Protección de Generadores [PDF]

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CAPÍTULO 9 PROTECCIÓN DE GENERADORES

9.1

INTRODUCCIÓN

El generador es el núcleo del Sistema de Potencia. Una unidad de generación moderna es un sistema complejo que comprende los devanados del estator y su transformador asociado, el rotor con su devanado de campo de excitatriz, la turbina, etc. Se pueden presentar fallas de diversa índole dentro de un sistema tan complejo como éste, por lo que se requiere de un sistema de protección muy completo cuya redundancia dependerá de la capacidad, el tipo y la importancia relativa del generador dentro del Sistema de Potencia, pero también influyen otros, como su conexión y los tipos de sistemas de regulación y control que tiene. La frecuencia de fallas en generadores bien construidos es baja debido a los diseños modernos y al mejoramiento de los materiales aislantes, pero los defectos y fallas pueden ocurrir y resultar en severos daños y largas suspensiones del servicio. Por estas razones las condiciones anormales deben ser reconocidas rápidamente y / ó el área del problema debe ser aislada.

9-2 Algunas de estas condiciones no requieren que la unidad sea desconectada automáticamente ya que en estaciones atendidas se pueden corregir el problema, mientras la máquina permanece en servicio (Son señalizadas con alarmas). Los generadores son los elementos del Sistema Eléctrico de Potencia que pueden estar sometidos al mayor número de condiciones anormales de operación diferentes, lo que confiere una gran diversidad a sus protecciones. Esas condiciones anormales pueden deberse al propio generador, a su motor primario, ó al sistema eléctrico al que está interconectado, y pueden en general subdividirse en fallas internas y regímenes de condiciones, a continuación se enumeran los tipos fundamentales de condiciones anormales de operación. CONDICIONES ANORMALES DE OPERACIÓN FALLAS INTERNAS EN EL ESTATOR

REGÍMENES ANORMALES DE OPERACIÓN

A. Sobrecorrientes balanceadas ó desbalanceadas en el estator debidas A. Cortocircuitos entre espiras a sobrecargas ó cortocircuitos externos de una fase

B. Cortocircuitos a tierra C. Cortocircuitos entre fases

B.

Pérdida ó reducción de excitación

C.

Sobretensión

D.

Contactos con tierra en el rotor

E. F.

Pérdida de sincronismo Conexión asincrónica

G. Pérdida del motor primario (motorización) H. Oscilaciones subsincrónicas I. Sobrecalentamiento del rotor por sobreexcitación J. Otros (vibración, sobrevelocidad, problemas de rodamientos, etc. )

En el presente capítulo se abordan los tipos fundamentales de protecciones de un generador y se discuten los criterios más generales que se siguen para su aplicación y la determinación de si deben provocar la desconexión del generador ó solamente emitir una señal de alarma, las tendencias americana y europea y la perspectiva en la evolución de la protección de

9-3 generadores así como la aplicación de dichas protecciones dependiendo de la capacidad de la máquina. 9.2

PROTECCIÓN CONTRA FALLAS EN LOS ARROLLAMIENTOS DEL ESTATOR

La protección de generadores contra fallas en los arrollamientos del estator puede hacerse con relés diferenciales ó de sobrecorriente. Los generadores de capacidades superiores a unos 1000 kVA se protegen por lo general con relés de porcentaje diferencial, mientras que en los generadores pequeños, fundamentalmente utilizados en las industrias, se instalan protecciones de sobrecorriente. En algunos casos se utilizan esquemas de tipo diferencial conformados a partir de relés de sobrecorriente. Es conveniente analizar en primer término, los esquemas básicos para la conexión de los generadores, teniendo en cuenta la influencia de dicha conexión en su protección contra fallas en los arollamientos del estator; Existen dos esquemas básicos para la conexión de distintos generadores de una planta: a) Conexión directa a una barra de generación común. b) Conexión en unidades o bloques generador - transformador.

Figura 9.1 La

conexión

directa

se

muestra

en

la

Figura

9.1,

y

en

ella

los

distintos

generadores se conectan a través de interruptores a una barra, donde a su vez están conectados mediante interruptores los transformadores elevadores, así como el transformador auxiliar (Ta) de consumo propio de la planta. Esta es la conexión típica de los generadores

9-4 pequeños de sistemas eléctricos industriales. Los generadores están por lo general conectados en estrella, sin embargo hay algunos casos en que la conexión es en delta.

Figura 9.2 En la conexión en bloques o unidades generador - transformador (Figura 9.2) cada generador se conecta directamente a su propio transformador y se omite el interruptor entre ellos. Esta es la conexión más común en las plantas formadas por unidades de grandes capacidades y en ella la conexión de los generadores es en estrella, salvo muy raras excepciones. En cada unidad el transformador auxiliar

Ta está conectado a la salida del generador, y la conexión en paralelo de

todas las unidades se hace por el lado de alta tensión de los transformadores elevadores. 9.2.1

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL GENERADOR (87G)

SIMBOLOGÍA

En el epígrafe 8.4 se introdujo el principio de operación de la protección diferencial y se expusieron las ventajas que presentan los relés de porcentaje diferencial. Dicha protección para el caso del generador, compara las corrientes secundarias de los transformadores de corriente del lado de la carga y del neutro para cada fase del generador, proporcionando detección rápida y sensible para fallas entre fases (fallas trifásicas, fallas bifásicas) dentro de la zona de protección. Detecta además, fallas bifásicas a tierra y fallas monofásicas a tierra, éstas últimas dependiendo de qué tan sólidamente esté aterrizado el generador. Sin embargo, el relé de

9-5 porcentaje diferencial no detecta fallas entre espiras en una fase, porque no hay una diferencia entre la entrada y la salida de corriente de la fase, por lo cual se debe utilizar una protección separada para fallas entre espiras. En la protección diferencial del generador se utilizan transformadores de corriente con características idénticas y es preferible no conectar otros relés u otros aparatos en estos circuitos de corriente. Cuando se tienen generadores de fase partida (tendencia americana de usar dos arrollamientos en paralelo por fase) se acostumbra medir la corriente únicamente en uno de los devanados en paralelo en el lado del neutro, utilizando un CT con una relación de transformación igual a la mitad; la ventaja de este esquema es que permite detectar polos de la excitación en corto de una manera indirecta, debido al desbalance de corriente entre los devanados partidos, al estar sometidos a flujos magnéticos diferentes. Los relés diferenciales porcentuales no son sensibles para fallas a tierra en la totalidad del arrollamiento en generadores puestos a tierra sólidamente, ni opera en absoluto para generadores puestos a tierra a través de impedancia. Aproximadamente el primer 10% del arrollamiento no está protegido con este relé, sin embargo, este 10% se cubre con la protección de falla entre espiras. Cuando el generador se conecta directamente al transformador elevador sin interruptor de por medio (Conexión en Bloque, Figura 9.2), esta conexión se protege con dos relés diferenciales porcentuales: uno para el generador y otro para el grupo generador-transformador. La conexión de la protección diferencial depende de si el neutro está conectado internamente ó si se dispone de los tres terminales del neutro (cada fase) para colocar transformadores de corriente a lado y lado de los arrollamientos. En la Figura 9.3 se ilustra el arreglo de los transformadores de corriente para la conexión del relé diferencial de una máquina conectada en estrella y en donde están disponibles los 3 terminales (cada fase) del neutro.

9-6

Figura 9.3

9-7 En la Figura 9.4 se ilustra el caso para la conexión del relé diferencial cuando solamente se dispone de un terminal saliendo del neutro, es decir cuando la conexión del neutro se efectúa internamente en la máquina.

Figura 9.4 9.2.2

PROTECCIÓN DIFERENCIAL CON RELÉS DE SOBRECORRIENTE (50, 87G)

Una variante de la protección diferencial con relés de sobrecorriente para generadores de capacidades pequeñas se muestra en la Figura 9.5. En ella se utiliza en cada fase un transformador de corriente de núcleo toroidal, por cuya ventana se hacen pasar como primarios los conductores del neutro y de salida del generador, de modo que ambas corrientes circulen en oposición en condiciones normales. En el secundario se conecta un relé de sobrecorriente instantáneo que funciona como diferencial con alta velocidad y sensibilidad, ya que el esquema esta libre de la corriente diferencial de error, por tener un solo transformador de corriente por

9-8 fase. Esta protección en principio responde a fallas entre fases ó a tierra, pero su sensibilidad para a fallas a tierra depende de la impedancia de puesta a tierra del neutro del generador.

Figura 9.5 El esquema es aplicable solamente a generadores de capacidad pequeña, dada la necesidad de pasar los conductores a través del núcleo de los transformadores de corriente. Otra limitación es que la zona de protección no incluye la parte comprendida entre los transformadores de corriente y el interruptor, a menos que los transformadores se coloquen después del interruptor y se lleven hasta ellos los conductores del lado del neutro del generador. 9.3

PROTECCIÓN CONTRA FALLAS ENTRE ESPIRAS

La protección diferencial no responde a cortocircuitos entre espiras de una misma fase en el estator, debido a que estas fallas no originan diferencias entre las corrientes que entran y salen a esa fase. Es necesario esperar a que el cortocircuito se extienda a tierra ó a otra fase para que pueda ser detectado, lo que provoca un daño adicional en la máquina, que se puede evitar con una protección contra falla entre espiras. Esta protección se aplica casi exclusivamente a generadores de turbinas

hidráulicas o

hidrogeneradores, pues los generadores de turbinas a vapor o turbogeneradores tienen por lo general bobinas de una sola espira y no pueden ocurrir en ellos fallas entre espiras que no involucren tierra. Existen dos tendencias en el diseño de este tipo de protección: la americana y la europea.

9-9 9.3.1

TENDENCIA AMERICANA

La tendencia americana en el diseño generadores de turbina hidráulica es construir el generador con arrollamientos multicircuitos, es decir con dos ó más circuitos por fase. Este diseño de generadores se denomina esquema de Fase Partida (Split Phase). En este esquema, el circuito en cada fase del devanado del estator está partido en dos grupos iguales, comparándose entonces las corrientes de cada grupo. La Figura 9.6 ilustra una forma general de la conexión de relés para la protección de fase partida para un generador multicircuito.

Figura 9.6 Una diferencia en estas corrientes indica un desbalance causado por una falla de espiras. El relé usado en este esquema usualmente consiste en un relé de sobrecorriente instantáneo y un relé de sobrecorriente de tiempo inverso. Cuando hay un valor de sobrecorriente normal entre devanados, el relé de sobrecorriente temporizado no responde hasta que el valor llegue al umbral de arranque de la corriente de desbalance debido a una falla entre espiras. El retardo es empleado para prevenir operación por una corriente transitoria del CT generada por fallas externas.

9-10 El valor de arranque de la unidad instantánea debe ser fijado por encima de las corrientes transitorias del CT que pueden ocurrir por fallas externas. El ajuste resultante ofrece una protección parcial para fallas entre espiras. Sin embargo, es un respaldo económico para fallas que involucren espiras múltiples y fallas de fase. Una costumbre muy utilizada es combinar la protección diferencial y la de cortocircuito entre espiras en un solo relé. Esto por ahorro de transformadores de corriente y relés (Figura 9.7). Sin embargo este arreglo no es tan sensible como el de los dos relés separados.

Figura 9.7 9.3.2

TENDENCIA EUROPEA

Un cortocircuito entre espiras de una misma fase produce una disminución de la tensión en dicha fase. Esta disminución produce un desequilibrio en el sistema de tensiones trifásicas del generador, o sea, un desplazamiento del neutro del generador de su posición de equilibrio (tierra). La aparición de este desbalance, manifestado en una tensión de secuencia cero es utilizada para detectar este tipo de fallas. Esta secuencia cero se puede detectar por medio de un relé de

9-11 tensión localizado en los secundarios de los transformadores de potencial conectados en delta rota, tal como se ilustra en la Figura 9.8. Esta protección complementa a la protección diferencial por fallas cerca al punto neutro del generador.

Figura 9.8 9.4

PROTECCIÓN CONTRA FALLAS A TIERRA DEL ESTATOR

Cuando falla el aislamiento de un generador (que es la causa más común de falla interna), el cortocircuito resultante puede comenzar entre espiras y después extenderse a tierra, o comenzar como falla a tierra directamente. El cortocircuito a tierra involucra el núcleo del estator, por lo que la circulación de una corriente de alto valor puede fundir parte del hierro ó provocar un daño mucho mayor que la simple falla de aislamiento. La reparación de este tipo de avería es más costosa que la sustitución del devanado, pues implica cambiar laminaciones del núcleo del estator en la zona dañada. Por esta razón en los generadores conectados en estrella se toman medidas para reducir el nivel de cortocircuito a tierra a valores pequeños, lo que a su vez hace que por lo general la protección diferencial no sea suficientemente sensible para detectar las fallas a tierra, y se requiera una protección adicional a este fin. En una puesta a tierra de resistencia baja, dicha resistencia es seleccionada para limitar la contribución del generador a fallas a tierra monofásicas en sus terminales a un rango de corriente entre 200 A y 150% de la corriente total de carga. Con este rango de corrientes de falla disponibles, el relé diferencial alcanza a dar protección de fallas a tierra. Sin embargo,

9-12 como 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. Esta protección se puede implementar con un relé direccional de corriente polarizado ó con un relé de sobrecorriente temporizado. Cuando se usa un relé de sobrecorriente direccional, la bobina de polarización es energizada desde un transformador de corriente en el neutro del generador mientras que la bobina de operación está en el esquema de la protección diferencial del relé. Esta aplicación da sensibilidad sin un “Burden” alto de operación de la bobina (Figura 9.9).

Figura 9.9 Cuando se usa un relé de sobrecorriente, se conecta un relé sensible de sobrecorriente temporizado en el neutro del esquema diferencial.

9-13 En ambos casos, la protección de sobrecorriente a tierra solo detecta fallas cubiertas por la zona diferencial, de allí que se elimina la necesidad de coordinar el tiempo del relé con otros relés del sistema. En la práctica es común adicionar un relé de sobrecorriente temporizado sensible a tierra en el neutro del generador. Este relé da respaldo a fallas a tierra del generador y a fallas externas. Otro tipo de protección contra fallas a tierra del generador es con un relé de sobretensión el cual se describe a continuación. 9.4.1

RELÉ DE SOBRETENSIÓN PARA FALLA A TIERRA DEL GENERADOR (59G)

SIMBOLOGÍA

Cuando se utiliza la puesta a tierra de alta impedancia para el neutro del generador, la corriente de falla a tierra es limitada a valores que el relé diferencial no detecta. Por esto se usa protección de falla a tierra principal y de respaldo. El esquema de protección más utilizado en el método de puesta a tierra con transformador de distribución con resistencia de carga es el relé de sobretensión temporizado conectado a través de una alta impedancia de tierra, el cual sensa la tensión de secuencia cero y opera a un tiempo determinado, cuando se supera un valor de tensión especifico (Figura 9.10). El relé usado para esta función es diseñado para ser sensible a la componente fundamental de la tensión e insensible al tercer armónico y a otros armónicos de tensión de secuencia cero que se presentan en el neutro del generador. Como la impedancia de tierra es mayor que la impedancia del generador y otras impedancias en el circuito, ésta verá toda la tensión fase - neutro cuando hayan fallas entre fase y tierra en los terminales del generador. La tensión en el relé es una función de la relación del transformador de distribución y del lugar de la falla. La tensión será máxima para falla en

9-14 terminales y disminuye en magnitud cuando el lugar de la falla se mueve de los terminales del generador hacia el neutro.

Figura 9.10 Típicamente el relé de sobretensión tiene un valor de ajuste mínimo de aproximadamente 5 V. Con este ajuste y con una relación de transformación de distribución típica, este esquema es capaz de detectar fallas que estén ubicadas dentro del 2 al 5% del neutro del estator, por lo cual es un esquema que no permite detectar fallas a tierra muy cercanas al neutro. El devanado secundario del transformador de distribución debe estar aterrizado, sea en un terminal del devanado secundario ó en la toma central del devanado. El tiempo de ajuste del relé de tensión es seleccionado para dar coordinación con todo el sistema de protección. Los puntos concernientes son: 5Cuando los transformadores de tensión Y - Y aterrizado son conectados a los terminales de la máquina, el tiempo del relé de tensión debe ser coordinado con los fusibles del transformador de tensión, para fallas en el devanado secundario del mismo. 5El relé de tensión debe ser coordinado con el esquema de relés para fallas a tierra. Las fallas entre fase y tierra en el sistema inducirán tensiones de secuencia cero en el generador debido a la capacitancia de acople entre los devanados de la unidad de transformación ó a

9-15 la circulación de corrientes de secuencia cero a través de la impedancia de dispersión de la delta secundaria del transformador de potencia. Esta tensión inducida aparecerá en el secundario del transformador de distribución de puesta a tierra y puede causar la operación del relé. En general se utiliza un ajuste de tiempo máximo que permita dar un tiempo de actuación superior al del sistema de protección a tierra. Se utilizan tiempos de retardo más pequeños cuando el neutro del secundario del transformador de tensión es aislado y se aterrizan las fases del secundario ó cuando se usa un relé de tierra de alta velocidad en el sistema de alta tensión. Existen dos tendencias, para la instalación de la impedancia de puesta a tierra del generador y para la detección del potencial del neutro, las cuales serán mostradas a continuación. 9.4.2

TENDENCIA AMERICANA

La tendencia americana consiste en colocar un transformador de distribución entre el neutro y la tierra con una resistencia en su secundario. El relé se coloca en paralelo con la resistencia (Figura 9.10). La tensión nominal primaria del transformador de puesta a tierra es normalmente la tensión nominal fase - neutro del generador, para evitar la saturación del transformador durante las sobretensiones transitorias producidas por las fallas. La tensión nominal secundaria del transformador de puesta a tierra puede ser 120, 240 ó 480 V, dependiendo de la tensión nominal del relé le tensión que se conecta en el secundario. El valor de la resistencia debe cumplir la siguiente expresión para evitar el riesgo de sobretensiones transitorias elevadas debido a la ferro-resonancia:

R≤

X

c Ω 3 N2

Donde:

Xc:

Es la reactancia capacitiva total fase - tierra (por fase) del arrollamiento del generador y del transformador de potencia, de las barras, de los condensadores, de los descargadores de sobretensión y de los transformadores de potencial.

9-16

N:

Es la relación de transformación del transformador de puesta a tierra.

Si se quiere limitar la corriente a 15 A, la resistencia se debe calcular así:

R=

V g 15 3 N 2

Ω

Donde:

Vg:

Es el valor nominal de la tensión fase - fase del generador en voltios.

La relación de la capacidad en kVA del transformador de puesta de tierra y de la resistencia, dependerá de si el relé de sobretensión dispara directamente el interruptor principal del generador y el del campo, ó de si sólo hace operar una alarma. Si sólo se quiere que suene una alarma, el transformador se debe diseñar para una operación continua, como mínimo de:

S (kVA) =

V V g t 3 N 2 R 103

Donde:

S(kVA):

Es la capacidad de potencia en kVA

Vt:

Es el valor de la tensión nominal primaria del transformador de puesta a tierra expresada en Voltios.

Así mismo, la capacidad continua de la resistencia (P) deberá ser como mínimo (en caso de que Vt sea igual a

V g 3

):

(V ) 2 g P (kW) = 3 N 2 R 103 Si el relé dispara los interruptores del generador, se pueden utilizar capacidades de corto tiempo tanto para el transformador como para la resistencia. Este caso es muy común cuando se trata de subestaciones no atendidas, en donde la mayoría de funciones son automáticas.

9-17 Para cortocircuitos despejados antes de 10 s estas capacidades son del orden del 12% de la capacidad continua del transformador y de la resistencia. El ajuste del valor de arranque de este relé de tensión es aproximadamente el 5% de la tensión nominal secundaria del transformador de puesta a tierra y el tiempo de retardo que se utiliza está normalmente entre 0.3 y 0.5 s. 9.4.3

TENDENCIA EUROPEA

Esta tendencia consiste en colocar una resistencia entre el neutro y la tierra y un transformador de potencial en paralelo con la resistencia. El relé se coloca en el secundario del transformador de potencial (Figura 9.11).

Figura 9.11 La resistencia debe cumplir la siguiente expresión:

R≤

X

cΩ 3

Si se quiere limitar la corriente a 10 A, la resistencia debe ser:

R=

V g Ω 10 3

9-18 La capacidad continua de la resistencia será entonces:

(V ) 2 g P (kW) = 3R La capacidad nominal del transformador de potencial dependerá del consumo del relé de sobretensión conectado en su secundario. Normalmente los fabricantes europeos pueden suministrar un relé adicional para cubrir el 100% del arrollamiento del generador. Existen 2 tipos de relés del 100% de protección. Un tipo consiste en enviar a los arrollamientos del generador una señal codificada engendrada por un alternador (de muy alta impedancia interna) puesto a tierra por un lado; si aparece una falla a tierra, el circuito de corriente se cierra y el relé funciona. El otro tipo de protección consiste en un relé de tercer armónico instalado en los secundarios de los transformadores de potencial conectados en delta rota, incluyendo además un filtro por medio del cual se incrementa la tensión de operación a la frecuencia fundamental (60 Hz). Cuando la máquina esta en funcionamiento y no existe falla a tierra cerca al neutro, el relé no permite el disparo (la tensión a la frecuencia fundamental es mayor que la tensión de tercer armónico). Cuando ocurre una falla a tierra cerca al neutro, aumenta la tensión de tercer armónico en el neutro y el relé funciona. 9.5

PROTECCIÓN CONTRA SOBRECALENTAMIENTO DEL ESTATOR

En el estator se puede presentar sobrecalentamiento por una sobrecarga ó por falla del sistema de enfriamiento, aunque normalmente, excepto en instalaciones hidráulicas, no hay mucho peligro de que se presente una sobrecarga del generador, debido a los limitadores con los cuales están equipados los reguladores de velocidad y tensión. Sin embargo, hay que prever algún daño en los sistemas de regulación de velocidad y tensión que puedan producir sobrecargas ó los daños en el sistema de refrigeración. Las instalaciones hidráulicas son la excepción dado que es común que la turbina tenga, bajo ciertas condiciones de salto y caudal en la conducción, mayor potencia de la soportada por el generador.

9-19 9.5.1

PROTECCIÓN CON RELÉS TÉRMICOS (49G)

SIMBOLOGÍA

Para proteger el estator contra este evento se colocan resistencias detectoras de temperatura (RTD) o termopares en diferentes partes del arrollamiento para detectar los cambios de temperatura. El relé térmico funciona cuando la temperatura del estator, en este caso, excede un valor determinado. En el capítulo 4 fue descrito y se ilustra de nuevo en la Figura 9.12, como termómetro indicador de temperatura con contactos de alarma ó disparo según la temperatura. Varios de estos detectores se pueden utilizar con un indicador ó registrador de temperatura, que puede tener contactos para temperaturas máximas y dar alarma. Las resistencias detectoras de temperatura pueden ser de cobre (valor 10 Ω a 25º), platino (valor 100 Ω a 0º) ó níquel (valor 120 Ω a 0º). El ajuste dependerá de la temperatura que puede soportar el material del que está conformado el aislamiento del generador. 9.5.2

PROTECCIÓN DE IMAGEN TÉRMICA

Figura 9.12

Como complemento a la protección con relés térmicos, se puede usar un relé de imagen térmica conectado al secundario de un transformador de corriente, similar al ya descrito en el capítulo 4 e ilustrado en la Figura 4.21. Este tipo de relé opera con el principio de integración de la corriente del generador, calculando el efecto de calentamiento debido a la generación en la máquina (I

2

R t). Se debe anotar que

esta protección sólo detecta sobrecargas reales de la máquina y no operará por problemas térmicos originados por deficiencias en el sistema de refrigeración. Se utiliza en generadores pequeños.

9-20 9.6

PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS CON TIERRA EN EL CIRCUITO DE EXCITACIÓN

El circuito de excitación de los generadores está aislado con respecto de tierra, por lo tanto lo que cuando ese aislamiento falla en algún punto y ocurre un primer contacto con tierra, prácticamente no circula corriente y no hay problemas para el generador. Sin embargo, la existencia de ese contacto a tierra incrementa el esfuerzo dieléctrico de otros puntos del devanado de campo cuando en este se inducen tensiones por efecto de procesos transitorios en el estator de la máquina. Cuando ocurre un segundo contacto con tierra, parte del devanado de campo puede quedar prácticamente sin corriente de excitación, pues ésta tiende a circular por el hierro del rotor entre los dos puntos de falla. Esto da lugar a un desbalance magnético en la máquina, que puede provocar una vibración muy severa, intolerable para el generador en los casos críticos. Otro problema es el calentamiento local que experimenta el rotor en los puntos de falla, que puede llegar a distorsionarlo hasta hacerlo excéntrico, lo que también es causa de vibraciones; este proceso es más lento que el anterior, y las vibraciones pueden aparecer al cabo de un tiempo del orden de minutos, y hasta horas. Algunos generadores tienen sus propios sistemas de detección de contactos con tierra en el circuito de excitación, y protecciones de tipo mecánico contra vibraciones. Sin embargo, es práctica generalizada dotar todos los generadores de una protección externa contra contactos con tierra en el circuito de excitación. Existen dos formas de proteger al rotor contra este tipo de fallas: 5 Inyección de una señal de corriente alterna por medio de un circuito adicional puesto a tierra por un extremo, de tal modo que la corriente sólo pueda circular por este circuito cuando ocurra una falla a tierra, y ésta a su vez, activaría al relé de protección. Esta protección no se recomienda en generadores grandes dado que la capacitancia a tierra del rotor puede hacer circular continuamente corriente de c.a. por las chumaceras, contribuyendo al deterioro de éstas. Dicho arreglo se ilustra en la Figura 9.13.

9-21

Figura 9.13 5 Divisor de tensión formado por dos resistencias lineales y una no lineal, cuyo valor resistivo varía con la tensión aplicada. Si ocurre una falla, una tensión se desarrollará entre el punto “M” y tierra. La tensión desarrollada será máxima si la falla es en uno de los extremos. Si la falla ocurre en el punto “M” no se desarrollará tensión alguna y este punto es lo que se denomina punto nulo del campo. La función de la resistencia no lineal es variar este punto nulo con la variación propia de la tensión del campo. La desventaja de este método es que queda un punto ciego paralelo al punto central del divisor resistivo. Algunos fabricantes no utilizan la resistencia no lineal, sino un pulsador manual que cortocircuita parte de una de las resistencias y para detectar fallas en el punto ciego es necesario presionar el pulsador periódicamente. Ver la Figura 9.14. Los esquemas que se han presentado son aplicables a generadores que tienen escobillas en el circuito de excitación, es decir que tienen acceso a partes estacionarias de ese circuito. En generadores con excitatrices estáticas no se pueden aplicar estos esquemas, por lo general se dispone de escobillas piloto que se colocan sobre anillos del circuito de excitación para

9-22 propósitos de medición de aislamiento. La aparición de tensión en estas escobillas ó la alteración del nivel de aislamiento del campo, pueden utilizarse como base para la protección

Figura 9.14 9.7

PROTECCIÓN CONTRA PERDIDA Ó REDUCCIÓN DE LA EXCITACIÓN (40)

Los generadores sincrónicos se operan normalmente sobreexcitados, de modo que entreguen potencia reactiva al sistema, además de potencia activa. Esta condición corresponde al cuarto cuadrante de la Figura 9.15. Cuando la excitación se reduce hasta el punto que el generador rebasa la condición de factor de potencia unitario, cae en la zona de subexcitación, en que consume potencia reactiva (primer cuadrante de la Figura 9.15). Si la excitación se pierda completamente, la máquina se convierte en un generador de inducción, condición en que prácticamente mantiene la entrega de potencia activa al sistema, pero consume de éste una potencia reactiva que puede estar entre el 200 y el 400% de la potencia nominal de un generador. La condición de pérdida de excitación, que es evidentemente la más crítica, puede ser perjudicial para el generador y para el sistema. En el generador la operación como máquina asincrónica da lugar a corrientes inducidas en el rotor; en generadores con polos salientes, como los hidrogeneradores, esas corrientes pueden circular por los devanados amortiguadores y no son peligrosas, pero en máquinas de rotor cilíndrico, como los turbogeneradores, puede haber un calentamiento en el rotor capaz de dañarlo en un tiempo del orden de varios minutos

9-23 (dependiendo del valor del deslizamiento). El estator del generador también puede sobrecalentarse debido a la corriente, que puede tomar valores del 200 al 400% de la nominal. Este proceso es por lo general más lento que el calentamiento del rotor, por lo que no es critico.

Figura 9.15 La excitación se puede perder por alguna de las siguientes causas:

      

Circuito abierto de campo. Apertura del interruptor del campo. Cortocircuito en el campo. Mal contacto de las escobillas. Daño en el regulador de tensión. Falla en el cierre del interruptor de campo. Pérdida de la fuente de alimentación de c.a. (excitación estática).

La pérdida de excitación se puede detectar de varias maneras, así:

œDetección

de Corriente Mínima: Consiste en ubicar un relé de baja corriente en el

campo ó algún relé del tipo direccional. Cuando el relé detecta poca o mínima corriente,

9-24 conecta una resistencia de descarga en paralelo con el devanado del rotor y apenas se descarga el devanado, abre el interruptor de campo.

œRelé de Impedancia: Este es el método más utilizado para proteger el generador contra pérdida de excitación. Se puede utilizar un relé de impedancia capacitiva (relé de distancia del tipo Mho Off Set) para detectar el cambio del punto de trabajo de la máquina. A este relé se le ajustan básicamente: a y b, los cuales se definen como:

a=

X

d´ 2

b= X d

Donde:

Xd´

= Reactancia Transitoria de eje directo

Xd

= Reactancia Sincrónica de eje directo

La Figura 9.16 ilustra varias características de funcionamiento del relé en un diagrama R – X. No importa cuales sean las condiciones iniciales en que se pierda la excitación, la impedancia equivalente del generador traza una trayectoria desde el primer cuadrante hasta cierta región del cuarto cuadrante. En la figura que muestra el diagrama R - X, se observa que el relé actúa cundo la impedancia medida cae dentro del círculo (la reactancia es negativa, ya que la máquina consume potencia reactiva). Las curvas 1, 2 y

3 son para generadores que estaban a plena carga en el momento de perder la excitación, y la 4 para un estado inicial de carga más ligero. Es conveniente complementar este relé por uno de bajo voltaje. El criterio de disparo consiste en provocar la salida del generador cuando la pérdida de excitación esta acompañada de bajo voltaje (80 - 87% VN). Si operan los tres relés del esquema, indicando pérdida ó reducción de excitación acompañada de baja tensión, se origina la desconexión del generador con un retardo de 0.25 a 1 s. Se prefiere éste ultimo valor para reducir la probabilidad de operación incorrecta de la protección por oscilaciones estables del generador, a las que puede responder. Cuando por el contrario, la pérdida ó reducción de excitación no da lugar a una reducción apreciable de la tensión (operan

9-25 solamente los relés de distancia y direccional, se emite una señal de alarma en forma instantánea, y se desconecta el generador en aproximadamente en un minuto).

Figura 9.16 El sistema es sometido a una condición muy severa cuando un generador pierde la excitación, pues no solo pierde la potencia reactiva que éste le entregaba, sino además tiene que suministrarle valores aún superiores de potencia reactiva. Ese déficit repentino de reactivos puede provocar una reducción de la tensión tal que se pierda la estabilidad en el sistema. En realidad la posibilidad de que se mantenga la estabilidad depende de un conjunto de factores, tales como: capacidad relativa del generador, transferencia de potencia activa, impedancias del generador y el sistema, inercias, duración del disturbio y acción de los reguladores de tensión. Si en definitiva la estabilidad se pierde, el tiempo necesario para que esto ocurra puede estimarse entre 2 y 6 segundos. En los generadores modernos se dispone por lo general de algún tipo de protección en el propio sistema de excitación. Sin embargo, dadas las consecuencias que puede tener esta condición de operación, es recomendable instalar una protección contra pérdida de excitación en el generador, que duplique y respalde a la anterior, si existe. El criterio de disparo más generalizado para estas protecciones es el siguiente: en sistemas débiles, que pueden tener problemas de estabilidad, debe provocarse el disparo de los interruptores principales y de campo del generador en un tiempo del orden 0.2 a 0.3 s (puede admitirse hasta 1 s); en

9-26 sistemas fuertes se emite en forma instantánea una señal de alarma para alertar al operador, y se provoca el disparo (si la situación persiste) con un retardo de tiempo mayor (entre 10 s y 1 minuto). Por lo general se toma la reducción de tensión terminal del generador como criterio para determinar si se perderá ó no el sincronismo. Si ésta cae por debajo de un valor comprendido en el intervalo del 80 al 90% de la nominal, puede esperarse la pérdida de sincronismo, aunque el valor concreto debe determinarse en cada caso particular. 9.8

PROTECCIÓN CONTRA SOBRE-EXCITACIÓN (24)

El generador debe operar satisfactoriamente con los kVA, la frecuencia y el factor de potencia nominales a una tensión un 5% por encima ó por debajo de la tensión nominal. Las desviaciones en frecuencia, factor de potencia ó tensión por fuera de estos límites, pueden causar esfuerzos térmicos a menos que el generador esté específicamente diseñado para estas condiciones. La sobreexcitación puede provocar estas desviaciones por lo cual los esquemas tienen vigilancia y protección para esto. La sobreexcitación de un generador ó un transformador conectado a sus terminales ocurre cuando la relación entre la tensión y la frecuencia (Voltios/Hertz) aplicadas a los terminales del equipo excede el 1.1 p.u. (base generador) para un generador; y el 1.05 p.u. sin carga en los terminales de alta del transformador. Cuando estas relaciones Voltios/Hertz son excedidas, puede ocurrir saturación magnética del núcleo del generador ó de los transformadores conectados y se pueden inducir flujos dispersos en componentes no laminados los cuales no están diseñados para soportarlos. La corriente de campo en el generador también puede aumentar. Esto puede causar sobrecalentamiento en el generador ó en el transformador y el eventual rompimiento del aislamiento. Una de las causas principales del excesivo Voltios/Hertz en generadores y transformadores es la operación del regulador de velocidad, el cual reduce la frecuencia generada durante el arranque y la parada. Si el regulador de tensión mantiene la tensión nominal mientras la unidad está a un 95% de su velocidad ó menos, los Voltios/Hertz en los terminales de la máquina serán 1.5 p.u. ó más y pueden ocurrir daños en el generador ó en el transformador de máquina. También puede haber sobreexcitación durante un rechazo de carga que desconecte la línea de transmisión de la estación de la generación. Bajo estas condiciones, los Voltios/Hertz pueden

9-27 subir a 1.25 p.u. Con el control de excitación en servicio, la sobreexcitación generalmente se reducirá a valores límites en algunos segundos. Sin control de excitación, la sobreexcitación se mantendrá y pueden ocurrir daños en el generador ó en el transformador. Las fallas en el sistema de excitación ó la pérdida de la señal de tensión del control de excitación pueden también causar sobreexcitación. Las normas industriales no presentan valores definitivos de tiempo de corte para transformadores y generadores. Sin embargo, los fabricantes generalmente dan valores límites de sobreexcitación para sus equipos. La protección primaria contra este fenómeno es brindada por los limitadores ó compensadores del regulador de tensión, los cuales cambian el ajuste de excitación al determinar un cambio de la relación Voltios/Hertz. En consecuencia, en generadores equipados con reguladores de tensión numéricos modernos, la instalación de relés externos de protección contra este fenómeno no es indispensable. Para generadores antiguos, sin este tipo de compensación, ó en los cuales se pueden producir problemas de funcionamiento con este dispositivo sin que el sistema de excitación los detecte, es conveniente suministrar protección para esta circunstancia operativa. 9.8.1

RELÉ DE SOBREEXCITACIÓN DE TIEMPO SENCILLO Ó DUAL

Se encuentran diferentes formas de protección disponibles. Una forma utiliza un relé de excitación el cual se fija a 110% del valor normal y dispara en 6 s. Una segunda forma de protección de tiempo fijo utiliza dos relés, el primer relé es de 2 a 6 s. El segundo relé es fijado a 110% Voltios/Hertz y energiza una alarma y un temporizador que dispara después del tiempo de operación permisible del ajuste de sobreexcitación del primer relé (por ejemplo 110%) para el generador ó el transformador. Este tiempo es típicamente de 40 a 60 s. Ver la Figura 9.17. Los relés de excitación típicos son monofásicos y están conectados a los transformadores de tensión del generador. Cuando un fusible del transformador de tensión falla puede dar una indicación de tensión incorrecta. Se puede usar una protección completa y redundante conectando un grupo de relés a los transformadores de tensión que están conectados al regulador de tensión y conectando un segundo grupo de relés a otro grupo de transformadores de tensión que sean utilizados para la medida ó para otros relés.

9-28

Figura 9.17 9.8.2

RELÉ DE SOBREEXCITACIÓN DE TIEMPO INVERSO

Se puede utilizar un relé de sobreexcitación con una característica inversa para proteger el generador ó el transformador. Normalmente se puede utilizar un mínimo nivel de operación de excitación y un retardo para dar una aproximación de la característica de sobreexcitación combinada para la unidad generador – transformador. Una versión del relé de sobreexcitación de tiempo inverso tiene una unidad de sobreexcitación separada con un tiempo de retardo ajustable. Esta unidad se puede conectar a la alarma ó al disparo y extender el alcance de la característica de sobreexcitación del relé a la característica combinada para la unidad generador – transformador. Ver la Figura 9.18.

Figura 9.18

9-29 Cuando la tensión nominal del transformador es igual a la nominal del generador, el esquema anterior protege al generador y al transformador. En otros casos, la tensión nominal del transformador es más baja que la tensión nominal del generador y el relé no puede brindar protección para ambos equipos. De allí que es deseable suministrar una protección separada para el transformador. Otro factor que debe ser considerado durante una sobreexcitación es la posible operación innecesaria del relé diferencial del transformador en el conjunto generador - transformador. Esto no es deseable ya que indica una falla falsa en el transformador. Cuando una unidad de transformador es conectada en delta en el lado de baja tensión, una sobreexcitación puede producir corrientes de excitación de 60 Hz con algunos armónicos impares. En esta instancia, la magnitud de la componente de corriente de excitación de 60 Hz puede ser superior al valor de arranque del relé y las magnitudes de los armónicos pueden no ser suficientes para dar la restricción adecuada. Se han utilizado tres opciones para prevenir operaciones indeseadas. Una opción usa un relé de sobreexcitación que bloquea el disparo ó hace insensible al relé diferencial cuando la sobreexcitación excede un valor especifico. La segunda opción usa un esquema diferencial modificado el cual extrae y utiliza un tercer armónico de corriente de excitación del devanado en delta del transformador para restringir la operación del relé durante la condición de sobreexcitación. Estas dos primeras opciones disminuyen un poco el alcance de la protección diferencial que restringe el quinto y el segundo armónico. El quinto armónico es el armónico más bajo que fluye en la delta en condiciones balanceadas. 9.9

PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES DE CORRIENTE ALTERNA

SIMBOLOGÍA

Los generadores no deben ser sometidos a sobretensiones prolongadas, ya que por lo general su diseño es tal, que operan en un punto cercano al codo de saturación de la curva de

9-30 magnetización, y las sobretensiones provocan valores altos de densidad de flujo y considerable distorsión, con el consiguiente calentamiento. En condiciones normales el regulador de tensión del generador controla la corriente de excitación y mantiene la tensión dentro de los límites establecidos. Sin embargo, un fallo en el regulador, ó la variación ó pérdida de su señal de tensión de entrada (por fusión de fusibles de los transformadores de potencial, por ejemplo) puede traer como consecuencia sobretensiones elevadas. Otra causa frecuente de sobretensión es la pérdida súbita (total ó parcial) de carga en el generador. Después de la desconexión con retardo tiempo de cortocircuitos externos cercanos al generador también pueden ocurrir sobretensiones, pero de valores más pequeños. En todos casos hay una reducción brusca de la carga del generador, que implica la necesidad de reducir la excitación; si el regulador de tensión no responde con la velocidad necesaria, la tensión puede elevarse transitoriamente por encima del valor nominal. El caso más critico es cuando tiene lugar el disparo del interruptor principal del generador estando éste cerca de la plena carga (rechazo de carga). En esta situación el problema se agrava por la sobrevelocidad resultante de la respuesta lenta del regulador de velocidad (sobre todo en hidrogeneradores), que incrementa aún más la tensión. Un hidrogenerador en este caso puede llegar a velocidades hasta del 149% de la nominal, y a tensiones del orden del 200% del valor nominal. Es recomendable instalar una protección contra sobretensiones en el generador, basada en un relé de sobretensión conectado a un transformador de potencial independiente del que se utiliza para el regulador de tensión. El relé debe cumplir con la condición de que su operación no se afecte con los cambios de la frecuencia de la señal, de modo que opere correctamente aún a frecuencias distintas de la nominal, que existen cuando el generador esta desconectado del sistema. Otra posibilidad es utilizar un relé con valor de arranque independiente de la frecuencia, pero en la actualidad existen relés que responden al cociente de la tensión a la frecuencia, y que tienen un valor de arranque ajustable en términos de este cociente. Este tipo de relé es más selectivo, pues responde al valor de la densidad de flujo magnético en el generador, que es proporcional al cociente de la tensión a la frecuencia.

9-31 Las sobretensiones pueden ser de dos naturalezas:

♪

Ocasionados por maniobra (suicheos) ó disturbios atmosféricos (se protege mediante el descargador de sobretensiones y condensadores en los terminales antes del interruptor principal).

♪

Ocasionados a la frecuencia del sistema por un problema de la máquina, causados por: •

Operación defectuosa del regulador de tensión.

•

Variación ó pérdida súbita de la carga.

•

Sobrevelocidades.

•

Sobreexcitación.

Se recomienda utilizar un relé de sobretensión con dos unidades, una con retardo de tiempo y otra instantánea; la tensión de arranque de la primera puede ajustarse a un 110% de la tensión nominal con un retardo entre 1 y 3 s, mientras la segunda es una unidad instantánea ajustada entre el 130 y el 150% de

VN.

Hay también diversas opiniones con respecto al criterio de

disparo. La variante conservadora consiste en que el elemento con retardo de tiempo envíe instantáneamente una señal de alarma y aproximadamente un minuto después mande a disparar los interruptores principal y de campo del generador. Otra alternativa consiste en que la protección inicie primero la acción de insertar resistencia adicional en el circuito de excitación del generador, y cierto tiempo después, si la sobretensión persiste, provoque la desconexión de la máquina. En condiciones normales, los reguladores de tensión asociados con los generadores evitan que se presenten sobretensiones. Por lo tanto, muy a menudo, esta protección se suministra junto con el equipo de regulación de tensión. 9.10

PROTECCIÓN CONTRA BAJAS TENSIONES (27)

SIMBOLOGÍA

9-32 Se debe tener un relé de protección de baja tensión que dé la desconexión del generador para evitar que los motores de los servicios auxiliares sufran perturbaciones ó, en el caso de excitación estática, antes de que el nivel de tensión no sea el suficiente para la activación de los tiristores. La tensión baja. normalmente no es un problema para el generador en si mismo, excepto si conlleva una sobrecorriente (falla externa, por ejemplo) El relé debe funcionar instantáneamente para tensiones por debajo del 60% de la tensión nominal VN y con retardo de tiempo para tensiones entre 60% y 95% de VN. 9.11

PROTECCIÓN CONTRA CORRIENTES DESBALANCEADAS (46)

SIMBOLOGÍA

Hay varias condiciones del sistema que pueden causar corrientes trifásicas desbalanceadas en el generador. Las más comunes son las asimetrías del sistema (líneas no transpuestas), cargas desbalanceadas, fallas desbalanceadas en el sistema y por fases abiertas en los circuitos sistema debidos a rotura de conductores ó por acción de equipos de conmutación. Desbalance de cargas ó fallas en el sistema pueden causar corrientes de secuencia negativa en el estator y estas a su vez inducen corrientes de eddy de doble frecuencia (120 Hz) en el hierro del rotor del generador. El calentamiento del rotor es proporcional a su resistencia de arco y aún un modesto valor de corriente de secuencia negativa puede causar un serio sobrecalentamiento. Esta componente es perjudicial para los ejes de los generadores, tiende a fluir por los materiales no magnéticos que lo conforman, con el resultado de que las pérdidas aumentan rápidamente la temperatura produciendo vibraciones en la máquina, y provocan un calentamiento muy severo, que puede llegar a fundir determinados puntos del rotor. La protección de los generadores contra sobrecalentamiento del rotor por corrientes desbalanceadas en el estator se hace con un relé de sobrecorriente de tiempo inverso que responde a la corriente de secuencia negativa, conectado a los transformadores de corriente de los terminales del generador. El propósito de este relé es desconectar el generador antes de

9-33 que una excesiva temperatura sea alcanzada. Además proporciona respaldo a fallas que no han sido despejadas por protecciones principales de otros elementos en el sistema. Lo correcto es que la secuencia de fases sea R,S,T. Una secuencia R,T,S ó S,R,T, significa inversión de fases, lo cual produce inversión en el sentido de giro del generador lo cual es nada deseable. Por otro lado, cuando se presenta una falla (corriente elevada por encima del valor que soporta el equipo), dicha corriente posee componentes de secuencia positiva, negativa y cero; la componente de secuencia negativa de estas fallas las puede detectar la función 46 y así evitar esfuerzos térmicos. Algunos fabricantes, consideran admisible la operación prolongada del generador con corrientes de fase que no difieran entre sí más de un 10% para turbogeneradores y de un 20% para hidrogeneradores, siempre que ninguna de las corrientes sea mayor que la nominal. Esto implica valores de corriente de secuencia negativa algo mayores, respectivamente, que un 5% y un 10% de IN. El tiempo durante el cual un generador puede soportar corrientes de secuencia negativa de un valor mayor esta dado por la siguiente expresión:

Ta 2 ∫0 i 2 dt = A

(9.1)

Donde i2 es el valor instantáneo de la corriente de secuencia negativa expresada en unidades relativas a la corriente nominal del generador. Si el valor medio de

i22 se expresa por I22,

la

Ecuación 9.1 toma la forma:

I2 Ta = A 2

(9.2)

Donde I2 es el valor eficaz de la corriente de secuencia negativa de la máquina en unidades relativas a la corriente nominal.

De acuerdo con normas de diferentes países, el parámetro

A

tiene un valor de 30 para

turbogeneradores y condensadores sincrónicos con enfriamiento indirecto, de 40 para hidrogeneradores y generadores accionados por motores de combustión interna, y de 5 a 10 para generadores muy grandes con enfriamiento directo. Se considera que puede sufrir daños un generador que soporte una corriente de secuencia negativa durante un tiempo superior al

9-34

Ta dado por la Ecuación 9.2, y se recomienda la revisión de la superficie de su rotor. Valores de tiempo superiores a Ta implican el riesgo de daños muy serios en el generador. Un relé de sobrecorriente que responde a las corrientes de secuencia negativa se ilustra en la Figura 9.19.

Figura 9.19

9.12

PROTECCIÓN CONTRA MOTORIZACIÓN O POTENCIA INVERSA (32)

SIMBOLOGÍA

La motorización resulta cuando la turbina no puede suministrar siquiera las pérdidas propias de la unidad (la potencia mecánica suministrada por el motor primario no es suficiente para vencer las pérdidas por rozamiento del rotor) y esta deficiencia tiene que ser absorbida desde el sistema en forma de consumo de potencia real. En otras palabras, un generador se comporta como un motor cuando no recibe potencia mecánica suficiente de la turbina y absorbe potencia eléctrica del sistema.

9-35 Dependiendo del tipo de turbina se requieren unos porcentajes de potencia inversa para la motorización del generador, así:

Turbina a vapor

PORCENTAJE DE POTENCIA INVERSA PARA MONITORIZACIÓN 1 - 3%

Turbina a Gas

10 - 50%

Turbina Hidráulica

0.2 - 3%

Turbina Diesel

25%

TIPO DE TURBINA

El daño que puede ocurrir en tales condiciones se relaciona con la turbina y no con el generador o el sistema eléctrico, así:

a En las turbinas a vapor, la disminución del flujo de vapor reduce el efecto de refrigeración de los álabes de la turbina, presentándose sobrecalentamiento.

a En las turbinas a gas se requiere una gran potencia para que se produzca la motorización, por lo tanto, la sensibilidad de la protección contra potencia inversa no es muy importante.

a En las turbinas hidráulicas, la motorización del generador puede producir la cavitación de los álabes, especialmente en aquellas que trabajan sumergidas ó por debajo del nivel de la descarga.

a En las máquinas Diesel, durante la motorización se producen grandes esfuerzos en el eje que pueden producir deformaciones permanentes. Además, existe el peligro de incendio ó explosión del combustible no quemado. Para proteger un generador contra la motorización, se acostumbra instalar un relé de direccional de potencia, que es un relé direccional conectado de modo tal que responda a la inversión de la potencia activa en el generador. El relé debe tener un retardo de tiempo para evitar la operación incorrecta por las inversiones transitorias que puede experimentar la potencia del generador durante disturbios del sistema ó en el proceso de sincronización. La conexión de este relé se muestra en la Figura 9.20.

9-36

Figura 9.20 9.13

PROTECCIÓN DE RESPALDO CONTRA FALLAS EXTERNAS (51V, 21)

Los generadores deberán tener relés de protección contra el suministro continuo de corriente de cortocircuito a una falla en un elemento adyacente debido a una falla en la protección primaria. Relés de sobrecorriente de tiempo inverso no se pueden utilizar debido a que para poderlos coordinar con la protección adyacente deben tener una amplia temporización, teniendo la posibilidad de no operar ya que la corriente de cortocircuito sostenida en un generador decrece rápidamente hasta valores por debajo de la corriente nominal. Se puede utilizar un relé de sobrecorriente de tiempo inverso de tensión controlada, es decir que el relé es más sensible al disminuirse la tensión, cuando los circuitos adyacentes están protegidos con relés de sobrecorriente. 51V Protección de Sobrecorriente Dependiente de la Tensión: Este elemento proporciona respaldo a la diferencial 87 y a las fallas no despejadas por las protecciones primarias del sistema. La dependencia de la tensión asegura un adecuado comportamiento en condiciones de sobrecarga, permitiendo incrementar la sensibilidad requerida por el límite de capacidad del generador en corrientes de cortocircuito.

9-37 Se puede seleccionar: Control por tensión y Restricción por tensión. 5 Con control por tensión, el tiempo de acción es cambiado de una característica de carga a una de falla cuando la tensión cae por debajo de un nivel ajustado. Se usa principalmente para generadores conectados directamente a la barra. 5 Con

restricción

por

tensión,

el

nivel

de

corriente

de

disparo

es

bajado

proporcionalmente con la tensión cuando esta cae por debajo de un valor ajustado, produciendo una variación continua en la característica de tiempo. Se aplica en generadores conectados a la barra por medio de un transformador. En la Figura 9.21 se ilustran dichas características.

Figura 9.21 En el relé de restricción de tensión, la corriente de arranque varía en función de la tensión aplicada al relé. Para un tipo de relé, con una tensión de restricción cero la corriente de arranque es el 25% del valor de arranque con tensión de restricción del 100%. En el relé de control de tensión, el arranque del relé de sobrecorriente es controlado por un nivel mínimo en un relé de tensión. En niveles de tensión de operación normal el relé de tensión está accionado y restringe la operación del relé de sobrecorriente. Bajo condiciones de falla, el relé de tensión permite la operación del relé de sobrecorriente.

9-38 En ambos tipos de relés el valor de ajuste debe ser menor que el nivel de corriente de falla del generador dado por la reactancia sincrónica. En la Figuras 9.22 y 9.23 se muestran las conexiones de los relés de sobrecorriente, las cuales son iguales a las conexiones de los relés de distancia.

Figura 9.22

Figura 9.23 Para grandes generadores y en donde los circuitos adyacentes tienen protecciones de distancia ó pilotos, se deberá utilizar un relé de mínima impedancia. Este relé debe estar ajustado con un alcance tal que sobrepase el transformador de la unidad e inclusive sirva de respaldo de los

9-39 elementos adyacentes. El tiempo de funcionamiento debe ser coordinado con los relés de protección de circuitos adyacentes. 21 Protección de Baja Impedancia: proporciona protección contra fallas entre fases dentro de la zona de operación del diferencial y una porción del devanado del transformador. Sirve de protección de respaldo a fallas en el sistema que no son despejadas por sus correspondientes protecciones, las magnitudes a comparar son los parámetros en los secundarios de los CTs y PTs, según la fórmula:

Impedancia Secundaria =

Impedancia Primaria * Relación de CTs Relación de PTs

Generalmente se utiliza un relé de distancia con característica Mho. El relé es conectado para recibir corrientes del transformador de corriente del neutro y tensión de los terminales del generador. Si hay un transformador estrella delta entre el generador y el sistema, el ángulo de fase de las tensiones de entrada al relé debe cambiarse de tal forma que estén en fase con las tensiones del sistema y que el relé vea las fallas correctamente. Se puede utilizar un transformador auxiliar como se ve en la Figura 9.22. Cuando un generador es conectado directamente al sistema, las conexiones del relé se muestran en la Figura 9.23. En ambos casos el relé no sólo da respaldo para fallas del sistema, sino que también brinda una protección de respaldo para fallas de fase en el generador y la zona del generador antes y después de que sea sincronizado al sistema. En algunos casos el relé es conectado mirando hacia el sistema recibiendo corriente y tensión de los terminales del generador. En este caso se utiliza también una característica Mho para dar protección de respaldo, cuando se presenten fallas en el sistema y para algunas falla del generador mismo cuando éste está conectado al sistema. Sin embargo, esta conexión no da respaldo si el generador está desconectado del sistema. Este relé es usado con la intención de sacar el generador cuando la falla en el Sistema de Potencia no sea aislada por los interruptores de la línea de transmisión. En algunos casos el relé se ajusta con un alcance muy largo y usualmente el tiempo de disparo del relé se ajusta en un segundo ó menos. Dado que los sistemas de control de excitación modernos tienen protección de sobreexcitación y otras protecciones que protegen el campo del generador, el anterior tiempo puede aumentar.

9-40 9.14

OTROS TIPOS DE PROTECCIONES

Hasta aquí se han estudiado las protecciones más frecuentemente utilizadas en generadores, aunque algunas de ellas son aplicables solamente a generadores de capacidad relativamente grande. Hay otras protecciones de utilización menos frecuente, ya sea porque están destinadas a generadores con determinadas características, ó porque están disponibles en la máquina y no se considera recomendable instalarlas también como protecciones externas. A continuación se describen brevemente algunas de ellas. 9.14.1

PROTECCIÓN CONTRA BAJA FRECUENCIA

SIMBOLOGÍA

Existe la posibilidad, cuando hay pérdida de generación, de que la frecuencia baje a valores por debajo de los normales. Esto ocasionaría operación a frecuencia reducida durante un tiempo suficiente como para producir sobrecargas en las turbinas de gas o de vapor. En general la operación de una turbina del generador a frecuencia baja es más crítica que la operación a frecuencia alta ya que el operador no tiene opción de controlar la acción. De allí que se recomienda protección de baja frecuencia para turbinas de gas ó vapor. La turbina es usualmente considerada más restringida que el generador a operar con frecuencia reducida, ya que ésta es la causa de resonancia mecánica en sus álabes. Las desviaciones de la frecuencia nominal 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. Los fabricantes de turbinas dan límites de tiempo para operaciones con frecuencia anormal. Este dato es usualmente dado como un tiempo de operación permisible para una banda de frecuencias especifica. Los efectos de operación a frecuencia anormal son acumulativos. Por lo tanto, si la turbina opera 50% del tiempo permisible en una banda de frecuencia específica, ésta

9-41 deja sólo 50% del tiempo permisible de la banda de frecuencia para el resto de la vida de la unidad. 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. Sin embargo, las turbinas de gas están frecuentemente limitadas por la inestabilidad en la combustión ó la salida repentina de la turbina por la calda de frecuencia. El límite de frecuencia debe ser dado por cada fabricante. En general estas restricciones no aplican para generadores hidráulicos. La protección de respaldo para baja frecuencia está dada por el uso de uno ó más relés de baja frecuencia y temporizadores en cada generador. La mayoría de los esquemas requieren usar un relé de baja frecuencia para cada banda de frecuencia y el relé opera si la frecuencia se encuentra dentro de esa banda. 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 de baja frecuencia generalmente dan disparo al generador. Sin embargo, en los casos en que las consecuencias de una pérdida de la máquina sean catastróficas, sólo se utiliza la protección como alarma y se acepta la posibilidad de daños en la turbina. 9.14.2

PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES TRANSITORIAS

Los generadores deben estar protegidos contra sobretensiones transitorias de frecuencias diferentes a la fundamental que puedan afectar su aislamiento interno. Estas sobretensiones pueden ser de origen externo producidas por descargas atmosféricas en el sistema ó de origen interno producidas por maniobras ó por fallas. Esta protección se logra por medio de descargadores de sobretensiones colocados en los bornes del generador. Al pasar la sobretensión por el transformador de la unidad, ésta adquiere una excesiva pendiente que es muy perjudicial para el aislamiento del generador. Dicha pendiente

9-42 usualmente se rebaja por medio de un condensador colocado en paralelo con el descargador de sobretensiones. Generalmente los condensadores son de 0,25 µF. 9.14.3

PROTECCIÓN CONTRA PÉRDIDA DE SINCRONISMO (25)

Cuando un generador pierde el sincronismo con el sistema es necesario provocar su desconexión; sin embargo, generalmente el problema está en el sistema, pues el centro eléctrico de la oscilación (ver epígrafe 7.6.5) esta fuera del generador. Por lo tanto, como regla no hay que proteger el generador contra pérdida de sincronismo, sobre todo cuando existe protección en las líneas del sistema. Con el incremento de la capacidad de los generadores y de las tensiones de transmisión se puede llegar a la situación de que el centro eléctrico de las oscilaciones cruce por el generador. La protección contra pérdida de excitación puede incidentalmente detectar esa condición, pero su velocidad de operación es por lo general insuficiente. En esos casos si es necesario instalar en el generador una protección contra pérdida de sincronismo que puede ser del tipo descrito en el epígrafe 7.6.5. 9.14.4

PROTECCIÓN

CONTRA

QUEMADO

DE

LOS

FUSIBLES

DE

LOS

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (60) Generalmente un generador tiene por lo menos dos grupos de transformadores de potencial, uno alimenta el regulador de tensión y el otro los relés y la medida. Al quemarse un fusible se pueden disparar algunos relés ó el regulador comienza a operar erróneamente. Esta anomalía se puede detectar por medio de un relé de balance de tensión conectado entre los secundarios de los transformadores de potencial. Este relé bloquea el funcionamiento del regulador de tensión y el disparo de algunos relés de protección, adicionalmente da alarma. 9.14.5

PROTECCIÓN CONTRA ENERGIZACIÓN INADVERTIDA (50IE)

La energización inadvertida sucede cuando alguien accidentalmente cierra el interruptor que conecta el generador a la red, (accidentalmente significa que la turbina está quieta, que no hay excitación) entonces el generador se comporta como una impedancia para el sistema y empieza a consumir potencia eléctrica.

9-43 Un generador en reposo puede ser energizado súbitamente, causando que grandes corrientes fluyan para acelerar la máquina, similar al arranque de un motor de inducción. Estas corrientes causarán rápidamente deterioro del rotor por esfuerzos térmicos al generador. La protección está desactivada cuando la frecuencia y la corriente están por debajo del punto de ajuste. Si una corriente con frecuencia y magnitud por encima del ajuste es vista por el sistema, la protección enviará una señal de disparo. Una adecuada selección de los componentes del sistema a aislar debe hacerse para garantizar la correcta desconexión del generador. 9.14.6

PROTECCIÓN SEPARADORA DE CARGA

Los generadores de capacidad pequeña que están interconectados con el Sistema Eléctrico de Potencia, como ocurre en muchos sistemas industriales, pueden en determinadas ocasiones quedar aislados del sistema por disparo de la línea debido a cortocircuitos externos. La carga que queda conectada al generador en esos casos puede ser muy grande, por lo que es necesario desconectarlo de la red eléctrica exterior. Esta función la realiza una protección (generalmente denominada separadora) que está compuesta por un relé de baja frecuencia y otro direccional de potencia. El elemento de baja frecuencia responde a la caída de frecuencia asociada con la sobrecarga del generador, y el relé direccional opera cuando fluye una potencia excesiva hacia el sistema. Este segundo relé no siempre es aplicable, pues su ajuste depende del régimen de operación de la pequeña planta generadora. 9.14.7

PROTECCIÓN CONTRA VIBRACIONES

La vibración de la máquina puede ser originada por desbalances electromagnéticos, debidos a daños en los devanados del estator ó del rotor, a desbalances mecánicos originados por daños en la máquina tales como desprendimientos de partes rotativas y a desajustes mecánicos causados por elementos flojos en la estructura de la máquina ó por daños en los cojinetes.

9-44 Se emplean tradicionalmente dos principios de detección. Los sensores acelerométricos detectan la aceleración de la pieza sobre la cual están instalados mientras que los sensores magnéticos de proximidad miden el movimiento relativo entre dos piezas. Los primeros son más utilizados para las funciones de alarma y disparo, mientras que los segundos son más empleados para la medida y análisis de las vibraciones, aunque también pueden ser utilizados para protección. Desde el punto de vista de la protección, usualmente se instalan relés de vibración con niveles de alarma y disparo, que actúan cuando detectan que el valor r.m.s. de las vibraciones medidas supera un umbral predeterminado, sin importar el eje de vibración ó el espectro de frecuencia. Algunos pueden estar equipados con indicación local ó remota del valor medido. El ajuste de los relés de vibración se hace durante la puesta en servicio de la unidad, una vez se tienen los resultados del balanceo de la máquina. El ajuste debe ser verificado cada vez que se desensambla la máquina, puesto que los niveles de vibración pueden variar con cada mantenimiento. Tradicionalmente, esta protección ha sido considerada opcional, pero se ha vuelto cada día más popular debido al número creciente de instalaciones no atendidas ó que no tienen operadores locales permanentes, en donde este tipo de protección es indispensable. 9.14.8

SOBRECALENTAMIENTO DE LAS CHUMACERAS

El sobrecalentamiento de las chumaceras se puede detectar por un relé accionado por un bulbo tipo termométrico insertado en un agujero de la chumacera, o por un relé detector de temperatura con RTD, tal como el descrito para el sobrecalentamiento del estator. Estos detectores se colocan tanto para el metal como para el aceite de la chumacera. 9.14.9

PROTECCIÓN CONTRA SOBREVELOCIDAD

Esta protección es importante para evitar daños en el generador y en la carga (por efecto de la alta frecuencia asociada con la sobrevelocidad en caso de que el generador se haya quedado con cierta carga, aislado del resto del sistema). Por lo general está disponible en la turbina, gobernando su velocidad. En casos excepcionales se protege externamente el generador con

9-45 un relé de frecuencia, que provoca el disparo del primario y del interruptor principal del generador. 9.15

EVOLUCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE GENERADORES

La protección de generadores se ha caracterizado por su diversidad, dada la gran cantidad de condiciones anormales de operación que pueden presentarse en este tipo de máquinas rotatorias. La actividad de investigación orientada al desarrollo de protecciones digitales de generadores ha sido menor que en el caso de las líneas de transmisión, sin embargo se han logrado varias versiones comerciales de relés digitales y sistemas integrados para la protección de dicho elemento. En los últimos años ha aumentado el interés en las protecciones digitales de generadores, debido a la tendencia a la interconexión de pequeñas plantas generadoras con el sistema eléctrico, para aprovechar la cogeneración de energía eléctrica. Por otra parte, en los sistemas computarizados de control de grandes plantas generadoras es posible y recomendable incorporar las funciones de protección digital. La protección digital de generadores se hace por lo general aplicando los principios clásicos, a partir de los estimados fasoriales de frecuencia fundamental. Son particularmente atractivas las posibilidades de la técnica digital para la simulación térmica de la máquina, aplicable en las funciones de protección contra sobrecargas balanceadas y contra sobrecalentamiento del rotor, por corrientes desbalanceadas en el estator. También es muy usual incorporar algoritmos del dominio del tiempo para los regímenes de arranque y parada y algoritmos del dominio de la frecuencia (fasoriales) para la operación normal del generador interconectado con el sistema. La velocidad del generador puede utilizarse como criterio de conmutación de uno a otro tipo de algoritmo, en el sistema digital de protección del generador. A modo de comparación, en las Figuras 9.24 y 9.25 se muestran los esquemas y las características del terminal del generador en el pasado y en la actualidad respectivamente.

9-46

CARACTERÍSTICAS ƒ ƒ ƒ ƒ ƒ ƒ

Funciones disgregadas. Gran espacio para instalación. Mantenimiento continuo. No se tiene registro de fallas. Alto consumo de potencia. Alto consumo de VA’s en circuitos de los transformadores de instrumentación (saturación rápida). ƒ Gran cableado. importante de ƒ Numero operaciones incorrectas.

Figura 9.24

CARACTERÍSTICAS ƒ ƒ ƒ ƒ

ƒ ƒ ƒ ƒ ƒ ƒ ƒ

Terminales multiárea. Espacio reducido. Mantenimiento mínimo. Funciones de comunicación, monitoreo, registro de fallas, curvas de carga. bajo consumo de potencia. bajo consumo de VA’s en CTs y PTs. Cableado de cobre reducido. Posibilidad de integrar un sistema de protecciones, control y monitoreo. Telecomunicación. Autodiagnóstico y auto supervisión con reporte de eventos internos. Adaptabilidad.

Figura 9.25

9-47

En resumen la evolución de las protecciones de generadores, según se ve en las Figuras 9.24 y 9.25, radica principalmente en el perfeccionamiento de las funciones de protección existentes, en la implementación de múltiples herramientas de software, en la integración de sistemas de protección, control y monitoreo y en las telecomunicaciones.

9.16

APLICACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEPENDIENDO DEL TAMAÑO DEL GENERADOR

La Tabla 9.1 es una muy buena guía de las protecciones más usuales dependiendo de la capacidad en potencia del generador. (Es sólo una recomendación basada en experiencias) En las Figura 9.26 se presenta un diagrama con las protecciones que se consiguen en un modulo compacto de protección para generadores con capacidades mayores de 15 MVA y en la Figura 9.27 uno para capacidades menores de 15 MVA. En las Figuras 9.28 y 9.29, se ilustran los relés de protección que se deben utilizar ó se recomiendan para diferentes capacidades de generadores Diesel (particular de un fabricante).

™¿En que consiste el incidente deslizamiento de polos después de una falla violenta? Una falla genera esfuerzos muy grandes. En un generador el campo magnético giratorio producido en el estator se desplaza a una velocidad y el rotor es atraído por este campo, de tal forma que los polos del rotor intentan alinearse con el estator, sin embargo, y de acuerdo a la carga del generador, no se presenta dicha alineación, y se presenta un desplazamiento angular, este desplazamiento es el deslizamiento, cuando dicho deslizamiento es muy grande el generador se sale de sincronismo, lo cual es totalmente indeseable. Una falla violenta es una fluctuación carga violenta, por ello se produce el deslizamiento excesivo. La Tabla 9.2 muestra la pérdida de vida de un generador ante incidentes.

9-48

G E N E R A D O R MVA PROTECCIÓN Chequeo de condiciones de sincronismo Diferencial de Generador Diferencial de Grupo Sobre y baja tensión Falla a tierra estator Pérdida de excitación Pérdida de estabilidad Potencia Inversa Baja impedancia Secuencia Negativa I-2 Sobrecorriente Sobrecarga del estator Sobrecorriente con restricción de tensión Energización inadvertida Falla interruptor Sobrecarga del Rotor Falla a tierra rotor 1 3 4 5

0-4

4 a 15

15-50

50-200

Grandes TURBOGEN

X

X X X X X X

X X X X X X

X-1

X-3

X X X X X X X X X X

X-4

X-5 X-4

X-3 X X-5

X X X X X X X X-3 X X

X-4

X-4

FUNCIÓN 25 87G 87TG 59-27

X X

40 32R 21 46 50-51

X 51V 50-IE 50BF

X

X

X X

X X

X

X

Solo para turbinas diesel y a vapor No es necesario con turbinas Pelton Estas funciones de sobrecorriente no se emplean en generadores con excitación autosoportada. Especialmente importante cuando el desbalance de carga afecta considerablemente al sistema.

Tabla 9.1

X X X X

9-49

Figura 9.26

9-50

Figura 9.27 CONSUMO DE VIDA POR INCIDENTE

INCIDENTE

20 % Falsa Sincronización 10% Conexión sobre falla trifásica Hasta 100% Falla trifásica y reconexión sin éxito 1% Falla monofásica y reconexión sin éxito Deslizamiento de polos después de una falla externa violenta

Tabla 9.2

20%

9-51

Figura 9.28

9-52

Figura 9.29

9-53

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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[3]

“Protective Relays. Application Guide”. Gec Alsthom, Tercera Edición,1990

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“Guías para el Buen Ajuste y la Coordinación de Protecciones del STN”. Consultoría para Elaborar Manual de Procedimientos para la Coordinación de Protecciones en el CND realizada por Ingeniería Especializada S.A. para Interconexión Eléctrica S.A. Itagüi- Antioquia, Julio de 2000.

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Conferencia “Protección de Generadores”. Ing. David Páloma. Seminario Nuevas Tecnologías en Protecciones de Media y Baja Tensión, Universidad Nacional de Colombia, Facultad de Ingeniería. Julio de 2000.

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“Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia”, Dr. Héctor Jorge Altuve Ferrer, Universidad Autónoma de Nuevo León. Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica. Monterrey, N.L, México.

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“Protección de Generadores”, Articulo preparado por Sandra Patricia Mendoza. Bogotá D.C. Octubre de 2000.

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Gec Alsthom T&D Protection & Control Group. Product Catalogue version 2.1 1996.