Cristian Sandoval Rodríguez
Maquinas Eléctricas 3
Fallas en los Generadores Síncronos
Perdida de Excitación: Una falla atierra en el devanado de excitación (rotor) puede causar una pérdida de excitación si no es atendida la falla. Devanado abierto de campo. Puede casar un arco el éctrico y es detectado por la protec ción de perdida de excitación. La pérdida de la fuente de excitación parcial o total puede ser causada por un disparo accidental del interruptor de excitación de campo, circuito de excitación abierto, un corto en el circuito de excitación(chisporroteo de los anillos rozantes), fallas en el RAT (Regulador Automático de Voltaje), perdida perdi da del suministro de energía para el sistema de excitación. Cualquiera que fuera la causa, una pérdida de excitación puede presentar serio problemas en las condiciones de operación de ambos; generador y sistema. Sin embargo la variación o pérdida de excitación provoca un cambio en la potencia reactiva que entrega la máquina pero no afecta a la potencia activa que puede ceder o absorber. Cuando un generador síncrono pierde su excitación, la turbin a se acelerara y operara como un generador de inducción. Y continuara suministrando algo de potencias al sistema, recibiendo la fuente de excitación desde el mismo sistema en forma de VARs. El deslizamiento y su potencia de salida serán función de la carga inicial de la máquina, impedancia y características de gobernación. Sistemas con altos valores de impedancias tienden a producir un gran deslizamiento y por lo tanto baja potencias de salida. Si un generador estaba operando inicialmente a plena carga, cuando pierda su excitación, alcanzara una velocidad del 2-5% por encima de la nominal. Los niveles de KVARs drenados desde el sistema pueden ser iguales o mayores que los KVA promedio del generador. Si un generador esta inicialmente operando a carga reducida (ejemplo un 30% de la nominal), la aceleración de la maquina puede ser solo 1-0.2% por encima de la nominal y puede recibir niveles reducidos de VARs del sistema. En general la condición más severa para el generador y el sistema ocurriría cuando un generador pierda su excitación cuando estaba operando a plena carga. Para esta condición la corriente en el estator excede los 2.0 PU y después perderá el sincronismo; de ahí se producirán grandes niveles de corriente inducida en el rotor; aumentando peligrosamente la temperatura de los devanados del estator rotor en un periodo muy corto y podría dañar el aislamiento de dicho devanados. En el sistema, el drenado excesivo de KVARs por el generador podría causar una reducción en el voltaje y disparar las líneas de transmisión conectadas con esto afectando la estabilidad del sistema.
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Pérdida de Sincronización: Como el tamaño y reactancia por unidad se han incrementado y las constantes de inercia han disminuido. Estas s on las causas de que el tiempo requerido para aislar una falla en un generador antes de que pierda el sincronismo con el sistema disminuya. La pérdida de sincronización también puede ser causada por bajo voltaje en el sistema, baja excitación, por alta impedancia entre el generador y por algunas operaciones de switcheo del sistema. Cuando un generador está perdiendo sincronía resultan altos picos de corriente y cuando el generador está totalmente fuera de sincronización causa tensiones en los devanados, torque pulsantes y resonancias mecánicas que son potencialmente dañinas para el generador y la flecha de la turbina del generador. Para minimizar las posibilidades de dañarlo, el generador debe ser disparado sin los retardadores. Preferentemente durante la primera mitad del ciclo de deslizamiento de la condición de fuera de sincronismo.
Las protecciones para cuando aún el generador no pierde el sincronismo totalmente son, los relevadores diferenciales, sistemas relevadores retardadores de respaldo, etc. Pero no detectaran cuando el generador este totalmente fuera de fase. Un relevador de perdida de excitación podría proporcionar algún grado de protección pero no funcionara perdida de sincronismo bajo ciertas condiciones. La pérdida de sincronización también puede ocurrir cuando el sistema se acelera demasiado o se sobrecarga (disminuye la velocidad), al sobrecargarlo aumentado el par y ángulo de par δ del generador. Hasta llegar al valor máximo de par y ángulo de par máximo. Posteriormente el par del motor principal no podrá equilibrarse por medio de un incremento en el par electromagnético, con la consecuencia de no poder conservar la sincronía (perdida de sincronía) y por lo tanto, la subsiguiente aceleración del rotor. Sincronización fuera de fase: Una sincronización inapropiada de un generador con el sistema puede resultar en un daño al generador, transformador y cualquier otro tipo de unidad del generador. Los daños incurridos pueden ser, acoplamientos deslizados, incremento en la vibración de la flecha, un cambio en la alineación de los cojinetes, aflojamiento en el devanado del estator, aflojamiento en las laminaciones del rotor y fatiga y daño permanente ala fleca de la turbina y otros componentes mecánicos. Esencialmente si se va sincronizar un generador con el sistema es necesario que su frecuencia de sincronización sea casi idéntica pero nunca menos a la frecuencia del sistema; ya que esto provocaría que el generador se motorice y consuma potencia. Entonces para evitar dañar el generador durante la sincronización, el fabricante generalmente proporcionara límites de ángulo de cierre e igualación de tensión. Los limites típicos son: ángulo de cierre: entre ±10 grados eléctricos. El cierre del circuito de sincronización idealmente debería de ser cuando el generador y el sistema tengan cero grados de ángulo de fase entre ellos respectivamente. Entonces el circuito de sincronización debe ser cerrado cuando el ángulo de fase coincida uno con el otro. Matemáticamente lo expresaríamos Como: NA=360 · FS · TS
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Donde: NA es el ángulo de avance en grados. FS es la frecuencia de deslizamiento en Hertz. TS es el tiempo de cierre del interruptor en segundo
La igualación de voltaje debe ser están entre +5%. La diferencia de voltaje debe ser minimizada y no ser mayor del 5%. Esto mantendrá la estabilidad del sistema al no existir flujo de VARs al sistema. Pero si se sincronizara el sistema con un voltaje menor que el del sistema. Se activaría el relevador de sensibilidad y el de potencia inversa. La diferencia de frecuencias debe ser menor que 0.067Hz. Una diferencia de frecuencia mayor que la permisible causaría un aumento acelerado de carga o una rápida motorización de la máquina. Existen tres formas de sincronizar un generador. a) Sincronización automática. b) Sincronización semiautomática. c) Sincronización manual
Rechazo de carga: El rechazo parcial o total de carga puede ser causada por fallas en el sistema de restablecimiento o por sobre derramamiento de carga durante la perturbación de un sistema más grande. Un rechazo de carga causara un aumento en la velocidad del generador y operara a una frecuencia por encima de la nominal. La frecuencia en estado estable será una función de la cantidad de carga rechazada y las características de decaimiento del gobernador. Por ejemplo asumiendo un 5% de decaimiento del gobernador, un rechazo de carga del 50% producirá un 2.5% de incremento en la frecuencia. En general las condiciones de sobre frecuencia no pose problemas serios si los sistemas de regulación de velocidad y frecuencia restablecen rápidamente le velocidad y frecuencia a su valor nominal sin necesidad de disparar el generador. Si el sistema de restablecimiento de frecuencia es muy lento podría causar un problema a la turbina. En general las sub frecuencias en la operación de una turbina es más critica que las sobre frecuencias. Por eso es muy recomendable tener protecciones de sub frecuencias.
A frecuencias reducidas habrá una reducción de la capacidad de potencias de salida del generador. Esta disminución de capacidad del generador puede causar una sobre carga del generador durante la perturbación del sistema. Aumentando la temperatura de los devanados.
La turbina frecuencias bajas incrementa su vibración, causando el rompimiento de piezas y cubiertas de la turbina. Las turbinas tienen un tiempo de tolerancia de operación con
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bajas frecuencias. Pero esta operación con frecuencias anormales en la turbina es acumulativa, por ejemplo si la turbina lleva operando 50% tiempo más de lo permisible o tolerable. Entonces solo le quedan 50% de vida útil en la frecuencia permisible.
Variación de la frecuencia: La variaciones de frecuencia; ya sea sobre frecuencia o sub frecuencia, generalmente resulta de un rechazo de carga total o parcial o de una sobrecarga del generador. Si la frecuencia del generador aumenta no afecta al sistema, pero su potencia suministrada por el generador al sistema aumenta peligrosamente para el generador. Una variación de frecuencia también puede ser causada por la aceleración o aumento de velocidad de la turbina del generador, lo que lleva a un aumento en el ángulo de par δ y evidentemente un aumento en la pot encias activa suministrada pero cabe señalar que la potencias reactiva no se aumenta ya que la corriente de excitación permanece constante.
Fallas de aislamiento: Ciclos de carga de operación, temperatura de operación. Las sobre corrientes en un generador puede causar un aumento en el flujo magnético que eventualmente crearía un voltaje inter laminar excesivo entre las laminaciones del núcleo del rotor y causar una corriente en el generador excesiva; aumentando la temperatura del aislamiento y su eventual rompimiento.
Las sobre corrientes pueden ser causadas por 2 motivos principales; las sobretensiones mayores que 1.05 PU y durante un rechazo total de carga que deja a todas las líneas de trasmisión conectadas a una estación de generación. También es posible tener sobre excitación cuando falla el sistema de excitación o pérdidas de la señal de control de voltaje del RAT (Regulador Automático de Voltaje).
Los voltajes admisibles en el generador est án fijados por el punto de ruptura del aislamiento de los devanados (Los voltajes nominales de operación no deben estar muy cercanos al valor del punto de ruptura de su aislamiento).
