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Enrique Díaz de la Serna P.

PROTECCIÓN DE GENERADORES SÍCRONOS EN CENTRALES GENERADORAS

1. Protección diferencial

2. Protección de falla a tierra en estator

3. Protección contra motorización

4. Protección de falla a tierra en campo

5. Protección de baja frecuencia

6. Protección de sobreexcitación

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EL PRINCIPIO DIFERENCIAL

Esta técnica fundamental es ilustrada en la figura; por simplicidad, sólo se muestra el relevador diferencial de una fase, con 2 circuitos de la zona protegida; pueden existir circuitos múltiples, pero el principio es el mismo; la suma de las corrientes que fluyen hacia dentro es esencialmente igual a la suma de las corrientes que fluyen hacia fuera durante la operación normal.

En el esquema diferencial, las corrientes de cada fase en ambos lados de la máquina son comparadas en un circuito diferencial y cualquier desbalance o diferencia de corrientes se emplea para operar el relevador.

F I G . 1 P R O T E C C I O N D I F E R E N C I A L C O N R E L E V A D O R D E S O B R E C O R R IE N T E

P RO T E G I D O

E Q U I P O

RE LE VAD O R

I 2

I 2

I1

I 1

I 1 - I 2

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EL PRINCIPIO DIFERENCIAL (cont.)

Durante operación normal o durante una falla externa a los grupos de transformadores de corriente, la corriente I1 que entra a la máquina es igual a la corriente I2 que sale de la

máquina, en cada una de las fases (despreciando pérdidas internas y suponiendo una transformación perfecta); por lo tanto, la corriente I1 ‑ I2 en el relevador es pequeña y el

relevador puede ser ajustado arriba del valor máximo durante operación normal de la máquina para evitar que opere. Cuando ocurre una falla entre los TC's, la corriente I1 aumenta

bruscamente, mientras que la corriente I2 puede disminuir, o bien aumentar y fluir en la

dirección opuesta; en cualquier caso, la corriente de falla fluye ahora a través del relevador, para operarlo.

El arreglo mostrado es ideal pues se basa en transformadores de corriente perfectos; en estas condiciones, el relevador de sobrecorriente en el circuito diferencial podría ser ajustado para una alta sensibilidad y rapidez.

En la realidad, los transformadores de corriente no producen exactamente la misma corriente secundaria para la misma corriente primaria, aun siendo idénticos comercialmente. Esta diferencia es causada por variaciones durante la manufactura y diferencias en la carga secundaria, originadas, por ejemplo, por longitudes diferentes de cables, y diferentes "burdens" de instrumentos y/o relevadores conectados en los mismos circuitos secundarios; en estas condiciones, puede verse que una corriente diferencial fluirá a través del relevador. Esta corriente es muy pequeña en condiciones normales, pero será de un valor apreciable cuando una corriente de corto circuito fluya hacia una falla externa; para evitar que el relevador opere durante esta falla, debe ser ajustado arriba de la corriente máxima de error, que pueda fluir a través de él.

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EL PRINCIPIO DIFERENCIAL (cont.)

Para operación normal y con fallas externas (corriente "a través"), las corrientes secundarias en la figura son las diferencias de las corrientes de excitación de los TC's conectados diferencialmente; se muestra la distribución de corriente por unidad. Ip es la corriente primaria en

las líneas que entran o salen del área protegida. Ip

- Ie es la corriente secundaria en amperes, y es

igual a la corriente primaria dividida entre la relación de transformación del TC, menos la corriente de excitación secundaria. Aún con la misma relación y tipo de transformador de corriente, la corriente IOP en el relevador será

pequeña pero no cero; se considera que ningún TC se satura significativamente con las máximas corrientes simétricas para fallas externas. Con TC's y relaciones diferentes, existirán mayores diferencias que deben ser minimizadas, o bien el pickup del relevador debe ser ajustado para no operar con cualquier corriente de falla externa.

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EL PRINCIPIO DIFERENCIAL (cont.)

El relevador diferencial de porcentaje de la figura soluciona el problema de errores de transformación, sin sacrificar la sensibilidad. Las bobinas de restricción reciben toda la corriente secundaria de los TC's y tienen el efecto de des‑sensibilizar la bobina de operación, especialmente a altas corrientes; las bobinas de restricción producen un par que abre contactos, que se opone al par de cierre de contactos de la bobina de operación.

En otras palabras, la corriente requerida para operar el relevador aumenta en la medida en que la magnitud de la corriente de falla externa aumenta; este aumento puede ser un porcentaje constante, o variable (mayor con altas corrientes). El efecto de las bobinas de restricción es despreciable durante fallas internas pues la bobina de operación tiene más ampere‑vueltas y recibe toda la corriente secundaria.

F I G . 2 P R O T E C C I O N D I F E R E N C I A L C O N R E L E V A D O R D E P O R C E N T A J E

P RO T E G I D O

E Q U I P O

R E L E V A D O R

B O B I NA D E RE S T RI C CI Ó NB O B I NA D E RE S T RI C CI Ó N

B O B I NA D E O PE RAC IÓ N

I 2

I2

I1

I 1

I 1 - I 2

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EL PRINCIPIO DIFERENCIAL (cont.)

El número de elementos de restricción de un relevador diferencial depende de su aplicación; un relevador diferencial para generador o motor tiene dos elementos de restricción, mientras que uno diseñado para protección de buses o transformadores puede tener tres o más elementos de restricción. Habitualmente estos relevadores son monofásicos, por lo que se requieren tres relevadores para protección de una máquina.

Por lo tanto, para proporcionar una alta sensibilidad a fallas internas ligeras, con alta seguridad (alta restricción) para fallas externas, la mayoría de los relevadores diferenciales son del tipo "diferencial de porcentaje". La figura muestra un diagrama esquemático de este relevador para 2 circuitos; los secundarios de los TC's están conectados a las bobinas de restricción R; las corrientes en éstas inhiben la operación; asociada con estas bobinas de restricción, se encuentra la bobina de operación; la corriente en esta bobina tiende a operar el relevador.

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EL PRINCIPIO DIFERENCIAL (cont.)

Los relevadores diferenciales pueden ser de porcentaje variable o porcentaje fijo; sus características típicas son ilustradas en la figura inferior. En las abscisas se tiene la corriente de restricción, la cual

puede ser la corriente menor IR’’ o la corriente mayor IR’, dependiendo del diseño; en las ordenadas se

tiene la corriente de operación requerida para operar el relevador. Los relevadores de porcentaje fijo son de 10 a 50%, y en algunos casos tienen taps para cambiar el porcentaje.

Así, con una característica de 50%, una falla externa o "corriente a través" de 10 A requeriría una corriente de operación o diferencia de 5 A ó más para que opere el relevador; con un relevador de 10% y una "corriente a través" de 10 A, 1 A ó más de corriente de diferencia producirá la operación del relevador.

En todos los esquemas de

protección diferencial es

recomendable que se empleen, de

ser posible, transformadores de

corriente de las mismas

características y que se evite la

conexión de cualquier otro

dispositivo en el mismo circuito

secundario.

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PROTECCION DIFERENCIAL DE GENERADORES

Las fallas entre fases ocurren raramente, pero cuando ocurren producen corrientes de falla muy grandes. Por ello, la protección diferencial es recomendada para la mayoría de los generadores, excepto para unidades pequeñas de 1 MVA y menores; se tiene así protección sensible para fallas de fases, pero puede no proporcionarse así protección para fallas a tierra, dependiendo del tipo de aterrizamiento del generador.

En el caso de generadores de mediana y alta capacidad, los relevadores diferenciales 87G son ampliamente utilizados para proporcionar protección rápida y sensible. Este esquema proporciona protección primaria para el generador y circuitos asociados. Se tienen 2 grupos de transformadores de corriente, un grupo en las terminales de neutro y el otro grupo en las terminales del lado de la línea. Para generadores con interruptores asociados (conexión directa a la red), los TC's del lado de la línea están asociados generalmente al interruptor. Para generadores en conexión unitaria, los TC's del lado de la línea están generalmente muy cerca del generador, básicamente en sus terminales. La figura derecha muestra las conexiones típicas para generadores trifásicos, tanto para devanados en conexión estrella como para devanados en conexión delta.

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PROTECCION DIFERENCIAL TOTAL PARA GENERADORES SÍNCRONOS EN CONEXIÓN UNITARIA

La protección diferencial total (overall) es altamente recomendada, y se muestra como 87TG en la figura; puesto que no hay interruptor entre el generador y el transformador, el esquema diferencial se conecta de manera que incluye el generador, ya que ambos deben ser disparados con falla en cualquiera de ellos; esto proporciona una protección adicional al generador; así, para fallas en el generador, el 87G y el 87TG operan en paralelo. En unidades generadoras grandes, se tiene a veces un relevador 87T diferencial en el transformador de unidad; en estas condiciones, se tienen 2 sistemas de protección primaria para el generador (como se muestra) y para el transformador (sólo se muestra el 87TG).

Protección típica para un generador de capacidad mayor en conexión unitaria al sistema.

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PROTECCION CONTRA FALLAS A TIERRA EN EL ESTATOR

El método de aterrizamiento del generador afecta a la protección que proporcionan los relevadores diferenciales; a mayor impedancia de aterrizamiento es menor la corriente de falla a tierra y es más difícil para el relevador diferencial detectar fallas ligeras.

La protección sensible para este tipo de fallas puede lograrse con un relevador separado, en el neutro aterrizado del generador, que puede ser ajustado sin considerar la corriente de carga. Si la impedancia de aterrizamiento es muy grande, se vuelve difícil utilizar un relevador de sobrecorriente por el bajo "pickup", el alto "burden" y la dificultad para distinguir entre fallas a tierra y desbalanceo ocasionado por tercera armónica, que también fluye en el neutro; por lo tanto, la protección contra fallas a tierra en el estator es del tipo que detecta voltaje en el neutro del generador; en condiciones normales, el voltaje en este punto es cero, excepto por la componente de tercera armónica que puede ser fácilmente eliminada por medio de un filtro contenido dentro del mismo relevador. El voltaje en el neutro es más alto a medida que la falla se encuentra más alejada de dicho neutro; por lo tanto, una falla en el propio neutro no producirá voltaje y no podrá ser detectada por este relevador; este hecho no es grave, pues es el punto menos expuesto a una falla por no estar sujeto a voltaje en operación normal; normalmente se considera adecuado que este relevador tenga la sensibilidad necesaria para proteger el 90‑95% del devanado del estator.

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PROTECCION CONTRA FALLAS A TIERRA EN EL ESTATOR (cont.)

Normalmente se emplea algún método de limitación de corriente, excepto en el caso de

generadores pequeños de baja tensión; estos métodos limitan el daño a consecuencia de

la falla. En general, la reactancia de secuencia cero de generadores es menor que las

reactancias de secuencia positiva y negativa, por lo que la corriente de falla a tierra

sería mayor que la corriente de falla trifásica si no se aterrizara el neutro a través de

impedancia.

El aterrizamiento con alta impedancia está prácticamente normalizado en unidades

generadoras, y es usado incluso en sistemas industriales; esta impedancia limita la

corriente de falla a valores de 1 a 10 A primarios, lo cual limita el calentamiento en el

hierro del generador, evitando reparaciones costosas.

El relevador de tierra en estator puede operar con fallas a tierra fuera del generador, por

lo que debe proporcionarse un retraso de tiempo para coordinar con los demás

relevadores; un ejemplo típico de esta situación es el generador conectado directamente

a un bus, con otros circuitos; una falla en alguno de estos circuitos no debe disparar la

máquina si puede ser abierto sólo el circuito fallado.

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El esquema de la figura siguiente se emplea para los generadores con aterrizamiento con transformador y resistencia secundaria. Un relevador de sobrevoltaje de tiempo inverso, 59G, se conecta a través del resistor, para responder al voltaje 3V0 que resulta de la falla a

tierra en el generador y en el sistema hasta los devanados en delta de los transformadores de la unidad y de auxiliares. Con una falla sólida de línea a tierra se obtendrán alrededor de 120 V para operar el relevador de sobretensión; el pickup de éste está en el rango de 5 a 16 V para lograr una buena sensibilidad. Este relevador debe ser insensible a la tercera armónica que normalmente fluye en el neutro y en el sistema, de manera similar a la secuencia cero.

Con este sistema de aterrizamiento, el relevador 59G debe ser coordinado con otras protecciones de tierra para evitar la operación incorrecta con fallas a tierra en el sistema que deban ser libradas por otras protecciones.

PROTECCION CONTRA FALLAS A TIERRA EN EL ESTATOR (cont.)

Una protección alternativa y/o de respaldo es la obtenida con relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso (50/51) en el circuito secundario del resistor; la relación del TC en el secundario se selecciona para tener aproximadamente la misma corriente en el relevador que la que fluye en el neutro del generador para una falla a tierra.

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PROTECCION DE POTENCIA INVERSA

Este relevador proporciona protección de respaldo al impulsor, más que al generador eléctrico; detecta el flujo inverso de potencia (watts) que puede ocurrir si el impulsor pierde su potencia de entrada (por ejemplo, si cierra la válvula estranguladora) sin el correspondiente disparo del interruptor de máquina. Bajo estas condiciones, el generador funciona como motor síncrono, tomando potencia real del sistema e impulsando la turbina a velocidad normal; con vapor insuficiente o sin vapor en la turbina, los álabes pueden dañarse por sobrecalentamiento desarrollado por fricción debida a la acción como "ventilador"; bajo condiciones normales de operación, dicho calor es disipado por el vapor, que actúa como refrigerante. Este relevador es un respaldo a los dispositivos mecánicos que normalmente proporcionan esta protección.

La motorización se presenta como resultado de una deficiencia de potencia de entrada proveniente del impulsor al generador. Cuando esta entrada no puede suministrar todas las pérdidas, la deficiencia es cubierta por medio de la absorción de potencia real del sistema.

El relevador de potencia inversa ANSI 32 que protege contra la motorización de un generador debe tener una alta sensibilidad para detectar un valor habitualmente muy pequeño de potencia inversa.

La magnitud de la potencia de motorización varía grandemente, dependiendo del tipo de impulsor; la tabla siguiente enlista rangos típicos de la potencia de motorización, en función del tipo de impulsor; sin embargo, para alguna aplicación específica, debe obtenerse del fabricante la mínima potencia de motorización tomada por el generador.

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PROTECCION DE POTENCIA INVERSA (cont.)

IMPULSOR POTENCIA DE MOTORIZACION EN % DE LA CAPACIDAD NOMINAL

  Turbina de Gas:Eje Sencillo 100Doble Eje 10 ‑ 15

Motor Diesel:4 Ciclos 152 Ciclos 25

Turbina hidráulica 2 ‑ 100Turbina de Vapor:

Contrapresión 1 ‑ 4Con Condensador 0.5 ‑ 1

 Se puede utilizar un relevador direccional de potencia con disco de inducción, con objeto de dar un retraso y el tiempo necesario para evitar disparos ante flujos transitorios, como pudiera ocurrir durante la sincronización. Este retraso es del orden de 5 a 10 seg. Se encuentran disponibles relevadores ANSI 32 de estado sólido y a base de microprocesador, que proporcionan las mismas funciones con sensibilidad equivalente.

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Una conexión a tierra en el campo de una máquina síncrona debe ser detectada de inmediato porque la eventual aparición de una segunda tierra cortocircuita parte del devanado de campo; el desbalance resultante y la vibración que produce pueden dañar la máquina.

El diagrama de un relevador típico para detección de falla a tierra en el campo se muestra en la figura.

El relevador utiliza un divisor de voltaje con dos resistencias R1 y R2 y un resistor no lineal, cuya resistencia varía con el voltaje aplicado. Si aparece una falla a tierra en el campo, se presenta un voltaje entre el punto M y tierra, cuyo valor dependerá del voltaje del excitador y de la localización del punto donde el campo está conectado a tierra; este voltaje será máximo si el campo es aterrizado en cualquiera de los extremos del devanado.

PROTECCION CONTRA FALLA A TIERRA EN EL CAMPO

IN TE R R U PT O R D E C A M P O

R E S IS T E NC IAN O L IN E A L

D E V AN A D O D E C AM POD E L G E N E R AD O R

R1 R 2M

C D

V 1 V 2

E X C ITA D O R

IN TE R R U PT O R D E C A M P O

+

V A L O R N O M IN A LD E L E X C ITA D O R

E N V O L T S

12 525 037 5

05,00 0

10 ,0 00

45 ,0 0023 ,0 0023 ,0 00

E N O H M S

R E LEVADOR DE FALLA A T IE R R A E N EL CAMPO

E N O H M SR 1 R 2

-

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Existe un punto en el devanado de campo que no hará aparecer ningún voltaje entre M y tierra; si la resistencia entre M y el lado positivo del excitador es igual a la resistencia entre M y el lado negativo, dicho punto se localiza en el centro del devanado de campo. El objetivo del resistor no lineal es variar la localización de dicho punto, a medida que varía el voltaje del excitador, de tal forma que una tierra podrá ser detectada en cualquier punto del devanado de campo.

El elemento de operación del relevador es un instrumento de C.D., tipo D'Arsonval, con un valor de plena escala de 0.75 mA y con contactos ajustables localizados a ambos lados del cero; la sensibilidad de este relevador es tal, que, con un ajuste del contacto de ± 0.15 mA y un voltaje nominal del excitador de 125 volts, pueden detectarse fallas a tierra cuya resistencia alcanza 333,000 ohms.

Cuando el sistema de excitación es del tipo "sin escobillas" (brushless), es necesario proveer anillos rozantes y escobillas exclusivos para esta protección; en este caso, habitualmente las escobillas no hacen contacto continuo; se emplea un solenoide que aplica momentáneamente las escobillas sobre los anillos, probándose periódicamente el campo en cuanto a fallas a tierra.

PROTECCION CONTRA FALLA A TIERRA EN EL CAMPO (cont.)

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La protección de baja frecuencia se emplea en turbogeneradores de gran capacidad puesto que los álabes grandes en las partes de baja presión de la turbina presentan problemas de vibración a velocidad baja.

El diseño de estos álabes es crítico; se calculan de manera que sus frecuencias naturales de vibración no coincidan ni tengan armónicas que coincidan con la frecuencia de vibración de la velocidad nominal de la turbina. Este equilibrio es tan fino, que a velocidades ligeramente distintas a la nominal sí puede haber frecuencias naturales de vibración o sus armónicas, debiendo evitarse que la turbina opere bajo carga en esas condiciones.

La operación a baja frecuencia se debe generalmente a sobrecarga del sistema.

El fenómeno de daño a los álabes grandes por vibración es acumulativo: la fatiga total se compone de la suma de los tiempos operados fuera de los límites admisibles de velocidad.

PROTECCION DE BAJA FRECUENCIA

Para medir la velocidad de la turbina y protegerla contra valores peligrosos se emplea la frecuencia, que es directamente proporcional a la velocidad angular; así, se emplea un relevador de frecuencia ANSI 81, que sólo requiere una señal de voltaje. La característica siguiente muestra los límites de operación bajo carga de una turbina típica.

log t

L I M I TE S D EO P E R A C IO N C O NT IN U A

5 9 .4 H z

6 0 .5 H z

5 m in 20 0 m in 10 00 m in1 seg 6 seg

6 3

6 0

5 6

f

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Ante la dificultad de tener una característica que se adapte bien a la curva de frecuencias límite de operación de la turbina, es común usar varios relevadores instantáneos de frecuencia y hacerlos disparar por medio de relevadores auxiliares de tiempo. Se recomiendan entre 3 y 5 pasos de frecuencia y tiempo.

 En la misma gráfica "frecuencia‑tiempo", la característica de disparo resultante es la siguiente:

PROTECCION DE BAJA FRECUENCIA (cont.)

T U R B INA

D IS P A R O AL AR M A

0.1 seg 6 seg1 seg 5 min 200 min 100 0 min log t

f6 0

5 6

5 7

5 8

5 9

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El relevador de baja frecuencia de tiempo inverso no es adecuado para esta aplicación,

pues debe ajustarse aproximadamente a 58.5 Hz; deja las frecuencias mayores sin

proteger, y a frecuencias bajas es demasiado lento; además, comúnmente cruza la

característica de la turbina en dos puntos.

Los contactos de los relevadores auxiliares de tiempo correspondientes a los valores de

frecuencia de 58.5 Hz e inferiores se conectan para disparar exclusivamente el

interruptor de la unidad; la unidad quedará girando y excitada, dando servicio a sus

auxiliares y disponible para ser resincronizada tan pronto como las condiciones del

sistema lo permitan.

El elemento ajustado a 59 Hz generalmente se conecta para dar alarma únicamente. El

ajuste de tiempo que tiene es relativamente largo, pues la turbina puede operar entre

58.5 y 59 Hz un tiempo considerable, dando así oportunidad al operador para efectuar

maniobras correctivas.

PROTECCION DE BAJA FRECUENCIA (cont.)

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El voltaje generado en un generador está dado por: E = 4.44 f N B A,

donde f es la frecuencia en Hertz, N el número de vueltas, B la densidad de flujo magnético en Webers por m2, y A el área transversal del circuito magnético en m2. Siendo constantes N y A, la ecuación puede ser cambiada a:

E / f = constante x B

El significado de la ecuación anterior es que la densidad de flujo magnético es proporcional a la relación E/f, o sea "volts/hertz"; así, esta última relación puede ser correctamente tomada como una indicación precisa del valor de excitación en el circuito magnético; por lo tanto, un valor anormalmente alto de E/f indica necesariamente un valor anormalmente alto de la densidad de flujo en el circuito magnético, o sea, sobreexcitación. La condición de densidad de flujo alta causa incrementos anormales de temperatura en el hierro, por la circulación de corrientes parásitas que significan, en última instancia, una elevación excesiva de temperatura en el generador.

El relevador que se emplea para detectar sobreexcitación es transitorizado y tiene una característica de respuesta constante a la relación de voltaje entre frecuencia: V / f = K.

Este relevador es monofásico, pues es suficiente con medir el voltaje y la frecuencia entre dos fases del generador para determinar si está sobreexcitado o no.

PROTECCION CONTRA SOBREEXCITACION

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El relevador de sobreexcitación, conocido comúnmente como de "volts por hertz", tiene una característica de operación que se representa así:

 

La pendiente se puede variar con el ajuste de un potenciómetro que interviene dentro del circuito transitorizado. El elemento detector es inherentemente instantáneo y opera sobre un relevador auxiliar de tiempo, proporcionando la demora necesaria antes de disparar. Para unidades de gran capacidad se recomienda emplear dos relevadores de sobreexcitación, con ajustes distintos para detectar sobreexcitación de magnitudes diferentes y responder más rápidamente en los casos más graves.

PROTECCION CONTRA SOBREEXCITACION (cont.)

V

f6 0 H z

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Para la pendiente del primer paso, el ajuste recomendado es:

  V / f = 1.05 x Voltaje Máximo de Operación / 60 Hz

Los generadores normales pueden resistir esta sobreexcitación por algunos minutos; en consecuencia, se sugiere un ajuste del orden de 40 ‑ 60 segundos.

Para la pendiente del segundo paso, el ajuste recomendado es:

V / f = 1.12 x Voltaje Máximo de Operación / 60 Hz

El ajuste de tiempo puede ser del orden de 10 ‑ 30 segundos. Debe siempre tratarse de obtener información del fabricante para el generador específico, con objeto de definir los ajustes de pendiente y de tiempo con base en su capacidad particular para soportar las diversas condiciones de sobreexcitación.

Los contactos de disparo del relevador de protección contra sobreexcitación se conectan habitualmente a un relevador auxiliar de reposición automática que a su vez dispara a:

  Interruptor de Campo (41G)

Interruptor de Generador (52G)

Interruptor de Auxiliares (52A)

No se requiere parar la unidad cuando actúa esta protección.

PROTECCION CONTRA SOBREEXCITACION (cont.)

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Se describe a continuación la aplicación y ajustes dados para el caso de un esquema de protección de sobreexcitación con 2 relevadores, de una unidad de 675 MW.

El relevador utilizado es del tipo STV11A de General Electric, diseñado para enviar señal de disparo cuando se presentan variaciones de voltaje con respecto a la frecuencia (relación Volts/Hertz), con rango de ajuste de 1.8 ‑ 2.5 Volts/Hertz; el relevador está conectado por medio de 3 transformadores de potencial de 14400‑72 V cada uno, en conexión estrella‑estrella.

Este relevador energiza un "timer" que proporciona el retraso necesario en la señal de disparo.

La información del fabricante del generador (Mitsubishi Electric Corporation, MELCO) se emplea como base para definir los ajustes de sobreexcitación y de tiempo de cada uno de los 2 relevadores STV empleados.

PROTECCION CONTRA SOBREEXCITACION (cont.)

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Se calcula el valor unitario de excitación del generador:

  22000 V/200 (TP)1 p.u. = ------------------------- = 1.833 Volts/Hz

60 Hz

Se calculan varios valores de sobreexcitación, con el tiempo permisible dado por MELCO:

  SOBREXCITACION TIEMPO MAXIMO PERMISIBLE

  1.05 p.u = 1.925 volts/Hz Continuo1.10 p.u = 2.0166 volts/Hz 140 seg1.15 p.u = 2.108 volts/Hz 90 seg 1.18 p.u = 2.1633 volts/Hz 70 seg1.20 p.u = 2.2 volts/Hz 65 seg1.25 p.u = 2.291 volts/Hz 50 seg

Se recomienda detectar condiciones de sobreexcitación desde un 10% arriba del valor nominal; se dieron por lo tanto los siguientes ajustes:

  SOBREXCITACION AJUSTE DEL TIMER LIMITE MELCO1.10 p.u. 60 seg 140 seg1.18 p.u. 20 seg 70 seg

Los tiempos dados son el 43% y el 28% de los límites dados por MELCO, y 80 y 50 seg menores que los mismos. Puede verse que estos ajustes son inferiores a los límites máximos dados por MELCO, lo que significa un buen margen de seguridad.

PROTECCION CONTRA SOBREEXCITACION (cont.)