ESTUDIO DE AJUSTE Y OPERACION DE LA APLICACION DEL RELEVADOR SEL-300G APLICADO A UN GENERADOR SINCRONO

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

Estudio del Ajuste y Operación de la Aplicación del

Relevador SEL-300G Aplicado a un Generador

Síncrono

T

E

S

I

S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTAN

C. DÍAZ CADENA CUAUHTLI RAÚL

C. SÁNCHEZ AGUILAR FERNANDO

ASESORES:

ING. EVARISTO VELÁZQUEZ CAZARES

ING. GUILLERMO BASILIO RODRÍGUEZ

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LOPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE lNGENIERO ELECTRIOSTA

POR LA OPCION DE TITULACION TESISCOLECTIVAYEXAMENORAL INDNIDUAL

DEBERA(N) DESARROLLAR c. CUAlJHIURAúLDÍAZCADENA c. FERNANDOSÁNCHEZAGUIIAR

"ESTUDIO DE AJUSTE Y OPERACIÓN DE LA APLICACIÓN DEL RELEVADOR SEL-300G APLICADO A UN GENERADOR SÍNCRONO".

OBTENER UN MANUAL DEH'ALLADO DE LA OPERACIÓN Y PROCEDIMIENTO DE AJUSTE PARA UN RELEVADOR MICRQPROCESADO MULTIFUNCIONAL (SEL-300G) APLICADO AL GENERADOR SÍNCRONO DE LA GEN-TRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO DE BAJA: CALIFORNIA (TURBINA DE VAPOR).

);> OBJETIVO. );> JUSTIFICACIÓN.

);> PLANTEAMIENTO DEL. PROBLEMA. );> SITUACIÓN ACTUAL

);> TEORÍA DEL GENERADO . );> PROTECCIÓN DEI..; ｇｅｎｅｾｏｒ

);> AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G. );> PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN.

);> ANÁLISIS DE RESULTADOS. );> CONCLUSIONES.

);> RECOMENDACIONES FUTURAS.

A 3 DE SEPTIEMBRE DE 2010

i

A G R A D E C I M I E N T O S

En toda la experiencia adquirida en mi carrera a Nivel Superior y la conclusión del trabajo de tesis, ha habido personas que merecen las gracias, porque sin su valiosa aportación no hubiera sido posible éste trabajo y también, hay quienes las merecen por haber plasmado su huella en mi camino.

A mis padres, Félix y Felicitas, les agradezco infinitamente su apoyo, su guía, su amor, su confianza y comprensión, que me han brindado a lo largo de mi vida y que gracias a eso, he logrado alcanzar satisfactoriamente mis objetivos.

A mis hermanos, Juan Luis y Jocelyn, por su cariño, por su amistad, por sus palabras de aliento, que me ayudaron a seguir adelante.

Agradezco los comentarios y sugerencias de los sinodales de esta tesis, al Ing. Guillermo Basilio Rodríguez, a la M. en C. Erika Virginia De Lucio Rodríguez, por su gran aportación.

Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Evaristo Velázquez Cazares por la dirección de esta tesis y por todo el apoyo y confianza que me brindo, para poder llevar acabo mi labor y su capacidad para guiar mis ideas ha sido un aporte invaluable.

Quiero expresar también mi más sincero agradecimiento al Ing. Pedro Carlos Bernal Juárez, por encima de todo, su disponibilidad y paciencia. No cabe duda que su participación ha enriquecido el trabajo realizado y además, ha significado el surgimiento de una sólida amistad.

Por todas estas grandes personas, que acabo de mencionar y por las que me faltaron, les quiero decir: “Muchas gracias por todo el apoyo, tiempo, sabiduría y amistad, que me han obsequiado”.

ii

Este trabajo realizado es el fruto de varios años de desarrollo académico que me dejo con muchas experiencias no solo profesionales si no también personales, que ayudaron a superar dificultades en este periodo de tiempo de mi vida como estudiante, aun queda más por hacer pero quiero dedicar estas palabras y este trabajo a quien se lo meceré.

A Dios por brindarme la oportunidad de vivir y darme la capacidad de tomar decisiones en ciertos momentos de mi vida, además de conocer gente que a lo largo de la carrera fueron parte importante de mi formación profesional y personal.

Quiero expresar mi gratitud a quienes fueron mi soporte estos años, a mi querido padre Felipe de Jesús Sánchez Pérez y a mi madre Rufina Aguilar Flores que con su apoyo, cariño y amor fue posible terminar una profesión, se que las palabras no bastan para agradecer tanto, pero espero que esto sea una pequeña forma de hacerlo.

También quiero expresar mi gratitud más sincera al Ing. Evaristo Velázquez Cazares por su paciencia, devoción, confianza y la capacidad única que ayudo al desarrollo de este trabajo, su dirección en esta tesis fue de vital importancia, muchas gracias!!.

Por otra parte a mis maestros y sinodales que tuvieron parte en el desarrollo de este trabajo al Ing. Guillermo Basilio Rodríguez y a la M. en C. Erika de Lucio Rodríguez, gracias por su apoyo y paciencia.

A lo largo de mi vida eh contado con el apoyo de mi familia, amigos y maestros y a todos ellos solo tengo que decirles MUCHAS GRACIAS.

Fernando Sánchez Aguilar

“El agradecimiento que sólo consiste en el deseo es cosa muerta como es muerta la fe sin obras.”

iii

Í N D I C E

Agradecimientos. i

Índice. iii

Índice de figuras. viii

Índice de tablas. x

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN. I.1 Objetivo. 2

I.2 Justificación. 2

I.3 Planteamiento del problema. 3

I.4 Situación actual. 3

I.4.1 Sistemas de protección directos. 3

I.4.1.1 Fusibles. 3

I.4.1.2 Relevadores directos. 4

I.4.2 Sistemas de protección indirectos. 4

I.4.2.1 Sistemas electromagnéticos. 4

I.4.2.2 Sistemas de bobina móvil. 5

I.4.2.3 Sistemas de electrónica convencional. 5

I.4.2.4 Sistemas electrónicos digitalizados. 5

CAPÍTULO II TEORÍA DEL GENERADOR. II.1 Introducción. 7

II.2 Tipos de generador. 8

II.2.1 Generadores de Corriente Continua. 8

II.2.1.1 Construcción mecánica. 8

II.2.1.1.1 Estator. 8

II.2.1.1.2 Devanado del campo. 9

II.2.1.1.3 Escobillas. 9

II.2.1.2 Devanados de la armadura. 10

II.2.2 Generador de Corriente Alterna. 10

II.2.2.1 Generador síncrono básico. 10

II.2.2.2 Estructura general de la máquina síncrona. 11

II.2.2.3 Rotor de polos salientes. 14

II.2.2.4 Rotor de polos lisos. 16

II.2.2.5 Aspectos de la construcción del estator. 17

II.2.2.5.1 La carcasa. 17

iv

II.3 Consideraciones generales sobre la protección de los

generadores. 18 II.3.1 Conexión de generadores a un sistema de potencia. 18 II.4 Modelo de cortocircuito del generador síncrono. 20 II.4.1 Representación de componentes simétricas. 20 II.5 Decaimiento de la corriente de falla del generador. 22 II.5.1 Conexiones de redes de secuencia de fallas. 23 II.6 Prácticas de puesta a tierra del generador. 27

CAPÍTULO III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR.

III.1 Introducción. 28 III.2 Fallas en el generador. 29 III.2.1 Cortocircuitos. 29 III.2.1.1 Fallas de fase. 29 III.2.1.2 Fallas de tierra. 29 III.2.1.3 Fallas desbalanceadas. 30 III.2.2 Contactos monofásicos con tierra en redes con

neutro aislado. 30 III.2.3 Fases abiertas. 30 III.3 Regímenes anormales en el generador. 31 III.3.1 Sobrecorrientes. 31 III.3.2 Oscilaciones de potencia. 31 III.3.3 Pérdida de Sincronismo. 32 III.3.4 Potencia Inversa. 32 III.3.5 Corrientes de magnetización. 33 III.3.6 Corrientes de autoarranque. 33 III.3.7 Baja Frecuencia basada en la de Rechazo de Carga. 34 III.4 Protección contra cortocircuitos y regímenes anormales. 34 III.5 Esquema de protección tradicional del generador. 36 III.6 Protección de fallas de fases del estator del generador. 38 III.7 Protección de respaldo para fallas entre fases y de línea a

v

CAPÍTULO IV

AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G. IV.1 Introducción. 41 IV.2 Comunicación del relevador SEL-300G con la PC. 42 IV.2.1 Procedimiento de interfaz. 42 IV.2.2 Rasgos de prueba provistas por el relevador. 42 IV.2.3 Procedimiento de ajuste del relevador. 45 IV.3 Especificaciones del generador (turbina de vapor) y

transformador principal. 45 IV.4 Elementos de distancia (21). 50 IV.4.1 Descripción del elemento. 50 IV.4.2 Descripción funcional. 52 IV.4.3 Descripción de los ajuste de los elementos Mho. 53 IV.4.4 Información necesaria. 56 IV.4.5 Recomendaciones. 56 IV.4.6 Disparo de los elementos de distancia de fase. 57 IV.5 Elementos de potencia inversa y baja potencia hacia delante. 57 IV.5.1 Descripción de los elementos. 57 IV.5.2 Descripción funcional. 57 IV.5.3 Descripción de los ajustes. 58 IV.5.4 Recomendaciones. 59 IV.5.5 Disparo de potencia inversa. 60 IV.6 Elementos de pérdida de campo (40). 60 IV.6.1 Descripción de los elementos. 60 IV.6.2 Descripción funcional. 60 IV.6.3 Cálculos de ajuste. 61 IV.6.4 Descripción de los ajustes. 62 IV.6.5 Información necesaria. 63 IV.7 Elementos de sobrecorriente de secuencia negativa (46). 63 IV.7.1 Descripción funcional. 63 IV.7.2 Descripción de los ajustes. 64 IV.7.3 Información necesaria. 65 IV.7.4 Recomendaciones. 65 IV.7.5 Disparo de sobrecorriente de secuencia negativa. 66 IV.8 Protección contra pérdida de potencial (60p). 66 IV.8.1 Descripción del elemento, de polo abierto. 66 IV.8.1.1 Recomendaciones. 66 IV.8.1.2 Descripción del elemento y funcionamiento

vi

IV.10 Elemento fuera de paso-esquema de blindaje sencillo (78). 69 IV.10.1 Descripción del elemento. 69 IV.10.2 Impedancia aparente durante las oscilaciones

de potencia. 70 IV.10.3 Descripción funcional. 72 IV.10.4 Esquema de blindaje sencillo de los elementos

fuera de paso. 72 IV.10.5 Descripción de ajustes. 74 IV.10.6 Información necesaria. 75 IV.11 Protección de frecuencia (81). 75 IV.11.1 Descripción de los elementos. 75 IV.11.2 Descripción de funcionamiento. 76 IV.11.3 Descripción de ajustes. 77 IV.11.4 Información necesaria. 77 IV.10.5 Recomendaciones. 78 IV.10.6 Disparo de baja frecuencia. 78 IV.12 Elemento diferencial (87). 78

IV.12.1 Revisión global del elemento diferencial de

porcentaje restringido. 78 IV.12.2 Ajustes para la protección del generador. 79 IV.12.3 Descripción de la operación del elemento diferencial

sin restricción y restringido 81 CAPÍTULO V

PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN.

V.1 Introducción. 82 V.2 Procedimiento para manipular la Fuente Multicanal Adaptable

(SEL-AMS Adaptive Multichannel Source). 83 V.3 Conexión de una fuente de tres tensiones y tres corrientes. 85 V.4 Elemento de distancia (21). 85 V.4.1 Equipo necesario. 85 V.4.2 Conexiones de las fuentes de prueba. 86 V.4.3 Operación básica del elemento. 86 V.4.4 Pruebas de exactitud de operación de los elementos. 86 V.4.5 Pruebas de exactitud de los elementos de tiempo. 89

V.4.5.1 Prueba de exactitud del retardo de tiempo,

21P1D. 89 V.5 Elemento potencia inversa (32). 90 V.5.1 Equipo necesario. 90 V.5.2 Conexiones de la fuente de prueba. 90 V.5.3 Operación básica del elemento. 90 V.5.4 Pruebas de exactitud de los elementos de operación,

vii

V.6.1 Equipo necesario. 94

V.6.2 Conexión de la fuente de prueba. 94

V.6.3 Operación básica del elemento. 95

V.6.4 Prueba de exactitud del elemento de operación. 95

V.7 Elemento de secuencia negativa (46). 98

V.7.1 Equipo necesario. 98

V.7.2 Conexiones de la fuente de prueba. 98

V.7.3 Operación básica del elemento. 99

V.7.4 Prueba de exactitud de la operación del elemento. 99

V.7.5 Prueba de exactitud del elemento de tiempo. 100

V.7.5.1 Prueba de exactitud del elemento con retardo De tiempo, 46Q1D. 101

V.7.5.2 Prueba de exactitud del elemento de tiempo inverso, 46Q2. 101

V.8 Elemento de tierra del estator al 100% (64). 103

V.8.1 Equipo requerido. 103

V.8.2 Prueba de exactitud de la operación del elemento, 64G1. 104

V.9 Elemento de fuera de paso (78) blindaje simple. 106

V.9.1 Prueba de Operación de elemento 78R1 (blindaje derecho). 108

V.9.2 Prueba de la operación de elemento 78R2 (blindaje izquierdo). 109

V.10 Elemento de sobre y baja frecuencia (81). 110

V.11 Elemento diferencial (87). 112

V.11.1 Equipo necesario. 112

V.11.2 Operación de los elementos básicos. 112

V.11.3 Prueba de la operación del elemento sin restricción (U87P). 113

V.11.4 Prueba del valor del elemento restringido (O87P). 115

CAPÍTULO VI ANÁLISIS DE RESULTADOS. VI.1 Conclusiones generales. 119

VI.2 Recomendaciones futuras 124

viii

ÍNDICE DE FIGURAS.

CAPÍTULO II

TEORÍA DE GENERADOR.

Figura II.1 Vista transversal de una máquina tetrapolar de C.C. 8 Figura II.2 Generador síncrono básico. 11 Figura II.3 Generador con rotor de polos salientes y 6 polos. 12 Figura II.4 Generador con rotor cilíndrico y 4 polos. 12 Figura II.5 Disposiciones para montaje en eje horizontal. 13 Figura II.6 Disposiciones para montaje en eje vertical. 13 Figura II.7 Tipos de generadores síncronos. 14 Figura II.8 Rueda polar. 15 Figura II.9 Esquema del generador de polos salientes. 15 Figura II.10 Rotor de polos salientes para máquina síncrona. 16 Figura II.11 Rotor de polos lisos. 16 Figura II.12 Diferentes tipos de montaje de la carcasa del

generador. 17 Figura II.13 Trayectorias del flujo magnético. 18 Figura II.14 Conexión directa del generador. 19 Figura II.15 Conexión unitaria. 20 Figura II.16 Componente simétrica secuencia positiva. 21 Figura II.17 Componente simétrica secuencia negativa. 21 Figura II.18 Componente simétrica secuencia cero. 22 Figura II.19a Falla trifásica. 23 Figura II.19b Falla de fase a fase. 23 Figura II.19c Falla de una fase a tierra. 23 Figura II.19d Falla de dos fases a tierra. 24 Figura II.20 Trazo simétrico de una corriente de cortocircuito del

generador. 24 Figura II.21 Corrientes de cortocircuito del generador para una falla

trifásica con desplazamiento de C.D. 25 Figura II.22 Corriente de falla en terminales del generador. 26 Figura II.23 Prácticas de puesta a tierra del generador. 27

CAPÍTULO III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR.

Figura III.1 Diagrama unifilar de una parte de un sistema eléctrico

ix

CAPÍTULO IV

AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G. Figura IV.1 Conexión relevador-Fuente-CPU. 42 Figura IV.2 Esquema de la conexión de protección del relevador

SEL-300G al generador. 47 Figura IV.3 Diagrama de impedancias referidas al generador. 50 Figura IV.4 Características de operación de los elementos de

distancia. 53 Figura IV.5 Oscilaciones estable e inestable de un SEP sencillo. 70 Figura IV.6 Relevadores para detectar condiciones fuera de paso por el

uso de relevadores de distancia y relevadores de tiempo. 72 Figura IV.7 Características de operación de esquema de blindaje

sencillo. 73 CAPÍTULO V

PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN.

Figura V.1 Conexión de la fuente de prueba, tres fuentes de tensión y tres de corriente. 85 Figura V.2 Región de operación de elemento 32Pn depende en la

señal del ajuste 32Pn. 93 Figura V.3 Diámetro del elemento de pérdida de campo y offset

40XD2<0. 96 Figura V.4 Conexión de prueba para la fuente de corriente

monofásica. ₉₈

Figura V.5 Prueba del elemento 46 de tiempo-inverso. 102 Figura V.6 Conexión de tensión de neutro de prueba 64G1. 104 Figura V.7 Elemento de blindaje simple fuera de paso, diámetro y

blindaje de prueba. 107 Figura V.8 Características porcentuales de las restricciones del

x

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR.

Tabla III.1 Frecuencia de ocurrencia de fallas. 29 Tabla III.2 Elementos de protección recomendados para los métodos

de conexión a tierra de los generadores. 40

CAPÍTULO IV

AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G. Tabla IV.1 Teclas del comando de edición, SET. 44 Tabla IV.2 Datos generador 46 Tabla IV.3 Datos del transformado principal. 46 Tabla IV.4 Simbología utilizada. 48 Tabla IV.5 Palabras en bits del relevador. 66 Tabla IV.6 Palabras en bits del relevador. 67

CAPÍTULO V

PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN. Tabla V.1 Resumen de la señal de prueba del elemento de potencia

inversa. 92 Tabla V.2 Modificación de la corriente de prueba, factores de prueba. 114 Tabla V.3 Lógica de Disparo Recomendada. 118

CAPÍTULO VI

ANÁLISIS DE RESULTADOS.

1

C A P Í T U L O I

I N T R O D U C C I Ó N

2 I.1 OBJETIVO.

Obtener un manual detallado de la operación y procedimiento de ajuste para un relevador microprocesado multifuncional (SEL-300G) aplicado al generador síncrono de la Central de Ciclo Combinado de Baja California (turbina de vapor).

I.2 JUSTIFICACIÓN.

Siendo el generador la parte fundamental de los sistemas eléctricos de potencia, resulta primordial un servicio de calidad de energía.

En los últimos años los relevadores multifuncionales microprocesados han demostrado su eficacia trayendo consigo beneficios en tiempo y en dinero, ya que los circuitos son protegidos adecuadamente y solo salen en caso de falla; este relevador elimina los eventos anormales en tiempos sumamente cortos, evitando daño al equipo de potencia.

Con la aparición de los relevadores microprocesados con multifunciones, se tiene la facilidad que todas las funciones de protección están en el mismo relevador, logrando con esto una disminución de espacio considerable en la industria, ya que por ser microprocesados, el resultado de su fabricación es que se obtiene un relevador multifuncional pequeño, disminuyendo considerablemente con esto el espacio ocupado en un tablero.

3 I.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

Las fallas eléctricas en un sistema, son uno de los problemas que más preocupa a un ingeniero eléctrico sobre todo en los elementos principales que componen al Sistema Eléctrico, para ello se crean dispositivos o artefactos para la protección, tanto del usuario como del equipo que se emplea en el sistema eléctrico.

Estos dispositivos protegen de daño contra alguna falla o régimen anormal a los aparatos eléctricos son conocidos como relevadores y existen diferentes tipos de ellos para respectivas fallas y/o condiciones anormales en el generador, por lo tanto, con anterioridad existía un relevador para cada función de protección, lo cual implicaba un mayor espacio ocupado en tableros (de dos a tres tableros para los relevadores).

Con respecto a lo anterior los relevadores eran de diferentes fabricantes y es por ello que cada uno contaba con una vida útil o tiempo de mantenimiento diferente, por consecuencia implica un mayor gasto para el usuario tener demasiados relevadores en operación.

I.4 SITUACIÓN ACTUAL.

I.4.1 Sistemas de protección directos.

Los sistemas de protección directos son aquellos sistemas donde el elemento de medición es el mismo que el de corte (o está incorporado a él) y la magnitud que se debe controlar se aplica a la protección, sin ningún tipo de transformación.

Estos sistemas se subdividen en dos tipos: a) Fusibles.

b) Relevadores directos.

I.4.1.1 Fusibles.

4

a los circuitos de baja tensión y equipos de baja potencia de una red de media tensión.

I.4.1.2 Relevadores directos.

Consiste en una bobina en serie con la entrada del interruptor automático, por tanto está controlada por la intensidad de corriente.

Al incrementar la intensidad, aumenta la fuerza del campo electromagnético en la bobina y supera la fuerza de u muelle que tiene el aparato, por lo tanto se produce el disparo (desconexión) del interruptor automático.

I.4.2 Sistemas de protección indirectos.

Son aquellos donde las magnitudes a controlar se transforman en valores normalizados antes de ser inyectados al relevador de `protección. Estaos sistemas son más costosos al componerse de transductores y elementos de corte.

Los principales tipos son:

a) Sistemas electromagnéticos. b) Sistemas de bobina móvil.

c) Sistemas de electrónica convencional. d) Sistemas electrónicos digitalizados.

I.4.2.1 Sistemas electromagnéticos.

Las cantidades suministradas a los relevadores en forma de corrientes o de tensiones son transformadas por estos en una fuerza capaz de cerrar unos contactos que establecen la continuidad en el circuito de disparo.

Según su construcción se pueden clasificar en:

 Embolo o armadura articulada.

5

 Disco de inducción.

El campo magnético generado en la bobina produce un par de giro en el disco, proporcional a la tensión o corriente aplicada, obteniéndose por tanto, un tiempo de actuación inversamente proporcional a la magnitud medida.

 Copa o cilindro de inducción.

Al disponer el núcleo de varios polos, permite su utilización en aquellos relevadores de protección en los que sea necesario compara más de una magnitud.

I.4.2.2 Sistemas de bobina móvil.

Estos ocupan una situación intermedia entre los equipos electromagnéticos y los electrónicos, ya que poseen elementos electrónicos como diodos, resistencias y condensadores, pero la medida se efectúa electromagnéticamente por medio de un dispositivo de medida polarizado en cuadro móvil.

I.4.2.3 Sistemas de electrónica convencional.

Este sistema mide por integración los valores de la magnitud de entrada. La aplicación de la electrónica al campo de los sistemas de protección permitió desarrollar una nueva gama de tipos de protección, así como mejorar sus características de funcionamiento, tanto en precisión como en rapidez, fiabilidad y duración.

La novedad importante de estos sistemas es la construcción modular de los equipos, lo que permite reducir el tamaño y simplificar el diseño al existir módulos de funciones específicas que se pueden utilizar para diversos tipos de protección.

I.4.2.4 Sistemas electrónicos digitalizados.

6

que forman parte de un Sistema Eléctrico de Potencia, con el fin de utilizar mejor la capacidad individual de generación y transmisión de energía en un Sistema Eléctrico.

Estos avances en la tecnología han permitido la creación de una nueva generación de relevadores de protección llamados “Relevadores

Microprocesados Multifuncionales”, estos equipos cuentan con un

microprocesador que es el alma del relevador; también integran las funciones de diferentes equipos, además de proporcionar diferentes datos sobre el funcionamiento del sistema.

Algunas de las principales características de los relevadores son las siguientes: Integrar funciones de medición, protección y comunicación; para poder tener un mejor control sobre el sistema. Debido al crecimiento de los Sistemas Eléctricos y a la nueva forma estructural del sistema, es fundamental contar con un buen esquema de protecciones que brinde la seguridad necesaria y garantice el buen funcionamiento del sistema, liberando lo más rápidamente posible las fallas que puedan presentarse.

Con la aparición de los microprocesadores, los fabricantes de protecciones impulsaron el diseño de sistemas basados en microprocesadores y aprovechar los desarrollos en tecnología en comunicaciones por fibra óptica que transmite gran cantidad de información a alta velocidad.

7

C A P Í T U L O II

T E O R Í A D EL G E N E R A D O R

II.1 INTRODUCCIÓN.

Un generador protegido adecuadamente requiere, la protección automática contra condiciones anormales de operación. El inconveniente al

proporcionar algunas de las protecciones no es que puedan operar inadecuadamente o remover el generador de servicio innecesariamente, sino que fallen al operar cuando deben. Un disparo innecesario del

generador es indeseable, pero las consecuencias de no dispararlo y dañar la máquina son de alto riesgo. Para la industria, el costo de dicho evento no es únicamente el de reparación o reemplazo de la máquina dañada, sino el costo substancial de comprar energía de reemplazo durante el periodo en que la unidad está fuera de servicio. En sitios atendidos, donde hay un operador experimentado, puede algunas veces evitar remover el generador de servicio corrigiendo la condición anormal. Sin embargo, en la gran mayoría de los casos, el evento ocurrirá tan rápidamente que la

8 II.2 TIPOS DE GENERADOR.

II.2.1 Generadores de Corriente Continua.

En una máquina de C.C., el flujo magnético uniforme se establece por medio de polos fijos montados en el interior del elemento estacionario, llamado estator. Es posible usar imanes permanentes como polos o arrollar los devanados del campo (bobinas de excitación) alrededor de los polos. Una de las mayores ventajas de una máquina devanada es que es posible controlar el flujo en la máquina regulando la corriente continua en el devanado del campo. El devanado en el que se induce la fuerza electromotriz (FEM) se arrolla en el miembro rotatorio. La parte rotatoria se denomina armadura y su devanado de la armadura. La armadura se apoya mecánicamente y se alinea dentro del estator por medio de campanas externas.

II.2.1.1 Construcción mecánica.

Se identifican solo sus componentes principales, que describen a continuación Figura II.1.

II.2.1.1.1 Estator.

El estator de una máquina de C.C. proporciona el apoyo mecánico para la máquina, y consta del yugo y los polos (o polos de campo).El yugo desempeña la función básica de proveer una trayectoria sumamente permeable para el flujo magnético. Para máquinas pequeñas de imanes permanentes, puede ser una estructura laminada soldada en sus extremos. Para máquinas devanadas pequeñas, los polos del campo y el yugo se troquelan como una sola pieza a partir de laminaciones delgadas de acero. Para máquinas grandes, el yugo se construye con partes hechas con acero fundido.

Espesor del Yugo

Devanado del campo o devanado del polo

Polo del estator

Armazón principal

o yugo del campo Conductores de

la armadura Ranuras de la armadura Dientes de la armadura Zapata polar

9

Los polos se montan dentro del yugo y se diseñan en forma apropiada para recibir los devanados del campo. A menudo los polos del campo están elaborados con láminas delgadas que se apilan juntas, con lo que se busca reducir al mínimo las pérdidas magnéticas debidas a la proximidad de los polos con el flujo de la armadura. Para máquinas grandes, los polos del campo se construyen por separado y después se atornillan al yugo.

II.2.1.1.2 Devanado del campo.

Las bobinas del campo están devanadas en los polos, de forma que éstos alternan su polaridad. Existen dos tipos de devanados del campo: un devanado del campo derivado y un devanado del campo serie. El devanado del campo derivado tiene muchas vueltas de alambre delgado y recibe ese nombre porque se conecta en paralelo con el devanado de la armadura. El devanado del campo serie, como su nombre lo indica, se conecta en serie con el devanado de la armadura y tiene comparativamente pocas vueltas de conductor grueso. Una máquina de C.C. puede tener ambos devanados del campo arrollados en el mismo polo.

Una máquina con un devanado del campo derivado se llama máquina derivado. Una máquina serie se devana solo con devanado del campo serie. Una máquina compound, o compuesta, tiene ambos devanados. Cuando en una máquina compound los dos devanados del campo producen en la misa dirección, la máquina es de tipo cumulativo. La máquina es de tipo diferencial cuando al campo que establece el devanado del campo derivado se opone el campo en serie lleva una corriente constante, disipa potencia. Al utilizar imanes permanentes en vez de un devanado de campo derivado se elimina la pérdida de potencia y, así se mejora la eficiencia de la máquina.

II.2.1.1.3 Escobillas.

10

II.2.1.2 Devanados de la armadura.

La FEM máxima se induce en una bobina de paso completo, es decir, cuando las distancias entre los dos lados de una bobina son de 180º eléctricos. En otras palabras, una bobina de paso completo implica que cuando un lado está bajo el centro de un polo sur, el otro debe estar bajo el centro del polo norte adyacente. Para máquinas bipolares, en general se emplea una bobina de paso fraccionario (extensión de la bobina menor que 180º eléctricos). Otra ventaja de una bobina de paso fraccionario es que utiliza menos cobre que la de paso completo. Sin embargo, la FEM inducida se reduce en un factor denominado factor de paso.

El devanado más usado es el de dos capas. El número de bobinas para el devanado de dos capas es igual al número de ranuras de la armadura. Así cada ranura de la armadura tiene dos lados de dos bobinas diferentes. Este método no solo resulta en el montaje simétrico de las bobinas, sino que también asegura que todas las bobinas sean eléctricamente equivalentes.

Hay dos tipos generales de devanados: el devanado imbricado o de lazo y el devanado ondulado. El devanado imbricado se usa en máquinas de baja tensión y alta corriente; por otro lado, el ondulado se emplea para satisfacer requerimientos de alta tensión y baja corriente.

II.2.2 GENERADOR DE CORRIENTE ALTERNA.

II.2.2.1 Generador síncrono básico.

Un generador síncrono convierte energía termomecánica en energía eléctrica. La potencia mecánica del impulsor gira la flecha del generador en el cual el campo de Corriente Continua (C.C.) está instalado. La figura II.2

11 IMPULSO

ENTRADA MECÁNICA

CAMPO DE C.D.

SALIDA ELÉCTRICA

TRIFÁSICA Ia

Ib Ic

Figura II.2 Generador síncrono básico. [8]

II.2.2.2 Estructura general de la máquina síncrona.

La máquina síncrona está constituida esencialmente de una parte activa fija que constituye el inducido llamado también estator y de una parte interna giratoria coaxial a la primera y que se conoce como el inductor también denominado rotor. Entre la superficie cilíndrica interna del estator y la externa del rotor se encuentra un pequeño espacio de aire que se conoce como entrehierro y cuyo espesor puede variar de algunos milímetros hasta algunos centímetros pasando de las maquinas pequeñas a las de gran potencia.

El sistema inductor que gira dentro del estator aloja los polos magnéticos de excitación con corriente continua destinando a crear el flujo inductor. Según el sistema tradicional el circuito de excitación de los polos del rotor se alimenta mediante un sistema de dos anillos colectores, que giran naturalmente con el rotor y a los cuales llega la alimentación de corriente continua proporcionada por la excitación de la máquina.

El rotor de la máquina síncrona puede ser de polos salientes o lisos, en el primer caso se emplean para máquinas lentas, es decir, en centrales hidroeléctricas y en el segundo, en las centrales termoeléctricas que operan a mayor velocidad.

12

acero robusta, la cual esta fija a su vez, según sea el caso directamente de flecha o de árbol central como se muestra en la figura II.3.

ESTATOR ROTOR

Figura II.3 Generador con rotor de polos salientes y 6 polos. [4]

Los polos terminan en el entrehierro con la llamada expansión polar o sección polar. El rotor puede ser de acero al macizo o bien laminado.

El la figura II.4 se muestra esquemáticamente la sección transversal de un rotor liso para turbo alternador de dos polos. En este caso los polos no sobresalen en la superficie externa cilíndrica del rotor y de las bobinas de excitación se encuentra ubicada en los lados mayores dispuestos entre los cables que están colocados simétricamente a los lados de la superficie polar, los lados de las bobinas sobre los dos cabezales encerrados entre las capas opuestas. El cuerpo del rotor es de acero fundido (con aleación de níquel-cromo-molibdeno).

ROTOR LÍNEAS DE

FLUJO ESTATOR

CONDUCTORES DEL ROTOR

Figura II.4 Generador con rotor cilíndrico y 4 polos. [4]

13

vertical en las centrales hidroeléctricas y con montaje horizontal cuando son accionadas por turbina de vapor o de gas en las centrales termoeléctricas los esquemas simplificados de montaje se muestran en las

figura II.5 y figura II.6.

Figura II.5 Disposiciones para montaje en eje horizontal. [4]

CHUMACERA DE CARGA

CHUMACERA DE CARGA

Figura II. 6 Disposiciones para montaje en eje vertical. [4]

14

Las máquinas síncronas son clasificadas en dos diseños principales máquinas de rotor de polos lisos y máquinas de polos salientes. La figura II.7 proporciona una vista de la sección transversal de ambos tipos de construcción. Los generadores impulsados por turbinas de vapor tienen rotores de polos lisos con ranuras en las cuales son colocados los devanados de campo distribuidos. La mayoría de los rotores de polos lisos están hechos de acero forjado sólido. El número de polos es típicamente dos o cuatro.

Rotor de polos lisos Rotor de polos salientes Rotor

Estator

Figura II.7 Tipos de generadores síncronos. [8]

II.2.2.3 Rotor de polos salientes.

En el rotor de polos salientes o rueda polar la estructura del soporte de los polos se puede hacer con diferentes sistemas constructivos que dependen principalmente de algunos parámetros como son el diámetro del rotor y el número de polos, que a su vez dependen de otros factores constructivos como son la potencia y la velocidad de la máquina.

15

POLO

NÚCLEO O MASA

Figura II.8 Rueda polar. [4]

A medida que aumenta el diámetro de la rueda polar, la estructura se va modificando de manera tal que pueda montar a los polos y sea capaz de soportar el esfuerzo centrífugo sostenido.

ESTATOR

FLUJO MAGNÉTICO

BOBINA DEL ROTOR

EJE

Figura II.9 Esquema del generador de polos salientes. [4]

La bobina de excitación.- En los rotores de polos salientes es bastante notable que las bobinas de excitación van metidas en los núcleos polares y normalmente todas las bobinas se conectan en serie para ser alimentadas con corriente continua proveniente de la excitatriz.

16

3 2

1 _{1.- NÚCLEO POLAR}

2.- EXPANSIÓN POLAR 3.- DEVANADO INDUCTOR 4.- SISTEMA DE SUJECIÓN AL POLO

4

Figura II.10 Rotor de polos salientes para máquina síncrona. [4]

II.2.2.4 Rotor de polos lisos.

Los rotores lisos dada la elevada velocidad periférica con que operan y sus grandes dimensiones por la tendencia que existe a construir turboalternadores de potencias muy elevadas, representan la mayor dificultad constructiva de la máquina, ya sea por la calidad de los materiales a emplear y por la precisión que se requiere. Actualmente se fabrican rotores para máquinas del orden de 1000 MVA y en realidad se puede decir que la posibilidad de fabricación de máquinas de potencias mayores no está tanto limitada por problemas de diseño o de materiales, como por problemas de transporte de las fabricas a las centrales eléctricas.

Para velocidades elevadas es necesario disminuir el diámetro y aumentar la longitud, por lo que generalmente se tienen 2 o 4 polos adoptando el rotor en forma lisa con relación a los rotores de baja velocidad. Con este tipo de construcción el entrehierro presenta un espesor prácticamente constante a lo largo de toda la circunferencia, la forma sinusoidal del campo del inductor se debe realizar con una disposición particular de los devanados de excitación.

17

La localización de bobinas radiales ofrece la ventaja de que permite una mejor distribución de la fuerza magnetomotriz (FMM) por polo con lo que se tiene una mejor onda sinusoidal en la fuerza electromotriz (FEM) generada.

II.2.2.5 Aspectos de la construcción del estator.

II.2.2.5.1 La carcasa.

La carcasa es una estructura mecánica construida con acero soldado o algunas veces con acero fundido y que tiene la función de sostener y centrar el núcleo magnético del estator, es decir que tiene solo una función mecánica y no magnética.

CARCASA NÚCLEO

MAGNÉTICO

Figura II.12 Diferentes tipos de montaje de la carcasa del generador. [4]

II.2.2.5.2 El núcleo magnético del estator.

18

LÍNEAS DE FLUJO

Figura II.13 Trayectorias del flujo magnético. [4]

Para disminuir el efecto de corrientes circulantes, las laminaciones se aíslan con diferentes métodos, por ejemplo con una capa de papel muy delgada por un solo lado y una capa muy delgada también de barniz aislante, o bien puede ser de oxido especial. Las ranuras del núcleo magnético del estator en donde se alojan los conductores del devanado del tipo abierto y del tipo semicerrado ya que en la actualidad prácticamente no se usan más las ranuras del tipo cerrado.

Las ranuras abiertas se usan normalmente en máquinas de gran potencia y ofrecen la facilidad que las bobinas se puedan prefabricar y después instalar en el núcleo magnético. Por su parte las ranuras semicerradas no permiten prácticamente el uso de bobinas prefabricadas, pero en cambio ofrecen la ventaja de permitir una perfecta ejecución del aislamiento con lo que las máquinas pueden operar a tensiones relativamente altas (del orden de 30 kV entre fases y aun mayores). Por otro lado el uso de ranuras abiertas permite simplificar la reparación de bobinas que se dañan eventualmente durante la operación. Cuando se colocan las ranuras en las ranuras abiertas, para dar una mejor fijación mecánica se acostumbra a usar cuñas de madera, baquelita, amianto baquelizado, etc.

II.3 CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE LA PROTECCIÓN DE LOS GENERADORES.

II.3.1 Conexión de generadores a un sistema de potencia.

19

Conexión directa:

La figura II.14 muestra el diagrama unifilar para una conexión directa de un generador a un sistema de potencia. Los generadores son conectados directamente al bus de carga sin transformación de tensión de por medio. Este tipo de conexión es un método recientemente usado en la industria para la conexión de generadores de tamaño pequeño.

SISTEMA DE POTENCIA

BUS DE CARGA

CARGA CARGA CARGA

G

Figura II.14 Conexión directa del generador. [8]

Conexión unitaria:

20

TRANSFORMADOR

DE POTENCIA _INTERRUPTOR GENERAL

BARRA PRINCIPAL

AL SEP

TR's DE SERVICIO AUXILIARES G

Figura II.15 Conexión unitaria. [8]

II.4 MODELO DE CORTOCIRCUITO DEL GENERADOR SÍNCRONO.

El circuito eléctrico equivalente de un generador síncrono es una tensión interna en serie con una impedancia. La componente de resistencia de la impedancia del generador es pequeña comparada con la reactancia y es usualmente despreciada para cálculos de corriente de falla. Figura II.19 muestra la representación de componentes simétricas de un generador. El análisis de componentes simétricas es una herramienta matemática importante para calcular las corrientes y tensiones del generador bajo condiciones de desbalance.

II.4.1 Representación de componentes simétricas.

Secuencia positiva (X1):

Se usan tres valores diferentes de reactancia de secuencia positiva. En el

circuito equivalente de secuencia positiva, X”d es la reactancia

subtransitoria, X'd es la reactancia transitoria y Xd es la reactancia del generador en eje directo. Todos estos valores de eje directo son necesarios para calcular los valores de corriente de cortocircuito en diferentes tiempos después de ocurrido un cortocircuito. Estos valores son proporcionados por el fabricante del generador como parte de la hoja de datos de prueba del generador.

21

para aplicación de relevadores. El valor de reactancia transitoria es usado para consideraciones de estabilidad. Los valores de reactancia no saturada son usados para calcular las corrientes de falla debido a que la tensión se reduce por debajo de la saturación durante fallas cercanas a la unidad.

Puesto que los generadores típicos son operados ligeramente saturados, la corriente de falla sostenida (estado estable) será menor que la corriente de carga máxima, a menos que los reguladores de Tensión refuercen el campo durante una falla sostenida.

X1

X1

X1

X1

Ea1 Ia1 Ia1

Ib1

Ic1 ea1

ea1 ea1

+ +

+

- -- +

- ea1

N1 = BUS DE REFERENCIA REPRESENTACIÓN 3 EQUIVALENTE 1

Figura II.16 Componente simétrica secuencia positiva. [8]

Secuencia negativa (X₂):

El flujo de corriente de secuencia negativa es de rotación de fase opuesta a través de la máquina y aparece como una componente de doble frecuencia en el rotor. El promedio de la reactancia subtransitoria de eje directo bajo los polos y entre los polos da una buena aproximación de la reactancia de secuencia negativa. En una máquina de polos salientes, la secuencia negativa es el promedio de la reactancia subtransitoria de eje directo y eje en cuadratura [X₂ = (X”d + X”q) / 2], pero en una máquina con rotor de polos lisos, X₂ = X”d.

X2

X2

X2

X2

Ea2 Ia2

Ia1

Ib1

Ic1 N2 = BUS DE REFERENCIA REPRESENTACIÓN 3 EQUIVALENTE 1

22

Secuencia cero (X₀):

La reactancia de secuencia cero es menor que los valores de secuencia positiva y negativa. Debido a los altos valores de corriente de falla a tierra disponibles para una máquina sólidamente puesta a tierra, una impedancia (reactancia o resistencia) es casi siempre insertada en la trayectoria de puesta a tierra del neutro, excepto en generadores muy pequeños donde el costo de proporcionar tales puestas a tierra en relación a los costos de la máquina son significativos.

Xo

Xo

Xo

Xo

Eao Iao

Iao

Ibo

Ico No = BUS DE REFERENCIA REPRESENTACIÓN 3 EQUIVALENTE 1

Iao Ibo Ico

ZN

3ZN

Figura II.18 Componente simétrica secuencia cero. [8]

Como se estableció previamente, la resistencia del devanado del estator es generalmente lo suficientemente pequeña para ser despreciada en los cálculos de cortocircuito. Esta resistencia, sin embargo, es importante en la determinación de las constantes de tiempo de C. D. de una corriente de cortocircuito asimétrica. Para calcular fallas o condiciones de generación anormales desbalanceadas, las redes de secuencia positiva, negativa y cero son interconectadas. Para las condiciones de falla más comunes, éstas son conectadas como se muestra a continuación.

II.5 DECAIMIENTO DE LA CORRIENTE DE FALLA DEL GENERADOR.

23

II.5.1 Conexiones de redes de secuencia de fallas.

FALLA

F1 Z1

IaF IbF IcF +Van I1 a b c G N1

(II.1)

Figura II.19a Falla trifásica. [8]

FALLA

F1 Z1

IaF IbF IcF + Van I1 a b c G N1 N2 F2 Z2 I2

Figura II.19b Falla de fase a fase. [8]

FALLA

IaF IbF IcF

a b c G N1 Van + F1 Z1 F2 Z2 Fo Zo N2 No I1 I2 Io

…….(II.3)

24

FALLA

IaF IbF IcF

a b c G

N1 N2 No

F1 Z1

F2 Z2

Fo Zo

I1 I2 I0

+ Van

……. (II.4)

……..(II.6)

Figura II.19d Falla de dos fases a tierra. [8]

PERIODO

SUBTRANSITORIO

PERIODO TRANSITORIO

PERIODO ESTADO ESTABLE

TIEMPO

ENVOLVENTE REAL EXTRAPOLACIÓN DE

VALOR ESTABLE EXTRAPOLACIÓN

DE LA ENVOLVENTE TRANSITORIA

COR

RIENTE D

E CORT

OCIRC

UITO

25

La figura II.20 ilustra un trazo simétrico monofásico de una forma de onda de cortocircuito trifásico (ausencia de la componente de C.D.) tal como puede ser obtenido oscilográficamente. La forma de onda mostrada en la figura II.20 puede ser dividida en tres periodos o regiones de tiempo.

 Período subtransitorio. Este período se mantiene por pocos ciclos durante los cuales la magnitud de corriente es determinada por la

reactancia subtransitoria del generador (X”d) y el decremento del tiempo por la constante de tiempo T”d.

 Período transitorio. Cubre un tiempo relativamente largo durante el cual la magnitud de corriente está determinada por la reactancia

transitoria del generador (X’d) y el decremento del tiempo por la

constante de tiempo T'd.

 Período de estado estable. Es el nivel de tiempo más largo de corriente de falla del generador, cuya magnitud es determinada por la reactancia de eje directo del generador (Xd).

Cuando los desplazamientos de C.D. son considerados, las corrientes del generador para una falla trifásica serán como se muestra en la figura II.21.

COR

RIE

NTE

COR

RIE

NTE

COR

RIE

NTE

TIEMPO

TIEMPO

TIEMPO COMPONENTE C.D.

COMPONENTE C.D.

COMPONENTE C.D. FASE a

FASE b

FASE c 0

0

0

26

Cuando una falla en el generador es detectada por los relevadores de protección, éste es separado del sistema de potencia disparando el interruptor del generador, el interruptor de campo y el impulsor.

CORRIENTE

ISISTEMA

TIEMPO

0

EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR DISPARA

DECREMENTO DE LA CORRIENTE I

G SISTEMA DE_POTENCIA

I SISTEMA

IGEN

Figura II.22 Corriente de falla en terminales del generador. [8]

La contribución del sistema a la falla será inmediatamente removida cuando dispara el interruptor del generador, como se ilustra en la figura

II.22. Sin embargo, la corriente del generador continuará fluyendo después del disparo. La corriente de cortocircuito del generador no puede

27

II.6 PRÁCTICAS DE PUESTA A TIERRA DEL GENERADOR.

Dos tipos de prácticas de puesta a tierra representan los principales métodos usados en la industria para aterrizar los devanados del estator del generador. Estos son la puesta a tierra de alta y baja impedancia.

Puesta a tierra de baja impedancia:

La figura II.23A ilustra un generador puesto a tierra a través de un resistor o reactor. El resistor o reactor de puesta a tierra es seleccionado para limitar la contribución de la corriente de falla a tierra del generador entre 200 A y 150 % de la corriente nominal del generador. La puesta a tierra de baja impedancia es generalmente usada cuando unidades generadoras múltiples son operadas sobre un bus común o cuando están directamente conectadas a buses de carga sin una transformación de tensión, proporcionando así la fuente de tierra para el sistema.

Puesta a tierra de alta impedancia:

La figura II.23B ilustra un generador puesto a tierra utilizando un transformador de distribución con un resistor secundario. Este método de puesta a tierra permite que las corrientes de falla a tierra sean reducidas a bajos niveles, típicamente 5-25 Amperes. Es usada en generadores conectados en forma unitaria.

DEVANADOS DEL GENERADOR

RESISTOR O REACTOR

RESISTOR DEVANADOS

DEL GENERADOR

A. Puesta a tierra de B. Puesta a tierra con baja impedancia. alta impedancia.

28

C A P ÍT U L O III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR

III.1 INTRODUCCIÓN.

Los generadores están sujetos a una gran variedad de posibles problemas, para los cuales el esquema de protección seleccionado deberá considerarlos y darles una atención cuidadosa. Estos problemas pueden ser catalogados como:

1. Fallas internas dentro de la zona de protección. 2. Operación anormal y/o condición anormal del SEP.

29 III.2 FALLAS EN EL GENERADOR.

Los tipos fundamentales de fallas en sistemas eléctricos de potencia son:

a) Cortocircuitos.

b) Contactos monofásicos con tierra en redes con neutro aislado. c) Fases abiertas.

III.2.1 Cortocircuitos.

Los cortocircuitos son las fallas más violentas y peligrosas. La frecuencia en las que se presentan dichas fallas se muestran en la siguiente tabla:

Tabla III.1 Frecuencia de ocurrencia de las fallas.

TIPO FRECUENCIA

Monofásicos 65%

Bifásicos 10%

Bifásicos a tierra 20%

Trifásicos 5%

III.2.1.1 Fallas de fase.

La protección contra fallas de fase es proporcionada, en forma invariable, por relevadores diferenciales. Si se utiliza transformadores de corriente de razón idéntica y clase precisa, cualquier fenómeno, como por ejemplo de la carga, fallas externas o alternancias de energía, producirán corrientes IR1 e IR2 de limitación esencialmente iguales. La corriente de operación, Iop, será la diferencia de las dos corrientes de error de TC (transformador de corriente) o cero en caso de errores iguales o despreciables.

III.2.1.2 Fallas de tierra.

30

secundario. Esta combinación limita la corriente de falla a tierra a unos cuantos amperes, que no es detectable por el relevador diferencial del generador. Con este método ampliamente usado de conexión a tierra, el cambio del neutro del generador depende de la ubicación de la falla.

III.2.1.3 Fallas desbalanceadas.

En las fallas desbalanceadas, está presente una corriente de secuencia negativa. El flujo asociado con la secuencia negativa gira en una dirección opuesta a la de giro del rotor. Esto ocasiona un flujo apreciable de corriente en las partes estructurales del rotor, que no están diseñadas para dichas corrientes y se produce un calentamiento excesivo.

El relevador de corriente de secuencia negativa protege al generador contra una prolongada contribución a una falla desbalanceada, que se encuentre a mayor distancia que el interruptor del generador. Muchas veces contiene

medios para indicar “alarma” a un nivel más bajo que el nivel de

desconexión, para anunciar el riesgo de una condición sostenida de corriente desbalanceada.

III.2.2 Contactos monofásicos con tierra en redes con neutro aislado.

En este tipo de sistemas, el contacto con tierra de una línea de fase no constituye un cortocircuito, debido a que las corrientes de falla no son de un valor elevado, debido a que no se tiene trayectoria a la corriente de secuencia cero o los neutros de puesta a tierra de los equipos son de tal valor que reducen el valor de las corrientes de cortocircuito. En este caso, el diagrama vectorial de las tensiones no sufre alteración, y no se interrumpe el suministro normal a los consumidores. Sin embargo, las tensiones a tierra de las fases no falladas aumentan su valor a veces, lo que ocasiona un esfuerzo dieléctrico al aislamiento de los equipos de ese circuito, que ocasionaría una falla más grave. Este tipo de circuitos no se utilizan en el sistema eléctrico nacional.

III.2.3 Fases abiertas.

31

Un análisis detallado de este régimen de apertura de fase en redes con neutro sólidamente aterrizado, permite concluir que este tipo de falla no representa un peligro grave para el sistema y no requiere una inmediata atención. Sin embargo, las componentes de secuencia negativa pueden provocar daños en las máquinas eléctricas rotatorias y originar disparos incorrectos en algunas protecciones que involucran secuencia cero, debido al desbalanceo. Así como también ocasionar interferencias en los equipos de comunicación. Por lo tanto, si esta fase abierta se presenta en las máquinas rotatorias es necesario librar este régimen.

III.3 REGÍMENES ANORMALES EN EL GENERADOR.

Los regímenes anormales de operación son las alteraciones de los parámetros del sistema que ocurren en ausencia de fallas en el propio equipo. Los tipos que den considerarse para efectos de la protección son:

a) Sobrecorrientes.

b) Oscilaciones de potencia c) Pérdidas de sincronismo. d) Potencia Inversa

e) Corrientes de magnetización. f) Corrientes de autoarranque.

g) Baja Frecuencia basada en la de Rechazo de Carga.

III.3.1 Sobrecorrientes.

La sobrecorriente normalmente se presenta cuando un equipo eléctrico está trabajando con un valor mayor a su corriente nominal. Este puede ocasionar si se presenta por un largo tiempo de trabajo, un daño en los aislamientos o en la rigidez mecánica de los equipos eléctricos; por lo tanto es necesario que se tengan registros de corrientes y potencia de los equipos eléctricos para tomar medidas correctivas.

III.3.2 Oscilaciones de potencia.

32

Como consecuencia de la oscilación, se origina la variación en el tiempo del ángulo de oscilación, entre las FEM’s y la corriente (I) adquiere un valor pulsante. Su valor máximo ocurre para los valores de cercanos a 180 grados y los valores mínimos ocurren cuando es cero grados. Las tensiones del sistema también adquieren un valor pulsante, y sus oscilaciones mayores ocurren en el denominado control eléctrico del sistema (punto en el cual se tiene el valor mínimo).

Las protecciones contra cortocircuitos tienen por lo general tendencia a operar las oscilaciones de potencia, ya que estas presentan bajas tensiones y altas corrientes. Tal operación de las protecciones no es deseable. En muchos casos se aplican relevadores de protección 78, para evitar este disparo. Por otra parte, si como consecuencia de las oscilaciones de potencia llega a perderse el sincronismo, es entonces dividir es sistema balanceando la generación con la carga de los subsistemas que permanecen conectados.

III.3.3 Pérdida de Sincronismo.

Cuando se han incrementado los tamaños de las máquinas, se han incrementado las reactancias en por unidad del generador y han disminuido las constantes de inercia. La culminación de estos factores ha resultado en una crítica reducción de los tiempos de liberación requeridos para aislar una falla del sistema cercana a una central antes de perder el sincronismo del generador con respecto al sistema de potencia. Además de los prolongados tiempos de liberación de la falla, la pérdida de sincronismo también puede ser causado por la baja tensión del sistema, baja excitación de la máquina, alta impedancia entre el generador y el sistema o algunas maniobras en la línea. Cuando pierde sincronismo un generador, los altos picos de las corrientes resultantes y la operación fuera de frecuencia causan esfuerzos en los devanados, pares pulsantes y resonancias mecánicas que son potencialmente dañinas al generador y la flecha del turbogenerador. Para minimizar la posibilidad de daños, se debe disparar al generador sin demora, preferiblemente durante el primer medio ciclo de deslizamiento de una condición de pérdida de sincronismo.

III.3.4 Potencia Inversa.

33

sincronismo con el sistema y actuará como un motor síncrono. Si está abierto el interruptor de campo, el generador actuará como un motor de inducción. Por tanto, en muchas unidades se emplea un relevador de potencia ajustado para ver hacia la máquina. La sensibilidad y ajuste del relevador depende del tipo de primo motor involucrado. La potencia requerida como motor es una función de la carga y de las pérdidas mecánicas de la operación en vacío del primo motor y del generador.

Si no puede lograrse la reducción automática de potencia reactiva del generador durante estas condiciones, deben emplearse medios alternos de protección o alerta a los operadores.

Siempre se aplican relevadores de potencia inversa con retardo de tiempo. Se debe coordinar el retardo de tiempo seleccionado con los tiempos de motorización permitidos. La protección primaria por motorización se proporciona con relevadores de potencia inversa para todos los tipos de unidades. Generalmente el relevador está conectado para disparar el (los) interruptor(es) principal(es) del generador, interruptor(es) de campo, transferencia de auxiliares y proporciona una señal de disparo al el primo-motor.

III.3.5 Corrientes de magnetización.

Las corrientes de magnetización de los transformadores y autotransformadores, que en régimen normal de operación son del orden del 2 al 5% de la corriente nominal; puede tomar valores elevados, varias veces superiores a la corriente nominal, debido a la recuperación de la tensión después del libramiento de un cortocircuito y su conexión al sistema.

III.3.6 Corrientes de autoarranque.

34

III.3.7 Baja Frecuencia basada en la de Rechazo de Carga.

Los programas de rechazo automático de carga en los sistemas de transmisión de potencia proporcionan la protección inicial por baja frecuencia para los turbogeneradores de ese sistema. El diseño de estos programas de rechazo de carga debe ser para las máximas condiciones de sobrecarga posible y para asegurar que la carga este lo suficientemente repartida para restablecer rápidamente la frecuencia del sistema lo más cercana a la normal. La coordinación del esquema de rechazo de carga del sistema de transmisión con el individual de cada generador es crítica para mantener la integridad del sistema y no debe entremeterse en la confiabilidad del sistema eléctrico de potencia.

Usualmente los relevadores por baja frecuencia y temporizadores solo están conectados para disparar el (los) interruptor(es) del lado de AT del transformador elevador si dicha operación está permitida. Sin embargo, en aquellos casos en donde las consecuencias de una pérdida de la máquina son catastróficas, una planta solo puede dar alarma con la protección por baja frecuencia y aceptar la posibilidad de hacerle algún daño a la turbina. Típicamente los relevadores de protección por baja frecuencia solo están conectados para dar alarma.

III.4 PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS Y REGÍMENES ANORMALES.

La protección contra cortocircuitos y regímenes anormales se clasifican en dos tipos:

a) Protección primaria. Esta protección normalmente tiene una zona mayor de protección, ya que incluye dentro de su protección los interruptores. En esta zona está limitada por los transformadores de corriente instalados entre la barra e interruptor. Esta protección no tiene retardo de tiempo, es decir su tiempo de respuesta es instantáneo. Las protecciones primarias deben conectarse de manera que queden traslapadas.

35

adyacentes, debido a que su operación tiene un retardo de tiempo, para el caso en que la protección del equipo adyacente no operará. Por lo tanto, la protección de respaldo puede ser del tipo local y/o remota. Local, si esta protección se proporciona en la subestación donde se encuentra la falla; y remota, si la falla en un determinada subestación se libra por equipo de una subestación adyacente.

PROTECCIÓN DEL GENERADOR

INTERRUPTOR

PROTECCIÓN DE LOS APARATOS DE BAJA TENSIÓN

PROTECCIÓN DEL

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

PROTECCIÓN DE LOS APARATOS DE ALTA TENSIÓN

PROTECCIÓN DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN

PROTECCIÓN DE LOS APARATOS DE ALTA TENSIÓN

Figura III.1 Diagrama unifilar de una parte de un sistema eléctrico de potencia que muestra la protección [2]

36

III.5 ESQUEMA DE PROTECCIÓN TRADICIONAL DEL GENERADOR.

El esquema de protección tradicional que utiliza relevadores del tipo electromecánico y de estado sólido, para proteger cada uno de los problemas que se presentan en el generador, se muestran en la figura III.2.

En la figura III.2 se consideran protecciones primarías:

50 Protección de sobrecarga instantánea de fase a tierra.

87G Protección diferencial del generador.

87U Protección diferencial de unidad (G-TR).

Como protecciones de respaldo, se tienen:

21 o 51V Distancia o protección de sobrecarga con restricción de tensión.

27 Baja tensión del neutro.

32 Potencia inversa.

40 Pérdida de excitación.

46 Secuencia negativa

51 Sobrecarga de fase y tierra de tiempo inverso.

67 Direccional de sobrecorriente.

50/51-N Protección de sobrecorriente en el neutro.

Como protecciones opcionales se tienen:

59 Sobrecorrientes del generador.

78 Fuera de paso.

37

38

III.6 PROTECCIÓN DE FALLAS DE FASES DEL ESTATOR DEL GENERADOR.

Las unidades generadoras grandes usan protección de alta rapidez para detectar estas severas fallas en el devanado del estator y minimizar el daño. El uso de métodos de rápida desexcitación puede ser justificable para producir el decremento rápido de las corrientes de falla. Normalmente se usa un relevador diferencial de alta rapidez para detectar fallas trifásicas, de fase a fase y de doble fase a tierra. Las fallas de una fase a tierra no son normalmente detectadas por los relevadores diferenciales de máquinas, a menos que su neutro esté puesto a tierra sólidamente o con baja impedancia. Cuando el neutro está puesto a tierra con alta impedancia, la corriente de falla es normalmente menor que la sensibilidad de un relevador diferencial.

III.7 PROTECCIÓN DE RESPALDO PARA FALLAS ENTRE FASES Y DE LÍNEA A TIERRA.

La protección de respaldo para fallas en el generador y transformador, y particularmente la protección del generador y/o transformador, para librar fallas en las zonas del generador y del sistema conectado, puede ser provista por la aplicación de relevador de distancia (21). En este caso el relevador SEL-300G provee respaldo al generador y al transformador.

La aplicación de los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso sin restricción de tensión y los controlados con tensión (51V y 51C, respectivamente). En el relevador 300G, estos elementos se conectan en los transformadores de corriente de las fases que están en el lado del neutro del generador.

En cuanto a la protección de fallas a tierra, es necesario instalar una protección más sensible para generadores con puesta a tierra a través de una impedancia grande, como es la 64G, 59G o 50/51G y 27N instaladas en el secundario del transformador de distribución.

III.8 PROPIEDADES DE LA PROTECCIÓN.

39 III.8.1 Confiabilidad.

La confiabilidad generalmente se entiende como la medida del grado de certeza de que un relevador funcionará como se tiene pensado. Los relevadores, en contraste con la mayoría de los otros equipos, tiene dos alternativas en las cuales pueden ser desconfiables: ellos pueden fallar en su operación cuando se espera que la hagan, y pueden operar cuando no se desea. De aquí, se desprenden dos alternativas que se desea tengan los esquemas de protección dentro de su confiabilidad: Selectividad y Seguridad.

III.8.2 Selectividad.

Se define como la medida de certeza de que los relevadores funcionaran correctamente para todas las fallas para las cuales fueron diseñados. Esta propiedad se relaciona con lograr que el equipo fallado sea el único que sea liberado, y se caracteriza por su capacidad de protección contra todos los cortocircuitos, su velocidad de operación y la no operación contra fallas externas o cuando no hay cortocircuitos. Las protecciones se clasifican, de acuerdo a su selectividad, en absoluta o relativa. La absoluta no tiene retardo de tiempo en su operación, es instantánea; y la relativa tiene retardo de tiempo en su operación.

III.8.3 Seguridad.

Se define como la medida de certeza de que los relevadores no funcionaran incorrectamente para cualquier falla que se presente en el sistema. En esta incluyen la estabilidad de operación para fallas internas, y tiene como característica su sensibilidad que es muy difícil de lograr en los sistemas eléctricos actuales; y la estabilidad de no operación para fallas externas. También, hay que tomar en cuenta su estabilidad de la velocidad de operación para cortocircuitos internos, sobre todo en las protecciones instantáneas.

III.9 SELECCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN.

El SEL-300G proporciona elementos de protección convenientes para aplicarse a diferentes generadores. Use la tabla III.2 para seleccionar que elementos habilitar de acuerdo a las especificaciones.