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3.0 3.0 Protección de generadores Protección de generadores síncronossíncronos
Por: César Chilet león
Introducción
• Los generadores se deben proteger especialmente puesto que es necesario evitar ausencias prolongadas del suministro de energía eléctrica.
114
• Por lo tanto, se requieren dispositivos de protección especialmente completos.
2
Introducción
• Los dispositivos de protección tienen la tarea de reconocerreconocer la naturaleza y ubicaciónubicación de los fallos internos causados por daños del aislamiento del devanado de la máquina, y que podrían tratarse, por ejemplo, de falla a tierra, cortocircuito y similares, o de fallos externos como, por ejemplo, sobrecarga, aumento de la tensión, carga desequilibrada, etc., que se puedan deber a una exigencia excesiva.
115
Introducción
• La finalidad de la detección consiste en emitir una señalseñal de aviso e, inmediatamente, tomar las medidas adecuadas para la eliminacióneliminación del fallo correspondiente.
• Esto puede conducir a la desconexión del generador de la red, con lo que se pueden evitar mayores daños.
116
3
Introducción
• No obstante, no es suficiente no es suficiente el interruptor de potencia, también se debe reducir la tensión en el menor tiempo posible, para que el fallo no afecte al generador generador.
• La tareatarea del dispositivo de desexcitaciónconsiste en disminuir el campo magnético del generador.
117
Introducción
• Para ello, la energía almacenada en el campo magnético se debe disipar convirtiéndose en otra forma de energía; por ejemplo, en calor.
• Esto se consigue conectando resistencias conectando resistencias activas en el circuito de excitación del generador.
118
4
119
Generador en conexión directa con el sistema de potencia
G
SISTEMA DE POTENCIA
BUS DE CARGA
CARGAAUXILIAR
CARGA CARGA
120
Generador en conexión unitaria con el sistema de potencia
GCARGA
AUXILIAR
SISTEMA DE POTENCIA
5
Aterramiento del generador
• El punto neutro del generador es usualmente aterrizado:– Para facilitar la protección del arrollamiento del estator y del sistema asociado.
– Para proteger de daños debido a sobretensiones transitorias en el caso de una falla a tierra o ferrorresonancia.
• En generadores de AT la impedancia de aterramiento usualmente es para limitar la falla a tierra.
121
Clasificación de los sistemas de aterramiento
Clase de aterramiento
Relación entre los
parámetros de secuencia
Xo/X1 Ro/X1 Ro/Xo
AterrizadoEfectivamente 0-3 0-1 >0,60 ≤≤≤≤2
sólidamente 0-1 0-0,1 >0,95 <1,5
Aterrizados con
baja
impedancia
Baja
R0-10 ≥≥≥≥2 <0,25 <2,5
Baja
Z3-10 0-1 >0,25 <2,3
Aterrizados con
alta
impedancia
Alta R >100 ≤≤≤≤(-1) <0,01 ≤≤≤≤2,73
Alta Z >10 <2 <0,25 ≤≤≤≤2,73
R + jX >10 >2 <0,10 ≤≤≤≤2,73
Resonante <0,01 ≤≤≤≤2,73
Aislados <-40 <0,08 ≤≤≤≤3
-40 a 0 >0,08 >3
122
6
123
Aterrizamiento de baja impedancia
* RESISTORO
REACTOR
*
DEVANADOSDEL
GENERADOR
124
Aterrizamiento de alta impedancia HiZ
* RESISTOR*
DEVANADOSDEL
GENERADOR
7
Resistencia de aterramiento del neutro con transformador
125
126
Esquema de aterramiento híbrido
8
127
Corriente de cortocircuito del generador
128
Corriente de falla en terminales del generador
9
129
Características
• Diferente de otros componentes de los SEP, requieren ser protegidos no sólo contra los cortocircuitoscortocircuitos, sino contra condiciones condiciones anormales de operaciónanormales de operación.
130
Condiciones anormales
1. Sobreexcitación, 2. Sobrevoltaje, 3. Pérdida de campo, 4. Corrientes desequilibradas, 5. Potencia inversa, y 6. Frecuencia anormal.
• Bajo estas condiciones, el generador puede sufrir dañosdaños o una fallafalla completacompleta en pocos segundos,
• Se requiere la deteccióndetección y el disparodisparoautomático.
10
131
Protecciones más usuales
1.Protección diferencial del generador.2.Protección de sobrecorriente.3.Protección de sobrecorriente dependiente de la
tensión.4.Protección de mínima impedancia.5.Protección de mínima tensión.6.Protección de sobretensión.7.Protección de mínima frecuencia.8.Protección contra pérdida de campo.9.Protección contra desbalance.
132
Protecciones más usuales
10. Protección contra potencia inversa.11. Protección contra fallas a tierra.12. Protección de sobreexcitación.13. Protección contra energización inadvertida.14. Protección térmica con resistencia
dependiente de la temperatura.15. Protección de deslizamiento de polo.16. Protección de fallo del interruptor.17. Protección de cortocircuito de interruptor.18. Protección de sobreintensidad bloqueada.
11
PROTECCION DE GENERADOR Tipos de fallas
Fallas internas del generador
Fallas debidas a la carga
Fallas debidasa máquinaimpulsora
Fallas debidas al control del generador
Tipos de fallas
Fallas internas del generador
12
Fallas internas del generador Falla a tierra del estator
• Causas :
– Pérdida de aislación del estator
• Efectos (dependiendo del sistema de tierra) :
– Riesgo de daño del circuitomagnético
– Calentamiento local del estator
• Soluciones :
– Funciones de protección :• 51G, 64REF, 51G, 64REF, 51G, 64REF, 51G, 64REF,
• 59N+27TN 100% 59N+27TN 100% 59N+27TN 100% 59N+27TN 100% fallafallafallafalla a a a a tierratierratierratierra estatorestatorestatorestator (64G)(64G)(64G)(64G)
• 59N+Diff U3TN 100% 59N+Diff U3TN 100% 59N+Diff U3TN 100% 59N+Diff U3TN 100% fallafallafallafalla a a a a tierratierratierratierra estatorestatorestatorestator (64G)(64G)(64G)(64G)
• 67N (67N (67N (67N (variosvariosvariosvarios puntospuntospuntospuntos a a a a tierratierratierratierra).).).).
51G64REFG
Protección contra fallas a tierra (64)
13
Introducción
• La falla más frecuente falla más frecuente de un generador es la
ruptura del aislamiento de un devanado que se
dirige hacia el núcleo de chapas conectadas a
tierra.
• Aunque las corrientes de falla que fluyen aquí
son pequeñas en comparación con la corriente
nominal, incluso en un tiempo breve, pueden pueden
producir serios daños en el paquete de hierroproducir serios daños en el paquete de hierro.
137
Introducción
• Se incrementa el riesgo de una 2da falla riesgo de una 2da falla a tierra del estator, ya que la tensión de los conductores no afectados, se eleva en relación a tierra.
•• ConsecuenciaConsecuencia: aparecen cortocircuitos con contacto a tierra de repercusiones considerables.
• Por esto, una falla a tierra del estator del generador se debe detectar y desconectar detectar y desconectar rápidamenterápidamente
138
14
139
• Detectar contactos a tierra en todo el devanado, inclusive en el centro de la estrella.
• Liberar la falla desconectando el generador y su excitación lo mas rápido posible
• Limitar las corrientes de contacto a tierra, para que no produzcan daños en la chapa del estator.
• Que sea insensible a perturbaciones y fallas a tierra en la red.
Objetivo
140
Antecedentes :• Se tiene la ventaja de tener separada
galvánicamente a la maquina del resto de la red (las perturbaciones en ella no influyen directamente en la protección).
• Sin embargo, siempre existe una cierta influencia a través de la capacidad del transformador de bloque (de forma que una falla a tierra externa provoca una tensión entre el neutro y tierra).
Fallas a tierra en el estator
15
Características
• Valor de falla a tierra– depende del tipo de aterramiento.– Varía desde cero hasta el valor de cc 3F (o mayor para sistemas sólidamente aterrizados).
• Protección de fase pueden no ser suficientemente sensibles.
141
142
Zg
VRVR VT
rptU>
In
Generador
Puesta a tierra de un generador
Vo
Zg
Zg
Para cumplir con la premisa “baja intensidad de paso a tierra”, se aconseja trabajar con el neutro del generador aislado o puesto a tierra a través de alta impedancia.
Puesta a tierra de alta impedancia
16
143
GENERADOR
x.Zg (1 - x) . Zg
VT
x.Vr
T
IN
Vo
In
Rpt
x.Zg
x.ZgVS
x.VR (1-x).VR
(1 - x) . Zg
(1 - x) . Zg
S
R
Generalmente se desprecia la resistencia de la porción del devanado (xZg).
144
Zona protegida
0% 13% 100%
(0V) (825V) (11000 V)3
Rpt
In
Vo
Cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión, mayor será la zona protegida del arrollamiento.
17
145
Fallas a tierra en el estator
• La protección diferencial no brinda protección de falla a tierra para todo el devanado de fase del estator, es una práctica común utilizar, como complemento, una protección sensible para fallas a tierra.
Porcentaje de devanado de estator no protegido por 87 para falla 1Ft
Fuentes: • IEEE Std 242-2001• IEEE Std C37.102-
2006
146
18
147
Full Load
No LoadVN3
VP3sin fallaa tierra
Tensión de tercer armónico
148
Corriente de tercer armónico
Contenido de tercer armónico en las corrientes del generador.
Esta corriente pasa por el neutro y podría operar el relé si este no incorpora algún filtro.
19
149
A.T.
B.T.
Vr
Vs
Vt
3Vo<
RptVoOtro posible esquema de protección de falla a tierra en el estator.
150
Tensiones medidas en caso de falla a tierra
• Diagrama fasorial de tensiones, para la detección de las fallas a tierra.
• Cabe indicar que aquí también existe problema de 3er armónico.
• Normalmente, los relés para este cometido amortiguan el 3er armónico a un valor de 15 a 30 veces.
20
151
0,5 Estator
1
0N~T
Vtt ~Vtn Vsn~Vst
Vnt
1
0
x
0,5 Estator
Vtt Vtn Vsn Vst
T
Condiciones normalesFalla a tierra en el estator a una
distancia (x) del neutro
1
0,5 Estator
x
N
Vtt Vst
Vrt
Vnt
T
Vr
3Vo=Vrt+Vst+Vtt3Vo=Vnt
N
Vnt
T
3V0
Vnt=V.(-x)
3V0=3V.(-x)
152
GENERADOR
In
Vo In
U >
Esquema diferencial de neutro
A este tipo de esquema se le conoce como diferencial de neutro o de falta tierra restringida. No se ve afectado por la 3ra Armónico.
21
153
Protección de fallas a tierra
• Todos los sistemas adolecen del mismo defecto. si la falta es próximo al neutro, es muy posible que la protección no la detecte.
• Si se quiere proteger el 100% del estator hasta buscar relés y montajes mas complejos.
• Un sistema, trabaja con el 3er armónico. cuando se produzca un contacto a tierra del estator, la corriente de 3er armónico será tanto menor cuando la falla sea próximo al neutro.
154
~
U >
Esquema basadoen el tercerarmónico
~
~~
vv
v
22
155
Protección al 100% del estator
• Uno de los métodos es usar un relé de subtensión de tercera armónica (27TN).
• Los componentes de voltaje de tercera armónica están presentes, en diverso grado, en el neutro de casi todas las máquinas; ellos surgen y varían debido a diferencias en el diseño, la fabricación, y la carga de la máquina.
• Este voltaje, de estar presente en suficiente magnitud, puede usarse para detectar fallas a tierra cerca del neutro.
156
59 Relé Supervisor de Sobrevoltaje Instantáneo59N Relé de Sobrevoltaje Sintonizado a la Frecuencia Fundamental (60 Hz)27TN Relé de Bajo Voltaje Sintonizado a la Frecuencia de 3TH (180 Hz)2-1, 2-2 Temporizadores
Esquema de protección 59N/27TN
23
157
158
24
Ejemplo - 59N
159
Ejemplo - 59N
• Considere el sistema mostrado anteriormente.
Capacitancia distribuida a tierra del generador =
0.22 µF/fase; Capacitancia a tierra distribuida a
tierra de alimentadores y devanados del
transformador = 0.10 µF/fase; y la capacitancia
del pararrayos= 0.25 µF/fase. Por lo tanto, la
capacitancia total = 0.57 µF/fase.
160
25
Solución
161
Para prevenir la ferrorresonancia
162
Supongamos que la tensión de tercer tensión armónica (V3) es del 3% (generalmente 2-5%) de la tensión normal de línea a neutro.
La reactancia de tercer armónico es 1/3Xc = 4650/3 = 1550 Ω por fase1550/3 = 517 Ω sobre la base trifásica.
26
• El relé debe fijarse en alrededor de dos veces este valor para garantizar la fiabilidad. Suponga que el relé tiene una tensión 16 V, que sería su configuración. Dado que no se requiere la coordinación, aguas abajo o ajustar el tiempo menor que el próximo relé.Para una falla a tierra en el borne de fase del generador, la tensión a través del relé y la resistencia es:
163
Tensión primaria de arranque es 16 x 14 400/480 V= 480V primarios, que es la tensión más baja, que el relé puede ver. Esto se traduce en que una parte del devanado no es protegida igual a 480 / (15 500 / √ 3)=0,054 o 5% del total del devanado.
164
Protección V3d
Full Load
No LoadVN3
VP3sin fallaa tierra
27
165
NoLoad
VP3
Con fallaa tierra
VN3
Generador con falla a tierra
166
59N
V3d
0% 100%
Protección 64 al 100% del estator
28
167
• 789 MW, 25 kV Unit• VP3_FL = 8 V• VN3_FL = 8 V• VP3_NL = 2.7 V• VN3_NL = 2.5 V
Ejemplo de Elemento 64 G
168
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
Full Load Line
No Load Line
Tensión de tercer armónico
29
169
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1
Lower 64G2 Upper 64G264G127N3
Límites del elemento Vs. la carga
51N-Sobrecorriente deNeutro
• Provee protección contra fallas atierra.• Debido a que no existen corrientes de
secuencia zero en condiciones normales de operación, esta función puede ser ajustada con una mayor sensibilidad que la función de sobrecorriente de fase.
• Si las funciones 50N y 51N no son utilizadas en el neutro del generador, pueden utilizarse para detectar fallas a tierra en el sistema (respaldo), conectando las en el transformador de unidad.
170
30
51N-Sobrecorriente deNeutro
171
Ajustes Falla a tierra
CÓDIGO
ANSIAJUSTES
51G Falla a tierra
Umbral = 10% de la corriente máxima de fallo a tierra.Temporización para selectividad con protección aguas abajo.
64REFFalla a tierra
restringida
Umbral 10% de In.Sin temporización.
64G/59NFalla a tierra de
estator 100%
Umbral Vrsd = 30% de Vn.Temporización de 5 segundos.
64G/27TNUmbral adaptable = 15% del Vrsd del 3.er
armónico.
172
Nota: Con el neutro del generador aterrizado
31
Fallas internas del generador Falla de arrollamiento del estator
• Causas :– Falla entre espiras
• Efectos :– Calentamiento local con un pequeño efecto sobre la corriente de línea
• Soluciones :– Función de protección diferencial
• 87 G (generador)87 G (generador)87 G (generador)87 G (generador)
• 87 M (máquina)87 M (máquina)87 M (máquina)87 M (máquina)
Contenido
87G87MG
Protección diferencial (87)
32
Protección diferencial
• En la protección diferencial se miden corrientes en puntos determinados para compararlas en lo relacionado con su intensidad y posición de fase.
175
Protección diferencial
• Es decir: no se presenta ninguna corriente diferencial:
I1 = I2.
176
• Si el funcionamiento del sistema es normal, o si los fallos se encuentran fuera de la zona de protección, las corrientes obtenidas serán iguales.
33
177
Protección diferencial del generador (87)
• Proporciona protección:– contra defectos de fase.
– Fallas a tierra en caso de
aterrizamientos moderados.
• Técnicas:– Diferencial porcentual.
– Diferencial de HiZ.
178
Protección diferencial porcentual
• El ajuste del umbral de corriente diferencial IS1puede ser tan bajo como 5%ING.
• IS2 > ING típicamente, digamos 120%.
• El ajuste del porcentaje de polarización K2, típicamente se ajusta al 150%.
34
179
Protección diferencial de HiZ
• La impedancia el TI saturado es muy pequeña en comparación con la impedancia del circuito de la bobina relé, al que se le ha sumado una resistencia externa de estabilización.
180
Protección diferencial de HiZ
• Ajuste, “ Gen dif I s1”, lo más bajo posible. Normalmente, 5% ING.
• La intensidad de funcionamiento de la protección primaria.
( ) ( )IenIdifGenTII SRATIOOP ⋅+⋅= 1
35
181
Estator multiespiras
• Para bobinados de estator multiespiras, existe la posibilidad de que se produzca un cortocircuito entre espiras del bobinado.
• A menos que este falta se transforme en una falta a tierra del estátor, no se detectará a través de las disposiciones de protección convencionales.
182
36
EJEMPLO
183
184
37
Característica del sistema
185
186
38
Unifilar
187
• Causas :– Pérdida de aislación del rotor
• Efectos :– Riesgo de falla interna del rotor
– Calentamiento local del rotor
• Soluciones :– Monitoreo de aislación con injección de corriente.
Contenido
G
Ω
Fallas internas del generador Pérdida de aislación del rotor
39
Protección contra fallas a tierra del rotor 64F
Protección 64F
• Un contacto a tierra unipolar en el rotor de un generador no perturba, por si solo, el servicio de la máquina.
• En la mayoría de casos, esta protección solo instala para dar una alarma.
40
Fuera de servicio
• Se deja al criterio del personal de operación el momento más conveniente para quitar de servicio la máquina y efectuar una medida exacta del contacto a tierra (por ejemplo, durante el servicio nocturno con carga débil).
Efectos
• El gran problema aparece con el segundo contacto a tierra; en este caso queda anulada una parte del arrollamiento de campo.
• Aparte de los efectos térmicos sobre lo conductores del rotor, la doble falta a tierra supone una distorsión del flujo magnético creado por el rotor, de forma que la fuerza atractiva puede ser muy poderosa en un polo y muy débil en el polo opuesto.
41
Peligro
• Esta fuerza desequilibradora gira según el rotor, produciéndose una violenta vibración que puede dañar los cojinetes e incluso desplazar el propio rotor. El generador corre un gravísimo riesgo.
Tipos de 64F
42
a) Método del potenciómetro
Este sistema de detección es el más simple. Se trata de una resistencia con una toma intermedia conectada en paralelo con el devanado de campo. La toma media está conectada a tierra a través de un relé que no actúa en condiciones normales.
Método del potenciómetro
• Cuando se produce un contacto a tierra aparece una tensión en la bobina del relé y éste cierra sus contactos con un retardo ( por ejemplo5s o 10s) y da alarma.
• Inconveniente: Cuando existe un contacto a tierra en las proximidades del centro del arrollamiento del rotor, el relé no queda sometido a ninguna tensión y no opera. El problema se soluciona mediante otra toma del potenciómetro, al que debe conmutarse periódicamente, después del cual debe de retornarse a la posición original.
43
b) Método de inyección DC
• El relé es alimentado con DC pero inyecta una tensión DC entre el polo negativo del circuito de excitación y tierra, controlando el paso de corriente.
+
Método de inyección DC
• El filtro elimina las componentes alternas procedentes de la tensión de excitación.
• Cuando disminuye la resistencia de aislamiento (RAISLAMIENTO) se produce una circulación de corriente que ocasiona el cierre de un contacto de alarma con un retardo de 5 a 10s .
• El ajuste mínimo del relé depende de la capacidad respecto a tierra del arrollamiento.
44
Método de inyección DC
• El retardo es necesario para evitar que el relé
opere por el incremento de la carga capacitiva
producto del aumento en la excitación, que
ocurre cuando se regula muy rápidamente.
c) Método de inyección AC
• En este sistema, se inyecta tensión AC por medio de un transformador y se controla el flujo de corriente
-
+
64F
+
Alarma
Fuenteaux.AC
C
45
Método de inyección AC
• Cuando se produzca un contacto a tierra, el paso de la corriente se da alarma.
• Se emplea cierto retardo del orden de los 5 a 10s.• El condensador C establece un bloqueo a la DC
de excitación para evitar descargas a través del relé.
• El filtro pasa banda permite rechazar las frecuencias de valor distinto a la fundamental que pueden encontrarse en la tensión de excitación.
PROTECCION DE GENERADOR Tipos de fallas
Fallas debida a la carga
46
Fallas debida a la carga Cortocircuitos externos
• Causas :– Cortocircuitos vistos por el generador
• Efectos :– Con sobrexcitación Isc = 3IN– Sin sobrexcitación : baja corriente de cortocircuito Isc = 0.5 IN
• Soluciones :– Sobrecorriente (51)
– Sobrecorriente con restricción de tensión (51V)
– Mìnima impedancia (21B)
5151V
G
Isc
204
Protección de sobrecorriente 51/51V
• Respaldo para fallas entre fases• Pueden tomar dos formas .
– Protección de sobrecorriente 51 puede ser protección principal para generadores pequeños, y como protección de respaldo para grandes unidades
– Protección de sobrecorriente dependiente de la tensión 51Vdonde la protección del 87 no es justificable, o donde existen problemas al aplicar 51.
47
205
Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator
• 51: proporciona protección contra sobrecarga térmica(I2t).
• El relé usa I2t = Kpara calentamiento de corta duración.
• Según :ANSI C37.102-1996ANSI C50.13-1977– 226% IN, 10 s.
– 154% IN, 30 s.
– 130% IN, 60 s.
– 116% IN, 120 s.
206
Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator
20 40 60 80 100 120
100
200
300
TIEMPO - SEGUNDOS
TYPICAL GENERATOR
SHORT-TIME THERMAL
CAPABILITY FOR
BALANCED 3-PHASE
LOAD
(from ANSI C50.13)
48
207
Protección 51/50
• Constituida por un elemento de sobreintensidad no direccional de dos etapas (51/50).
• Dificultad: el decrecimiento de la corriente de falla en el tiempo.
IEC Curvas
Current (Multiples of Is)
0.1
1
10
100
1000
1 10010
Operating Time (s)IEC SIIEC VIIEC EIIEC LTS
208
Unidad 51
• Respaldo para fallos en el generador y el sistema.
• El ajuste de corriente, debe estar coordinada con la protección aguas abajo.
49
209
Unidad 50
• Protección, contra fallos internos del generador. • Característica de funcionamiento en tiempo
definido. • El ajuste de intensidad, puede establecerse
como el 120% IMAX FALLA, normalmente 8 x ING. • Funcionamiento instantáneo.• Es estable ante fallos externos. En el caso de
fallos internos, la intensidad de fallo estará suministrada desde el sistema y será superior al segundo ajuste.
210
Protección 51V
• Proporciona respaldo para fallas entre fases en el sistema.
50
211
Protección 51V
• Difícil de ajustar: Debe coordinarse con la protección de respaldo del sistema
• Criterio de ajuste general coordinado:– Tiempo de relevadores de respaldo.– Tiempo de falla de interruptor.
212
Protección 51V
• A fin de superar la dificultad de discriminación, con la tensión en terminales se puede modificar dinámicamente la característica básica tt--ii para faltas cercanas.
U <
I <
&
t1
t2
TP
TCParada
normal delgenerador
CB
51
213
Protección 51V
• Es necesario debido al decremento de la corriente de falla del generador.
• Dos tipos:– Controlado por tensión (VC)
– Restringido por tensión (VR)
214
Protección 51VC
• Utilizada cuando el generador está conectado directamente al sistema.
• Modificación escalonada IS en caso de que la USISTEMA < US.• Para 100% UNORMAL IS=105 % IN. • En condiciones de tensiones bajas, IAJUSTE<50 % IKMIN FALLA
52
215
Protección 51VR
• Aplicación: cuando el generador está conectado indirectamente al sistema.
• El IS disminuye de forma incremental a medida que el tensión cae por debajo de un nivel seleccionado.
• Si USISTEMA ≤≤≤≤ UMIN, IS = IMIN.
216
Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21)
• El elemento en modo de ZMIN, funciona con una característica de impedancia no direccional trifásico de tiempo definido como se muestra en la figura.
X
R
Disparo
53
217
Protección 21G
• Es una protección de respaldo rápida contra cortocircuitos en: el generador, derivaciones del mismo, transformadores o en las barras.
• Se emplea: en grandes generadores.
G 52
21Dy
218
Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21)
• La impedancia de cada fase se calcula del siguiente modo:
Ic
VcaZca
Ib
VbcZbc
Ia
VabZab ===
• Funciona con intensidades menores según se reduce la tensión, por lo que es similar a un 51 VR, funcionando con una característica de tiempo definido.
54
219
Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21)
• “ Ajuste Z<” = 70% ZLOAD MAX. • Esto supone un margen adecuado para
sobrecargas cortas, variación de tensión, etc. junto a una adecuada protección de respaldo ante fallos del generador, del transformador elevador y de la barra colectora.
• “ Retardo temporal Z<” debe permitir la coordinación con los dispositivos de sobreintensidad aguas abajo.
Fallas debida a la carga Sobrecarga• Causas :
– Aumento de la carga vs potencia nominal
• Efectos :– calentamiento (deterioro de la aislación)
• Soluciones :– Medición de la temperatura del arrollamiento con sensores Pt o Ni (49T)
– Medición por sobrecarga térmica (49RMS)
49RMS
G
Load
49T
P
55
Protección térmica con resistencia dependiente de la temperatura
222
Protección con resistencia dependiente de la Temp.
Causas:• Sobrecarga prolongada.• El desgaste o la falta de lubricación de los
rodamientos puede provocar también calentamientos localizados en el interior de la carcasa de rodamiento.
Efectos:• envejecimiento prematuro de su aislamiento o,
en casos extremos, un fallo de este.
56
223
Protección con resistencia dependiente de la Temp.
Sensores térmicos.• Para proteger contra cualquier calentamiento
localizado o generalizado, los relés tienen la capacidad de admitir entradas de hasta 10 dispositivos de detección de resistencia de temperatura.
• Las resistencias detectoras de temperatura (RTD) o termopares se colocan en diferentes partes del arrollamiento para detectar los cambios de temperatura.
224
Protección con resistencia dependiente de la Temp.
• Las resistencias detectoras de temperatura pueden ser:
– de cobre (valor 10 W a 25°),
– platino (valor 100 W a 0°) ó
– níquel (valor 120 W a 0°).
• El ajuste dependerá de la capacidad térmica del aislamiento del generador.
57
225
Protección con resistencia dependiente de la Temp.
Parámetro Temperatura típica de servicio en carga total Sobrecarga a corto plazo
Temperatura de rodamientos de
generadores
60-80ºC, dependiendo del tipo de rodamiento
60-80ºC+
Temperatura superior de los
transformadores
80ºC (50-60ºC por encima de la ambiental).
Se asume normalmente del aceite un gradiente de temperatura a partir de la temperatura del
devanado de tal modo que los RTD del aceite superior pueden
proporcionar protección al devanado
Temperatura del foco caliente del devanado
98ºC para una edad normaldel aislamiento. Sedebería dar unasobrecarga cíclica.
140ºC+ durante emergencias.
Protección 49
226
• La máquina no se calienta al instante debido a una carga excesiva. Para un cierto grado de sobrecarga, la temperatura de este varía de manera exponencial en función de su constante constante de tiempo de tiempo de calentamiento.
58
Protección 49
• Una protección contra sobrecarga debe emular las condiciones de calentamiento de la máquina protegida como una función de la corriente a través de este componente.
227
Característica de actuación
228
59
Ejemplo: Protección contra sobrecorriente series siemens 7SJ602
229
Ejemplo
• La función 49 establece disparo o alarma basado en el cálculo del modelo térmico de la medición de corriente de fase. Hay dos opciones:– Estado “Con memoriaCon memoria“: de la evaluación de todas las
corrientes de carga, incluso sin la presencia de
sobrecarga.
– Estado de “Sin memoriaSin memoria": cuando se evalúan sólo las
corrientes de carga superiores a un valor ajustable
("umbral") de sobrecarga
230
60
231
Característica de tiempo de la función 49 con memoria.
Sin carga previa
232
Característica de tiempo de la función 49 con memoria.Con 90% de carga previa
61
Rango de ajuste
233
Curva característica
234
62
Relaciones de recuperación
235
Fallas debida a la carga Desbalance• Causas :
– Desbalance de la carga
• Efectos :– Calentamiento debido a la componente de secuencia inversa que induce corrientes parásitas en el rotor
• Soluciones :– Medición de la temperatura del arrollamiento con sensores Pt o Ni (49T)
– Medición de la sobrecorriente de secuencia inversa (46)
46
G
Load
49T
I(2)
63
Protección contra desbalance (46)
238
Protección contra desbalance (46)
• Corrientes de fase desbalanceadas crean corriente de secuencia negativa en el estator del generador,
I2 = 1/3(IA + a2IB + aIC)Donde a = 1 ∠120
a2 = 1 ∠ 240IA, IB, IC = corrientes de fase.
• La corriente de secuencia negativa interactúa con la corriente de secuencia positiva normal para inducir una corriente de doble frecuencia (120 HZ).
64
239
Protección contra desbalance (46)
240
Protección contra desbalance (46)
• La corriente de 120 Hz es inducida en el rotor causando el calentamiento de la superficie
• El generador tiene un rango de tiempo corto establecido
Donde• K = Factor del Fabricante (mientras mas grande
sea el generador menor es el valor de K)
KtI =⋅22
65
241
Protección contra desbalance (46)
• Electromecánicos• Sensibilidad restringida a cerca 0.6 pu I2 de la
capacidad del generador • Generalmente insensible a cargas
desbalanceadas o conductores abiertos • Proporciona respaldo por fallas desbalanceadas
solamente
• Estático/Digital• Protege al generador dentro de su capacidad de
I2 continua
242
Protección contra desbalance (46)
TIPO DEL GENERADOR
I2 PERMISIBLE
(PORCENTAJE DE LA CAPACIDAD DEL ESTATOR)
Polos Salientes
Con devanados de amortiguamiento Conectado
10
Con devanado de amortiguamiento No Conectado
5
Rotor Cilíndrico
Enfriado indirectamente
Enfriado directamente a 960 MVA
961 a 1200 MVA
1201 a 1500 MVA
10
8
6
5
ANSI C50.13
66
243
Protección contra desbalance (46)
• ANSI C50.13.“el generador deberá ser capaz de soportar, sin dañarse, los efectos de un desequilibrio de corriente continuo que corresponde a una corriente I2 de secuencia de fase negativa de los siguientes valores, en tanto que no se exceda el kVA nominal y que la corriente máxima no exceda el 105% de la corriente nominal en ninguna de las fases”.
244
Protección contra desbalance (46)
TIPO DE GENERADOR
K
tI2
2 permisible
Generador de Polo Saliente 40
Condensador Síncrono
Tiempo del generador de rotor cilíndrico
Enfriado indirectamente
Enfriado directamente (0-800 MVA)
Enfriado directamente (801-1600 MVA......)
Ver curva de la figura siguiente
30
20
10
67
245
Protección contra desbalance (46)
(Valores tomados de ANSI C50.13-1989)
246
Protección contra desbalance (46)
• Característica
• Tiempo definido máximo y mínimo
• Característica de reposición lineal
KtI =⋅22
68
Fallas debida a la carga Grandes cambios en la carga
• Causas :– Desaparición repentina de cargas
– Arranque de grandes cargas
• Efectos :– Riesgo de sobretensión
– Riesgo de cambios de frecuencia
• Soluciones :– Medición de máxima/mínima tensión (59, 27)
– Detección de máxima/mínima frecuencia (81H, 81L)
G
Carga
Carga
P P
59,27
81H, 81L
Protección de mínima tensión 27
69
249
Protección de mínima tensión 27
• Normalmente, no es específicamente necesaria la protección de tensión mínima en los esquemas de protección de generadores.
• Aplicación: – como elementos de enclavamiento de otros tipos de protección, tales como los de fallo de campo.
– Como protección de respaldo para proporcionar la sensibilidad adecuada con los elementos dependientes de la tensión, de impedancia mínima o de secuencia de fase inversa.
250
Protección de mínima tensión 27
• Causas:– Una razón podría ser el fallo del equipo de regulación de la tensión (AVR).
• Efectos– Puede afectar al rendimiento del generador.
• Características:– Se suministra un elemento 27 de dos etapas (trip y alarma).
– El ajuste puede ser para tensiones de fase a fase o de fase a neutro.
– Relé habilitado únicamente cuando el CB de generador esté cerrado.
70
251
Protección de mínima tensión 27
Alarma. • Únicamente esté activa cuando el generador esté en línea para evitar un disparo en falso durante el arranque.
• Ajuste al 90% UN.• Retardo = 30 seg.• Puede ser de gran utilidad si el generador está funcionando con el ajuste de AVR en control manual.
252
Protección de mínima tensión 27
• ” Ajuste de tensión V<1”, – > UL en estado de cortocircuito permanente en un punto remoto de la barra.
– Debería estar ajustado en coordinación con las protecciones aguas abajo así como con la protección de respaldo del sistema del relé, si está activada.
– Retardo: 3 – 5s.
71
Protección contra sobretensión 59
254
Protección 59
• Funciona cuando las tensiones de las tres fases están por encima del punto de ajuste común.
• Dos etapas de disparo, cada una de ellas con un temporizador ajustable.
• Protege contra daños de aislamiento del generador y los de cualquier instalación conectada.
• Recomendada para generadores hidráulicos que puedan sufrir rechazo de carga.
72
255
Sobretensión
• Según ANSI/IEEE C37.102– Límite para el generador : 105%.– Límite para el bloque G-T : 105% a plena carga y 110% en vacío.
• Consecuencias de la sobretensión: – Sobreexcitación
• Acción automática: – alarma en grandes generadores.– Bloqueo/retroceso del regulador de tensión.– Disparo en pequeñas unidades de cogeneración.
256
Capacidad de sobreflujo
73
257
Protección 59
• Protección temporizada (U>):UAJUSTE= 1,1 - 1,2 UN
Retardo : suficiente para evitar la activación durante sobretensiones transitorias (1-3 s), ajuste máx 136 -100s.
• Protección instantánea (U>>):UAJUSTE = 1,3 - 1,5 UN
Disparo = instantáneo
258
Protección 59
• Esta función de protección responde a las señales de tensión línea suministradas al relé a través de las entradas principales del TT.
74
259
Sobretensión
• Generador sincronizado con otras fuentes a un sistema eléctrico, – se produciría un sobretensión en caso de que el generador ligeramente cargado y se le solicitara un alto intensidad de carga capacitiva.
• Después de una separación del sistema al que alimenta, – El generador experimenta el rechazo de carga completa mientras continúa conectado a parte del sistema eléctrico.
260
AVR
• El equipo de regulación automática de la tensión debería responder rápidamente para corregir la condición de sobretensión.
• Es recomendable disponer de 59 para cubrir un posible fallo del AVR y corregir así la situación o con el regulador en control manual.
75
261
En centrales hidráulicas
• El caso más desfavorable de sobretensión producto del rechazo de carga completa, podrían experimentarlo los generadores hidráulicos.
262
En centrales hidráulicas
• El tiempo de respuesta del equipo regulador de velocidad puede ser tan bajo, que se puede producir una sobreaceleración transitoria del 200% de la velocidad nominal.
• Incluso con la acción del regulador de tensión, de esta sobreaceleración podría resultar una sobretensión transitoria del 150%.
76
263
Datos
• Capacidad de un 5% de sobretensión de forma continua.
• El fabricante del generador debería suministrar los tiempos soportados en las condiciones de las sobretensiones más severas.
Protección de mínima frecuencia 81U
77
265
Protección de mínima frecuencia 81U
• Causas:– Pérdida de generación, provoca operación a frecuencia reducida durante un tiempo suficiente como para producir sobrecargas en las turbinas de gas o de vapor.
• La operación de una turbina a frecuencia baja es más crítica que la operación a frecuencia alta.
• Se recomienda protección de baja frecuencia para turbinas de gas o vapor.
266
Protección de mínima frecuencia 81U
• La turbina es más restringida:– Es la causa de resonancia mecánica en sus álabes.
– Las desviaciones de la fN pueden generar frecuencias cercanas a la frecuencia natural de los álabes y por lo tanto incrementar los esfuerzos vibratorios.
– Los incrementos en los esfuerzos vibratorios, pueden acumularse y agrietar algunas partes de los álabes.
78
267
Protección de mínima frecuencia 81U
• Los fabricantes de turbinas dan límites de t para operaciones con fANORMAL.
• Los efectos de operación a frecuencia anormal son acumulativos.
• Estas limitaciones de la capacidad de la turbina generalmente aplica para turbinas de vapor.
• Las turbinas de gas generalmente tienen más capacidad que las unidades de vapor para operar a baja frecuencia.
268
Protección de mínima frecuencia 81U
• Sin embargo, las turbinas de gas están frecuentemente limitadas por la inestabilidad en la combustión o la salida repentina de la turbina por la caída de frecuencia. El límite de frecuencia debe ser dado por cada fabricante.
• En general estas restricciones no aplican para generadores hidráulicos.
• La mayoría de los esquemas requieren usar un relé de baja frecuencia para cada banda de frecuencia.
79
269
Protección de mínima frecuencia 81U
• El esquema de relé de baja frecuencia múltiple y temporizado no es usado en turbinas de gas. Los fabricantes de estos equipos dan protección de baja frecuencia que consiste en un disparo por baja frecuencia cuyo ajuste está dado por el fabricante.
• Los relés 81U generalmente dan disparo.• En los casos en que las consecuencias de una
pérdida de la máquina sean catastróficas, sólo se utiliza la protección como alarma (se acepta la posibilidad de daños en la turbina).
270
A Respuesta de
frecuencia del sistema
con recuperación
mediante mínimo
rechazo de carga.
B Respuesta de
frecuencia del sistema
con desconexión del
generador.
C Característica óptima
de protección 81U
Protección de mínima frecuencia 81U
80
EJEMPLO
271
272
Para el ajuste de esta función se parte de la información específica del fabricante de la turbina (curva de frecuencias límite de operación de la turbina).
81
Datos del fabricante
• Se dan tres escalones de frecuencia–tiempo; dos escalones protegen el rango inferior dos escalones protegen el rango inferior de la frecuencia límite de operación (protección baja frecuencia) de la turbina. El tercer escalón El tercer escalón protege el rango superior protege el rango superior de la frecuencia límite de operación (protección alta frecuencia) de la turbina.
• El margen de seguridad margen de seguridad seleccionado es de 15%.
273
Datos del fabricante
• El fabricante de la turbina indica que a 58.5 Hz es posible la operación continua; por lo que se decide ajustar el primer escalónprimer escalón contra baja frecuencia a 58.8 Hz y
• El segundo escalón segundo escalón a 57.9 Hz.
• Para el tercer escalón tercer escalón contra alta frecuencia se ajusta a 61.2 Hz, teniendo en cuenta que este será un respaldo a las protecciones propias del gobernador de velocidad.
274
82
Ajuste de la función 81G
Primer escalón:• Frecuencia de operación = 58.8 Hz.• Retraso de tiempo de operación = 36000 ciclos (600 s).Segundo escalón:• Frecuencia de operación = 57.9 Hz.• Retraso de tiempo de operación = 30 ciclos (0.5 s).Tercer escalón:• Frecuencia de operación = 61.2 Hz.• Retraso de tiempo de operación = 36000 ciclos (600 s).
275
Fallas debida a la carga Pérdida de sincronismo
• Causas :– Tiempo de despeje de la falla demasiado prolongado
– Cambios importantes en la carga
• Efectos :– Variaciones de la potencia activa: el generador opera como generador, luego como motor,…
• Soluciones :– Detección de la pérdida de sincronismo (78PS)
– Detección de la variación de velocidad (12)
G12
78PS
∆Ω
83
Protección de deslizamiento de polo (78)
Introducción
• Los cambios bruscos o los choques en una red eléctrica tales como: las operaciones de conmutación de línea, grandes saltos de carga o cortocircuitos, pueden provocar oscilacionesoscilaciones en la red eléctrica que aparecen como variaciones regulares de las intensidades, tensiones y de los desfasajes angulares entre las redes. Este fenómeno se conoce con el nombre de oscilación de potenciaoscilación de potencia.
278
84
Introducción
• En situaciones recuperablesrecuperables, la oscilación de potencia disminuirá y finalmente desaparecerá en pocos segundos. Se recobrará la sincronización y la red eléctrica volverá a su funcionamiento estable.
• Si la situación no es recuperableno es recuperable, la oscilación de potencia se hace tan grave que se pierde la sincronización entre el generador y la red, condición reconocida como pérdida de sincronismo o deslizamiento de polo desde el punto de vista de un generador.
279
Introducción
• Si se produce efectivamente tal pérdida de sincronismo, es imperativo desconectardesconectarlas zonas que perdieron el sincronismo del resto de la red, antes de que se dañen los generadores o antes de que ocurra una interrupción generalizada en el servicio.
280
85
¿Cuándo se produce deslizamiento de polo?
• Cuando la potencia de la turbina excede la potencia eléctrica absorbida por la red. Esta condición surge de la disparidad de las frecuencias de funcionamiento de dos o más máquinas.
• Durante el deslizamiento de polo la máquina produce, alternativamente, par como generador y como motor de altas magnitudes con los correspondientes picos de intensidad y caídas de tensión.
281
Eventos que provocan deslizamiento de polo
• La ocurrencia de una anormalidad:
– Un defecto transitorio en la red.– Falla del regulador del generador.– Falla del control de excitación del generador (funcionamiento asincrónico).
– Reconexión de una red separada sin sincronización.
282
86
Eventos que provocan deslizamiento de polo
• El cambio transitorio en los requerimientos de la red:
en cuanto a los componentes de potencia real y reactiva que hace que el rotor del generador oscile alrededor del nuevo punto de equilibrio.
283
Eventos que provocan deslizamiento de polo
• Si la perturbación transitoria inicial es lo suficientemente grave y de una duración suficientemente larga, – la oscilación del rotor puede exceder el límite máximo de estabilidad provocando el deslizamiento de polos del generador.
• En una red débil, los transitorios de conmutación también pueden causar el deslizamiento de polo.
284
87
285
Protección de deslizamiento de polo
• Proporciona disparo del generador cuando este pierde sincronismo con el sistema de potencia, esto es el generador se desliza un polo
• Esto ocurre cuando los corto circuitos en el sistema no son librados con la suficiente rapidez
Sistema
De
PotenciaT G X
Corto CircuitoEg ΘΘΘΘg
ES ΘΘΘΘS
286
Protección de deslizamiento de polo
• La ecuación de transferencia de potencia
P=(EGES/X) sen(δS - δG)
• Flujos de potencia real pequeños hacia el sistema durante una falla trifásica
• El ángulo de fase del voltaje interno se adelanta durante un corto circuito
• Si la falla permanece en el sistema mucho tiempo – el generador pierde sincronismo aunque la falla se libre después
88
287
Protección de deslizamiento de polo
• Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores
288
Protección de deslizamiento de polo
¿Cuándo es necesario OSP?• Cuando un tiempo de “Switcheo crítico” del
generador es lo suficientemente corto para garantizar la acción.
• Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a través del generador o su transformador elevador.
• Cuando la trayectoria de la oscilación pasa a través de las líneas de transmisión cercanas a la planta pero los relevadores de las líneas no pueden detectar el evento.
89
289
Protección de deslizamiento de polo
Aplicación:• Es común en grandes generadores síncronos• Para generadores relativamente pequeños que
funcionan en paralelo con fuertes suministros públicos.
• Podría ser el de un cogenerador en paralelo con el sistema de distribución de una utilidad pública, en la que no se proporciona protección de alta velocidad para fallos del sistema.
• El retardo en la reparación de los fallos del sistema puede suponer una amenaza para la estabilidad de la central del cogenerador.
Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores
290
Trayectoria de la impedancia OSP típica
90
Ajustes típicos del esquema de protección (Single Blinder)
291
β
OFFSET
BLINDERA
BLINDERB
REVERSEREACH
MHOUNIT
S=120°
XT
XId
-R R+
10
10
5
5
10-X
5 10
ZS
ZS = IMPEDANCIA DEL
SISTEMA
XT = REACTANCIA DE
TRANSFERENCIA
XId = REACTANCIA
TRANSITORIA DEL GEN.
EJEMPLO
292
91
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
293
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
• El esquema de protección utiliza:– limitadores A y B
– con un elemento supervisor tipo MHO.
• Las características de operación del relevador, están definidas por la región interior del círculo de tipo MHO, la región a la derecha del limitador A y la región a la izquierda del limitador B.
294
92
Ajustes de la Protección de Pérdida de Sincronismo
Donde:• XT = Reactancia de transformador.• XS = Reactancia del sistema.• X’d = Reactancia transitoria del generador.• A, B = Impedancia de los limitadores.• δ = Angulo de estabilidad dinámica.
295
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
• Se realizan los ajustes, considerando las reactancias a la base del generador:– El ajuste típico del diámetroajuste típico del diámetro del elemento Mho= 1.5XT+2X’d
• Sustituyendo valores de reactancias del generador y transformador.–– DiámetroDiámetro = 1.5(0.1164)+2(0.238)= 0.6506 p.u.
296
93
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
• El ajuste típico del desplazamiento ajuste típico del desplazamiento del diámetro del elemento Mho = -2 ⋅X’d
•• DesplazamientoDesplazamiento = - 2(0.238) = - 0.476 p.u.
297
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
• El ajuste típico del ángulo de impedancia ángulo de impedancia (θ)= 90°.
• El ajuste típico de la impedancia del limitador impedancia del limitador =(1/2)(X’d+ XT + XS) tan(θ–(δ/2))
Un valor típico para Un valor típico para δδ es 120es 120°°..
• Limitadores = (0.5)(0.238+0.1164+0.02565) tan (90°–(120°/2))
= 0.1097 p.u.
298
94
Protección de Pérdida de Sincronismo del Generador (78G).
• El retraso de tiempo debe ser ajustado en base a un estudio de estabilidad.
• En la ausencia de tal estudio, este puede ser ajustado entre 3 y 6 ciclos.
299
Ajuste de la función 78G en el relevador multifuncional
• Los ajustes del relevador de acuerdo con los cálculos realizados son:
– Diámetro = 11.7 Ω– Desplazamiento = -8.5 Ω– Ángulo de impedancia (θ)= 90°.– Limitadores = 2 Ω– El retraso de tiempo se ajusta a 6 ciclos (0.1 s).
300
95
PROTECCION DE GENERADORTipo de fallas
Fallas debidas al control del generador
Fallas debidas al control del generador Pérdida de campo
• Defecto:– Pérdida de la excitación
• Efectos :– Operación como generador
asincrónico
– Sobrecalentamiento debido a corrientes parásitas sobre el arrollamiento de amortiguación(damper)
• Protecciones:– Detección de la potencia reactiva
inversa (32Q) para redes capaces de suministrar Q
– Detección de la mínima imperancia(40) para grandes máquinas, en redescon baja potencia de cortocircuito
Normal
G
Q32Q
G
Q
Q
Pérdida de campo
32Q
96
Protección contra pérdida de campo (40)
304
Protección contra pérdida de campo (40)
Curva de capacidad del generador visto sobre un pla no P-Q, esta debe ser convertido a un plano R-X
97
305
Protección contra pérdida de campo (40)
Increased Power Out
P-Q Plane
Increased Power Out
R-X Plane
306
Protección contra pérdida de campo (40)
Efectos específicos en:Efectos específicos en:• Generador
– El generador síncrono se convierte en generador de inducción
– El deslizamiento induce corrientes de Eddy que calientan la superficie del rotor
– Las altas corrientes reactivas manejadas por el generador sobrecargan al estator
• Sistema de potencia– Pérdida de soporte de potencia reactiva– Crea un dren de reactivos – Puede iniciar un colapso de voltaje del sistema o del
área asociada al generador
98
307
Protección contra pérdida de campo (40)
•• CausasCausas– Apertura del circuito de campo
– Corto circuito en el campo
– Disparo accidental del interruptor de campo
– Falla del control del regulador de tensión– Pérdida del excitador principal
308
Protección contra pérdida de campo (40)
Característica de la impedancia de pérdida de campo
99
309
Protección contra pérdida de campo (40)
Método de protección Nº 1 – Relé Mho de 2 zonas
310
Protección contra pérdida de campo (40)
Método de protección Nº 2
100
311
Ejercicio
• Valores mostrados de la hoja de datos del generador:
• 125 MVA Base• X’dsat = 24.5% =
0.245 pu• Xd = 206.8% =
2.068 pu
Fallas debidas al control del generador Regulación de tensión
• Causas :– Operación defectuosa del regulador de tensión
• Efectos :– Sobre tensión
– Baja tensión
• Soluciones :– Medición de la máxima tensión (59)
– Medición de la mínima tensión (27)
G
5927
Uref
∆∆∆∆U
101
Fallas debidas al control del generador Regulador de frecuencia
• Causas :– Operación defectuosa del regulador de frecuencia
• Efectos :– Sobre frecuencia (para operación aislada)
• Soluciones :– Medición de la màxima frecuencia (81H)
– Medición de la mínima frecuencia (81L)
G
81L81H
Fref
∆∆∆∆F
Fallas debidas al control del generador Energización inadvertida
• Causas :– Generador acoplado a la red mientras la máquinaimpulsora esta detenida
• Efectos :– El generador funcionacomo un motor en el momento de cierre
• Soluciones :– Detección simultánea de IG> IGs y UG > UGs cuando se maniobra el cierre (50/27)
G
50/27
UN
cierre
U=0
102
Protección contra energización inadvertida (27/50)
316
Protección contra energización inadvertida (27/50)
¿Cómo ocurre?• Errores de operación.• Flameo (flashover) de los contactos del
interruptor.• Mal funcionamiento de los circuitos de control.• Alguna combinación de los anteriores.
103
317
Energización inadvertida (27/50)
• Respuesta del generador y daños.– El generador se comporta como un motor de inducción.
– El flujo rotatorio se induce dentro del rotor del generador.
– La corriente resultante en el rotor es forzada dentro de la trayectoria de secuencia negativa en el cuerpo del rotor.
– La impedancia de la máquina durante la energización inicial es equivalente a su impedancia de secuencia negativa.
– Ocurre un rápido calentamiento del rotor. KtI =⋅22
318
Energización inadvertida (27/50)
• Circuito equivalente.
104
319
Energización inadvertida (27/50)
• Muchas veces la protección convencional es deshabilitada cuando la unidad está fuera de línea– Se remueven los fusibles o cuchillas de los transformadores de potencial.
– Se remueve la alimentación de DC para el control.
– El contacto auxiliar (52a) del interruptor o cuchillas pueden deshabilitar el disparo.
Protección (27/50)
• Esta protección consiste de un elemento de
mínima tensión (27) que asegura que la
protección se activa cuando la máquina no está
funcionando o está parada, y de un elemento de
sobreintensidad (50) para detectar cuando el
interruptor de circuito del generador se ha
cerrado involuntariamente.
320
105
321
Energización inadvertida (27/50)
• Esquemas de protección empleados .– Esquemas de sobrecorriente supervisados con frecuencia.
– Esquemas de sobrecorriente supervisados con voltaje.
– Esquema de sobrecorriente direccional.– Esquema de relevadores de impedancia.– Esquema de sobrecorriente habilitado con contacto auxiliar.
322
Energización inadvertida (27/50)
Respuesta de la protección convencional. • Algunos relevadores podrían detectar la
energización inadvertida del generador pero pueden:– Ser marginales en su habilidad para detectar la condición.
– Operar tan lentos que no puedan prevenir el daño.
106
323
Energización inadvertida (27/50)
324
Energización inadvertida (27/50)
ConclusionesConclusiones• La energización inadvertida es un serio
problema.– Daños ocurren en segundos.
• La protección convencional del generador.– Marginal en la detección del evento.– Deshabilitada cuando la máquina es energizada inadvertidamente.
– Opera muy lento para prevenir daño.
• Se necesita instalar un esquema de protección dedicada.
107
EJEMPLO
325
Energización inadvertida (27/50)
326
I50 = 10% ILOADV27 =50 – 70 % UNt ≥≥≥≥ 5s.
108
Energización inadvertida (27/50)
El ajuste típico del elemento de sobrecorriente es:
I50 secundaria = 0.5 A.V27 secundario = 0,70⋅Voperación secundario
= 0.70 x 69 = 48 V.Retraso de tiempo del tV= 120 ciclos (2 s).
Retardo de tiempo de reposición= 60 ciclos (1 s).
327
PROTECCION DE GENERADORTipo de fallas
Fallas debidas a máquina impulsora
109
Fallas debida a la máquina impulsoraCalentamiento de cojinetes
• Causas :– Pérdida de lubricación de los cojinetes
• Efectos :– Calentamiento de los cojinetes
• Soluciones :– Medición de la temperatura de los cojinetes con sensores de temperatura
G
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Pt100
Cojinetes∆Θ
Fallas debida a la máquina impulsora Pérdida de la máquina impulsora
• Causas :– Pérdida de la máquina impulsora
• Efectos :– Operación como motor sincrónico
– No hay riesgo para la máquina pero si hay riesgo para la turbina
• Soluciones :– Medición de la potencia activa inversa (32P)
Normal
G
P32P
G
P
Pérdida de la máquina impulsora
32P
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Protección contra potencia inversa (32)
332
Protección contra potencia inversa (32)
• Previene que el generador se motorice por pérdida del primo motor
• La motorización resulta cuando la turbina no puede suministrar siquiera las pérdidas propias de la unidad y esta deficiencia tiene que ser absorbida desde el sistema.
• El generador no es afectado por potencia inversa: funciona como un motor síncrono.
• Las consecuencias de la motorización dependerá del tipo de motor primo y del nivel de potencia recibida.
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333
Protección contra potencia inversa (32)
Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
Motor Diesel 5% - 25%
Riesgo de incendio o explosión de
combustible no consumido.
• El nivel de motorización depende del índice de compresión y del espesor del diámetro del cilindro. Para limitar la pérdida de potencia y el riesgo de daños es necesaria una rápida desconexión.
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Protección contra potencia inversa (32)
Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
Turbina de gas
10% - 15%(eje partido)
>50%(simple eje)
En algunos conjuntos de engranajes, pueden
aparecer daños debido al par inverso en los
dientes del engranaje.
La carga de compresión en motores de eje sencillo implica una potencia de motorización mayor que la de los motores de eje partido. Es necesaria una rápida desconexión para limitar la pérdida de potencia o los daños.
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Protección contra potencia inversa (32)
Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
turbinas hidráulicas
0,2 - >2%(paletas fuera del agua)
>2,0%(Paletas en el agua)
Puede producirse la cavitación de paletas y ruedas
con un largo periodo de
motorización.
•La potencia es baja cuando las paletas están por encima del nivel del canal de desagüe. Los dispositivos de detección de flujo hidráulico son a menudo los mejores medios para detectar una pérdida de control. Se recomienda la desconexión automática.
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Protección contra potencia inversa (32)
Motor primo
Potencia de motorización
Posibles daños
Turbinas de vapor
0,5% - 3%(con condensación)3% - 6%
(sin condensación)
Pueden aparecer daños por fatiga térmica en las paletas de turbinas de baja presión cuando el flujo de vapor no puede disipar las pérdidas
por rozamiento.
•Pueden producirse daños rápidamente en los conjuntos sin condensación o si se pierde el vacío en conjuntos con condensación. Se debe utilizar protección de potencia inversa como método secundario de detección, debiéndose utilizar exclusivamente para producir una alarma.
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Protección contra potencia inversa (32)
• El ajuste del valor de arranque debe ser el recomendado por el fabricante de la turbina lo mismo que el retardo del relé.
• Estos valores deben ajustarse de un modo tan sensible, que el relé detecte cualquier condición de potencia inversa.
EJEMPLO
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Protección contra potencia inversa (32)
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Protección contra potencia inversa (32)
• Considerando que el generador es accionado por una turbina de vapor sin condensador, para esta turbina la potencia de motorización está en un rango de más del 3% de la potencia nominal. Se ajusta al 7% de la potencia nominal.La potencia de motorización es:
Pmot = 0.07(193.5) = 13.545 MW.La corriente que circula con esta potencia es:
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Protección contra potencia inversa (32)
La corriente en el secundario de los TC’s es:
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El voltaje en el secundario de los TP’s es:
La potencia en el secundario, con un factor de potencia unitario:
Protección contra potencia inversa (32)
La potencia nominal del relé es:Pn relé = 3⋅(69.282)(3.88) (0.9)=725,8WEn porcentaje de la potencia nominal es:
342
Este valor en por unidad:
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Protección contra potencia inversa (32)
• El ajuste de tiempo corto con válvulas principales de vapor cerradas.
t1= 2.0 s.• Ajuste de tiempo largo, de acuerdo a los
datos de la turbina que permite que se motorice por un tiempo máximo de 60 s, se selecciona un t2=10 s.
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Protección contra potencia inversa (32)
Los ajustes del relé de acuerdo con los cálculos realizados son:– Potencia de operación = - 8% (-0.080 p.u).– Retraso de tiempo de operación=600 ciclos (10 s).
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Protección de sobreexcitación V/Hz (24)
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Sobreexcitación V/Hz (24)
Límites del generador (ANSI C50.13)
• Plena carga V/Hz = 1.05 pu• Sin carga V/Hz = 1.05 pu
Límites del transformador (terminales de HV)
• Plena carga V/Hz = 1.05 pu• Sin carga V/Hz = 1.10 pu
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Sobreexcitación V/Hz (24)
Causas de problemas de V/Hz• Problemas en el regulador de voltaje.
– Error de operación durante la operación del regulador manual fuera de línea.
– Falla de control.– Pérdida del TP que suministra voltaje al regulador.– Sobre-excitación cuando el generador esta en línea.
• Problemas en el sistema– Rechazo de carga de la unidad: rechazo a plena carga o con carga parcial.
– Formación de islas en el sistema de potencia durante disturbios mayores.
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Sobreexcitación V/Hz (24)
Señales físicas• Como el voltaje se eleva
arriba del nominal el flujo de dispersión se incrementa
• El flujo de dispersión induce corrientes en la estructura de soporte del transformador causando un calentamiento rápido localizado.
Flujo de Dispersión
Flujo en el Núcleo
Vp Vs
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Sobreexcitación V/Hz (24)
Curvas típicas
Curva de limitación para operación de V/Hz para transformador
Curva de limitación para operación de V/Hz para generador
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Sobreexcitación V/Hz (24)
• La función 24 V/Hz debe ser ajustada de acuerdo a la norma C37.102, si no existe una curva de ajuste V/Hz vs t, para el transformador elevador del generador.
Resumen de ajustes• Setpoint #1 = 106%, 10s• Setpoint #2 = 110%, 5s• Curva INV=Deshabilitada
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Sobreexcitación V/Hz (24)
Relevador V/Hz de tiempo inverso• Un relevador V/Hz con una característica inversa puede
ser aplicado para proteger un G y/o T, de un nivel excesivo de V/Hz.
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Sobreexcitación V/Hz (24)
• Un nivel de operación mínimo de V/Hz y de
retardo de tiempo pueden normalmente ser
ajustados para igualar la característica V/Hz
combinada del generador-transformador.
• Si se puede, se deben obtener las limitaciones
V/Hz del fabricante y usarlas para determinar las
características combinadas.
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EJEMPLO
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Sobreexcitación V/Hz (24)
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Sobreexcitación V/Hz (24)
• La tecnología moderna en relés, permite utilizar un relé de sobrevoltaje con dos unidades, una de tiempo inverso y otra de tiempo definido.
• Estos relés tienen ajustes distintos para detectar sobrevoltajes de magnitud diferente y responder más rápidamente en los casos más graves.
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Sobreexcitación V/Hz (24)
• Se calcula el valor unitario de excitación del generador:
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Se recomienda detectar condiciones de sobre excitación desde un 10% arriba del valornominal, y hasta un valor máximo permitido que en este caso será 24%.
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Sobreexcitación V/Hz (24)
• Las características del elemento de tiempo definido son las siguientes:1.24 p.u. = 1.24 x 2 = 2.48 Volts/Hertz.
El ajuste en porciento = 124%• Las características del elemento de
tiempo inverso son las siguientes:1.10 p.u. = 1.10 x 2 = 2.2 Volts/Hertz.
El ajuste en porcentaje = 110%
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Sobreexcitación V/Hz (24)
• Para el elemento de tiempo definidotiempo definido:Valor de operación V/Hz = 124%.
El retraso de tiempo = 300 ciclos (5 s).
• Para el elemento de tiempo inversotiempo inverso:Valor de operación V/Hz = 110%.
Curva característica de tiempo inverso = CRV3.Dial de tiempos = 2.
Valor de Reset = 200 s.
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Protección de fallo del interruptor (50BF)
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Fallo del interruptor (50BF)
• Cuando el sistema de relés de protección opera para disparar el interruptor automático del generador pero el interruptor no funciona, es preciso activar un esquema de falla del interruptor.
• Dadas las sensibilidades requeridas, hay importantes diferencias entre la manera de aplicar un esquema de falla local del interruptor en un interruptor de generador y en un interruptor de línea de transmisión.
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Fallo del interruptor (50BF)
• El diagrama funcional de un esquema típico de falla del interruptor usado en un interruptor de línea de transmisión.
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Fallo del interruptor (50BF)
• Cuando los relés de protección detectan una falla, van a intentar disparar el interruptor primario de la línea de transmisión e iniciar a la vez una falla del interruptor.
• Si el interruptor de línea no despeja la falla durante un intervalo de tiempo especificado, el temporizador va a disparar los interruptores de respaldo necesarios para sacar de servicio al interruptor automático que ha fallado.
• El disparo exitoso del interruptor primario está determinado por el desaccionamiento de su detector de corriente, que detiene el temporizador de falla del interruptor (62).
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Fallo del interruptor (50BF)
• Sin embargo, cuando el esquema de falla del interruptor se aplica a un interruptor de generador, su disparo puede no ser iniciado por un corto circuito sino por una condición anormal de operación en la que puede haber muy poca, o no haber, corriente de corto circuito. Las condiciones anormales de operación como el sobrevoltaje, la sobreexcitación, la baja frecuencia excesiva, la potencia inversa y las fallas a tierra del estator, no producirán suficiente corriente para operar los detectores de corriente.
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Fallo del interruptor (50BF)
• El conmutador del interruptor 52a deberá usarse en paralelo con los detectores de falla para dar indicaciones adicionales en un esquema de falla del interruptor para interruptores de generador.
52a - Contactos Auxiliares del Interruptor AutomáticoCD - Detector de Corriente62- Temporizador de falla del interruptor con retardos ajustables de enganche y cero desenganche.
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