1.1 PROTECCION DE GENERADORES

Durante la operación de un generador eléctrico se pueden presentar distintos modos de fallas. Teniendo en cuenta que el generador es uno de los equipos más importantes de un sistema eléctrico de potencia, es necesario contar con dispositivos capaces de detectar los distintos modos de falla a los que puede exponerse un generador. Estos dispositivos son las protecciones eléctricas.

En un sistema eléctrico de potencia podemos encontrar operando a distintos tipos de centrales eléctricas. Es así que podemos identificar a centrales hidroeléctricas de pasada y de embalse. En el ámbito térmico podemos encontrar a las centrales a gas, a carbón, diésel y nucleares. Los generadores eléctricos asociados a los distintos tipos de centrales pueden experimentar modos de fallas o tipos de fallas que son transversales en todas las centrales. Sin embargo, existen modos de falla que son propios del tipo de central.

En términos generales, los modos de falla a que puede exponerse un generador, son los siguientes:

Falla del aislamiento que separa a los devanados de estator de distintas fases.

Falla del asilamiento entre el devanado de estator y tierra o masa. Falla del aislamiento que separa al devanado de rotor y masa. Pérdida del circuito de excitación. Exposición a alimentar a una carga desbalanceada. Exposición a trabajar en condiciones de excesiva sobrexcitación. Exposición a trabajar en condiciones de una pronunciada sub excitación. Exposición a trabajar en condiciones de sobre voltaje. Exposición a trabajar en condiciones de bajo voltaje. Fallas de pérdida de sincronismo. Energización accidental. Exposición a trabajar en condiciones de sobre velocidad. Exposición a trabajar en condiciones de baja velocidad. Exposición a trabajar en condiciones de pérdida del torque motriz.

Para cada uno de estos modos de falla, se cuenta con protecciones que son capaces de detectar eficientemente estas anomalías. Estas protecciones, o funciones de protección en un rele multifunción de generador, con su respectiva designación de la norma Nema, son las siguientes:

Protección diferencial de generador

87G

Protección de sobre corriente, temporizada/ instantánea

51/50

Protección de falla de estator 95% y 100%

64G/27TN

Protección de falla a masa del devanado de rotor

64R

Protección sobre corriente devanado de campo

76

Protección de pérdida de excitación

40

Protección de secuencia negativa o desbalance de corrientes

46

Protección de sobrexcitación

24

Protección de sobre voltaje

59

Protección de bajo voltaje

27

Protección de pérdida de sincronismo

78

Protección contra energización accidental

78

Protección de sobre y baja frecuencia

81

Protección de desbalance de voltaje ( pérdida de potenciales )

60

Protección de potencia inversa

32

1.2 PROTECCION DE TRANSFORMADORES.

En las centrales generadoras, en conjunto con los generadores, es habitual encontrar transformadores de potencia que cumplen función de elevación de voltajes para adecuarlos a la los niveles de transmisión y otros transformadores reductores de voltaje, que adecuan a estos para los propósitos de alimentar los servicios auxiliares propios de la central.

Aquí también se presentan distintos modos de falla, los que se especifican a continuación:

Falla del aislamiento entre devanados de distintas fases. Falla del aislamiento entre los devanados y masa. Descargas internas al interior del aceite. Exposición a trabajar en condiciones de sobre excitación.

Para cada uno de estos modos de falla, se cuenta con protecciones que son capaces de detectar eficientemente estas anomalías. Estas protecciones, o funciones de protección en un rele multifunción de transformador, con su respectiva designación de la norma Nema, son las siguientes:

Protección diferencial de fases de trasformador

87T

Protección de diferencial de tierra restrictiva

87TN

Protección de Buchholz y presión súbita

63

Protección de sobre flujo o sobre excitación

24

1.3 PROTECCION DE MOTORES.

Para el propósito de generar energía eléctrica en una central, será siempre necesario contar con equipamientos auxiliares, tales como bombas, ventiladores, cintas transportadoras, etc. Particularmente, en una central termoeléctrica a carbón, se requerirá de diversos sistemas cuyos elementos motrices fundamentales son motores eléctricos. Estos también experimentan diferentes modos de fallas y de los cuales se destacan:

Falla del aislamiento de los devanados de estator, respecto de distintas fases o a masa.

Operación con bajo voltaje. Desequilibrio de corrientes. Calentamiento excesivo. Operación en condición de Sobrecarga. Operación en condición de bajo voltaje. Exposición a partidas reiteradas

Para cada uno de estos modos de falla, se cuenta con protecciones que son capaces de detectar eficientemente estas anomalías. Estas protecciones, o funciones de protección en un rele multifunción de transformador, con su respectiva designación de la norma Nema, son las siguientes:

Protección diferencial de fases

87

Protección de sobrecorriente de fases y residual

50-51/50N-51N

Protección de Bajo Voltaje

27

Protección de secuencia negativa

46

Protección de sobrecarga

49

2. CRITERIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE AJUSTES

A continuación se hará una descripción de los distintos modos de falla que pueden ocurrir en un generador, transformador de potencia o en motores. Con esto se identificarán la variable típica que predomina durante la presencia de la falla. A partir de lo anterior se establecerán los criterios para la determinación de los ajustes de la protección.

2.1 Protección de Generadores.

2.1.1 Protección diferencial de fases 87 G.

2.1.1.1 Principio de funcionamiento.

Esta protección tiene como objetivo proteger contra fallas entre fase del devanado de estator, las cuales tienen lugar cuando existe una pérdida del aislamiento entre los devanados de distintas fases de un generador. Una situación de este tipo genera una gran sobrecorriente que si no se despeja de inmediato, los daños en el generador se profundizan, así como también los impactos sobre el sistema de potencia. En estos casos se espera que una vez ocurrida la falla, la desconexión sea inmediata.

La figura nos muestra un esquema típico de protección diferencial.

Figura N°1. Representación Monofásica de un Esquema básico de Protección Diferencial.

En la figura N°1 se muestra al equipo a proteger y la representación monofásica de un esquema de protección diferencial formado por los transformadores de corrientes ideales TC1 y TC2, sin pérdidas, cero error, de idéntica relación de transformación, más una unidad de protección diferencial básica.

En condiciones normales de operación, la corriente primaria IP , señalada con flecha de línea punteada, circula a ambos lados del objeto a proteger. Esta corriente es reflejada en los secundarios de los transformadores de corriente TC1 y TC2, apareciendo las corrientes I 1 e I 2 .

En los secundarios de los transformadores, el sentido de circulación de las corrientes queda definido por las polaridades que están marcadas en el esquema. Los sentidos de las flechas indicados en la figura, para las corrientes I 1 e I 2 , están en correspondencia con la corriente primaria IP.

Cuando ocurre un falla interna en el equipo, aparecen las corrientes de falla primarias I p1 e I p2. Ambas concurren al punto de falla y en él se suman, dando origen a I p1+¿ I p2. En los secundarios de los transformadores aparecen las corrientes respectivas I 1 e I 2 , donde al menos una de ellas cambia de sentido respecto de la situación de operación normal. En nuestro ejemplo, I 2.

Asumiremos que en la protección diferencial, las corrientes que entran a la nube son negativas y las que salen de ella son positivas.

Por otra parte, haremos que la protección diferencial, en su unidad de cálculo, defina y realice las siguientes operaciones:

Corriente diferencial

I dif=|I 1+ I 2| Corriente de estabilización

I estab=|I1|+|I 2|

Con el esquema básico expuesto y teniendo en cuenta todas las consideraciones contempladas, analizaremos los siguientes casos:

a) Equipo operando en forma normal o alimentando una falla externa.

En estas circunstancias, a través del circuito de potencia estará fluyendo la corriente IP , de modo que en la protección la corriente diferencial:

I dif=|I 1+ I 2|=0

Esto porque las magnitudes de las corrientes son iguales, pero al entrar a la nube son de signo contrario y las cantidades al interior del símbolo de valor absoluto se anulan.

Además la corriente de estabilización es:

I estab=|I1|+|I 2|= 2|I 1|Es decir, esta corriente no es nula y su tamaño es igual al doble de la magnitud las corrientes parciales.

b) Equipo operando con una falla interna y con alimentación de ambos extremos.

En esta situación la corriente diferencial no es nula y su valor es:

I dif=|I 1+ I 2|Puesto que ambas corrientes, al entrar a la nube tienen el mismo signo, se suman numéricamente, su magnitud será igual a la corriente de estabilización, es decir:

I dif=|I 1+ I 2|=|I 1|+|I 2|=I estab

c) Equipo operando con una falla interna y con alimentación desde un solo extremo.

Supongamos que el equipo protegido se encuentra energizado desde un solo extremo y experimenta una falla. Un ejemplo significaría que la corriente I p2 y por lo tanto la corriente I 2, son nulas.

En estas condiciones la corriente deferencial vale:

I dif=|I 1+0|=|I1|Por otra parte, la corriente de estabilización es:

I estab=|I1|+|0|= |I 1|

Es decir, aquí tal como en el caso de una falla interna alimentada por ambos extremos, la corriente diferencial es igual a la corriente de estabilización.I estab=I dif .

De lo analizado en los puntos a), b) y c), se desprende que en el caso a), cuando por el equipo protegido circula una corriente normal de operación o una corriente de falla que se encuentra fuera de la zona delimitada por los transformadores de corriente, la corriente diferencial es cero, cualquiera sea el valor de la corriente de estabilización.

Por otra lado, para el caso de falla internas, sean estas alimentadas por ambos extremos o por un solo extremo, la corriente diferencial es igual a la corriente de estabilización y esto es independiente de la profundidad y la ubicación del punto de la falla o los valores que puedan tomar las corrientes I 1 e I 2 .

Ahora, si construimos una gráfica que relacione a la corriente de estabilización con la corriente diferencial, obtenemos lo siguiente:

La grafica nos señala, por una parte, que mientras el equipo protegido se encuentre operando en forma normal o alimentando una falla externa, y

como en este caso la corriente diferencial es siempre nula, el lugar geométrico de todos los puntos definidos por los pares ordenados(I estab , I¿¿dif )¿ será el eje de las abscisas.

Por otra parte, en el caso que el equipo experimenta una falla interna, ya sea alimentada por ambos extremos o por un solo extremo, y cualquiera sea el punto de ubicación y las magnitudes de las corrientes de falla asociadas, el lugar geométrico de los todos los pares ordenados (I estab , I¿¿dif )¿, es una línea recta a inclinada a 45° respecto de la abscisa. Esto porque para cualquier tipo de falla interna y para cualquier punto de ubicación de ella, se cumple que I dif=I estab.

Lo establecido en los dos últimos párrafos solo es posible si lo transformadores de corriente son ideales. Sin embargo, en la práctica, los transformadores introducen errores y la generación de estos obedece a lo siguiente:

a) Error de relación.

b) Error por saturación de los transformadores de corriente.

Una característica de los errores de relación es que este es lineal respecto de las corrientes que están en juego. Respecto de los errores de saturación, ellos aparecen cuando precisamente comienzan a saturarse, y a partir de este punto crecen de manera exponencial con las grandes corrientes de cortocircuito.

Otro aspecto importante, durante la operación normal de los equipos, es la presencia de la corriente de magnetización. Particularmente en los transformadores, esta corriente puede alcanzar valores del orden del 5% de las corrientes de plena carga. Así, aun no habiendo falla, aparecerá una corriente diferencial constante, equivalente a la corriente de magnetización, cualquiera sea la corriente de carga.

Una gráfica que nos muestra las corrientes diferenciales falsas, ocasionadas por de estos errores y la corriente de magnetización es la siguiente:

Considerando la presencia de estas corrientes diferenciales falsas, el lugar geométrico de los pares ordenados (I estab , I¿¿dif )¿, deja de ser el eje de las abscisas para transformarse en un área bajo la curva definida por la combinación de las corrientes falsas ocasionadas por los errores lineales de razón, errores de saturación y la corriente de magnetización.

Por otra parte, cuando se está en presencia de una falla, el lugar geométrico de los pares ordenados (I estab , I¿¿dif )¿ deja de ser la recta orientada a los 45° para transformarse en una superficie ubicada bajo esta recta.

La aparición de esta superficie es debida a los errores de ángulo que ocasionan los transformadores de corriente. La corriente diferencial se calcula como I dif=|I 1+ I 2|. En el caso de falla, las corrientes primarias se encuentran en contraposición, por lo tanto la suma fasorial de corrientes que aparece dentro de las barras, es en realidad una diferencia. Los fasores de corrientes primarias son colineales, pero los fasores de corrientes secundarias podrían no estarlo debido a los errores de ángulo de los transformadores de corriente. Esto significa que la magnitud de la corriente diferencial, siempre será algo menor que la definida por la característica inclinada a 45°. De aquí que aparece la superficie sombrada de la gráfica y que define al lugar geométrico de las fallas.

Una gráfica que nos muestra los lugares geométricos para las condiciones normales de operación, exposición ante falla externa y fallas internas, es la siguiente:

De esta gráfica es posible deducir o definir como sería la característica de operación de una protección diferencial. Una gráfica típica sería la siguiente:

La característica de operación de la protección diferencial se define como la superficie achurada que queda sobre las tres líneas segmentadas que aparecen en la figura. Una primera línea es horizontal y su altura en el eje de las ordenadas se relaciona con la corriente de magnetización. Una segunda de pendiente m1 y cuyo valor de pendiente, se relaciona con los errores de relación de los transformadores de corriente. Una tercera línea de pendiente m2 , siempre mayor que m1 , y que se determina en función del comportamiento de los transformadores de corriente frente a la saturación de estos mismos.

Ajustes básicos.

De lo anterior se deduce que en una protección diferencial deberían considerarse a lo menos tres ajustes básicos:

Mínimo de operación. definido por la corriente de excitación, Primera pendiente, asociada a compensar los errores de relación de los

transformadores de corriente. En aquellos casos que la protección está ligada a un transformador de potencia, este ajuste también compensaría los errores ocasionados por los cambiadores de taps.

Segunda pendiente. Este ajuste está orientado a compensar los errores asociados a la saturación de los transformadores de corriente.

Bloqueo por saturación de transformadores de corriente.

Si bien la definición de la pendiente m2 tiene por objeto salvar las situaciones de saturación de transformadores de corriente, en algunos

casos un elevado ajuste de ella, atenta contra la sensibilidad de la protección. Debido a lo anterior es que las protecciones consideran esquemas de bloqueos adicionales ante la presencia de una falla externa con un transformador de corriente en saturación.

El criterio para determinar la existencia de saturación es el siguiente:

El esquema de la figura nos muestra dos situaciones:

a) Falla al interior de la zona de protección actuando las corrientes Ip1 e Ip2b) Falla fuera de la zona de protección actuando una única corriente Ip

Si la falla esta al interior de la zona de protección, aparecerá la corriente diferencial I dif=|I 1+ I 2|. Sin embargo, si la falla ocurre fuera de la zona de protección y el TC1 se satura, aparecerá una corriente diferencial que hará operar erróneamente a la protección.

La grafica de la izquierda representa la ocurrencia de una falla al interior de la zona de protección y que es alimentada solo desde un lado y con el TC1 saturado. Se observa que se tiene una corriente diferencial que hace operar correctamente al esquema de protección. Sin embargo, en la gráfica de la derecha, que representa a una falla fuera de la zona de protección, también aparece una corriente diferencial que hará operar erróneamente al esquema de protección.

Desde un punto de vista de la operación de la protección, cuando se tiene una falla fuera de la zona de protección, se observa que el punto de falla viaja como se muestra en la siguiente figura:

I dif=|I 1+0|=|I1|

En general, toda vez que ocurre una falla interna, la corriente diferencial es igual a la corriente de estabilización. En una gráfica I dif v /s I estab la característica de operación corresponde a una línea recta e inclinación de 45°.

Figura N°3 Curva característica de disparo de una protección diferencial.

En línea de puntos y segmentos se muestra la característica de falla. La zona sombreada oscura corresponde a la zona de disparo y la sombreada clara, corresponde a la zona de bloqueo. Por tanto, dependiendo de los valores de I dif e I estab , se definirá un punto que puede situarse en la zona de disparo, con lo que la protección opera, o en la zona de bloqueo donde la protección se abstiene de operar.

De no mediar errores de medición y considerando absoluta igualdad de los circuitos secundarios de ambos transformadores de corriente, al ocurrir una

falla, el punto de operación se situará exactamente en la línea de segmentos o característica de falla.

PROTECCIÓN DEL GENERADOR ELÉCTRICO

3.1 PROTECCIÓN PRINCIPAL PARA GENERADORES

3.1.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL PARA GENERADOR 87G

La protección diferencial 87G es aplicada para proteger al generador contra cortocircuitos que se originan en el devanado del estator. Cortocircuitos fase-fase y fase - tierra pueden ser detectados, sin embargo cortocircuitos entre espiras de una misma fase pueden pasar por alto.

2 PROTECCIÓN PARA FALLAS EN EL 95% DEL ESTATOR

GENERADOR 59GN

La necesidad de utilizar protección adicional a la diferencial 59GN, para proteger el generador, se da porque ésta puede resultar insensible para corrientes de falla pequeñas, como las que se producen cuando un cortocircuito a tierra ocurre cerca al neutro en el devanado del estator, mucho más si el neutro está conectado a tierra a través de una gran impedancia que limite la corriente de falla.

El esquema de protecciones utilizado para fallas a tierra en el devanado del estator, depende del tipo de conexión a tierra del neutro del generador. Los métodos para aterrizar más conocidos son:

• Sólidamente conectado a tierra

• Conectado a tierra a través de una pequeña inductancia

• Conectado a tierra a través de una pequeña resistencia

• Conexión a tierra resonante

• Conectado a tierra a través de una gran impedancia

• No aterrizado

Figura 3.13.Conexión a Tierra de un Generador a Través de un Transformador de Distribución

Siendo el más común, la conexión a tierra a través de una gran impedancia ya que con esta se consigue limitar la corriente de falla a valores que no produzcan daños significativos. Generalmente, la conexión a tierra se hace a través de un transformador de distribución con su primario unido al neutro y a tierra, con una resistencia ubicada en el secundario como se muestra en la figura 3.13. El devanado primario está dimensionado para trabajar con un voltaje igual o mayor que el voltaje fase - neutro del generador, y el secundario a 120 V ó 240 V. Además deberá ser capaz de trabajar fuera de la zona de saturación para una falla fase - tierra con un voltaje a los terminales del generador igual a 105% del voltaje nominal. El problema con el sistema de conexión a tierra a través de una alta impedancia es que se incrementa la posibilidad de que se produzcan sobrevoltajes que podrían incluso dañar el aislamiento del generador. En una falla monofásica, con el generador conectado a tierra a través de una alta impedancia, aparecen sobrevoltajes en las fases sanas debido al desplazamiento del neutro como se muestra en la figura 3.14, por esta razón, la resistencia ubicada en el secundario del transformador de distribución debe ser dimensionada de tal manera que el efecto de incremento de voltaje no sea excesivo.

3.1.2.1 Dimensionamiento de “R” para el secundario del transformador dedistribución [2] [9]

La resistencia seleccionada debe ser tal que para una falla monofásica a tierra en los terminales del generador, la corriente que circula por la resistencia del neutro sea igual o mayor que la corriente capacitiva ICF que aporta a la falla (ver figura 3.15) la cual considera la capacitancia de secuencia cero de los devanados del estator y de todos los elementos conectados a sus terminales (transformador de unidad, transformador de servicios auxiliares, TPs, conductores, etc); con esto se asegura que el valor de impedancia sea razonablemente alto y por lo tanto la corriente que circula a través del neutro en una falla monofásica se limite a valores que oscilan entre 3 y 2 amperios primarios, pero principalmente los sobrevoltajes se verán reducidos a 2,6 veces el voltaje fase neutro pico. El

cálculo de la resistencia del neutro depende en gran medida de la capacitancia del sistema porque la mayoría de problemas relacionados con sobrevoltajes son justamente por la presencia de las capacitancias a tierra en la red. La norma IEC Std C37.101 - 1993 [9], sugiere que en un sistema como el mostrado en la figura 3.15, las corrientes, producidas por la capacitancia a tierra total (capacitancia de los devanados del estator, conductores, transformadores de potencial, transformadores de unidad y servicios auxiliares, etc.), dependen del voltaje fase neutro del sistema. En condiciones normales, las capacitancias son equilibradas, por lo tanto su efecto se anula.

Figura 3.15. Corrientes Capacitivas en el Sistema de Generación

Los valores de las corrientes ICA, ICB e ICC para el sistema equilibrado son los siguientes:

Figura 3.16. Diagrama Fasorial de los Voltajes de las Fases en Condiciones Normales

Si una falla ocurre en una fase del sistema, como se ve en la figura 3.18 (asumiendo que todavía no se ha conectado ninguna resistencia en el neutro), la corriente capacitiva que aporta a la falla es igual a la suma de las corrientes capacitivas de las fases sanas, ICF = ICB + ICC, los valores de estas corrientes varían respecto al sistema original porque los voltajes fase - neutro cambian también como se muestra a continuación:

Figura 3.17. Diagrama Fasorial de los Voltajes en el Generador para una Falla a Tierra en la Fase A

Por lo que el aporte capacitivo a la falla ICF se obtiene a través de las siguientes ecuaciones:

(3.7)

(3.8)

(3.9)

(3.10)