2002, se ha desempeñado como Jefe de Departamento Regional de Protecciones y Control en la SRGTP / GRPSE de la CFE en la península de Yucatán, enfocado a la modernización de las protecciones eléctricas y reguladores de voltaje de más de 30 unidades generadoras. Es parte del Comité de Protecciones Eléctricas de la SDG y parte del grupo de trabajo que desarrolló el procedimiento CFE-G0100- 07 “Procedimiento para el cálculo de ajustes de protecciones eléctricas de Generador, transformadores de unidad e interruptores de potencia”.
