3.0 3.0 protección de generadores protección de...

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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.

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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.

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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

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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)

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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

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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

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-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


• 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


• “ 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


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


• 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


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


• 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


240


• 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


• 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


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


• 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


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


(Valores tomados de ANSI C50.13-1989)

246


• 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


• 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


• 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


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


• ” 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


• 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


• 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


• 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


• 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


• 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


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


• 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


• 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


• 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


• Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores

288


¿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


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


• 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


• 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


• 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


• 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


• 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


Curva de capacidad del generador visto sobre un pla no P-Q, esta debe ser convertido a un plano R-X

97

305


Increased Power Out

P-Q Plane

Increased Power Out

R-X Plane

306


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


•• 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


Característica de la impedancia de pérdida de campo

99

309


Método de protección Nº 1 – Relé Mho de 2 zonas

310


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


• Circuito equivalente.

104

319


• 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


• 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


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


324


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


326

I50 = 10% ILOADV27 =50 – 70 % UNt ≥≥≥≥ 5s.

108


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

38

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

110

Protección contra potencia inversa (32)

332


• 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.

111

333


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.

334


Motor primo


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.

112

335


Motor primo


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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Motor primo


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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337


• 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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339


• 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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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:


La potencia nominal del relé es:Pn relé = 3⋅(69.282)(3.88) (0.9)=725,8WEn porcentaje de la potencia nominal es:

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Este valor en por unidad:

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• 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.

343


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).

344

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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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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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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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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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• 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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351


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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• 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.

121

EJEMPLO

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354

122


• 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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• 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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• 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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• 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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361


• El diagrama funcional de un esquema típico de falla del interruptor usado en un interruptor de línea de transmisión.

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• 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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• 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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• 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.

3.0 3.0 protección de generadores protección de...

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