COORDINACION DE PROTECCION EN LAS

CENTRALES ELECTRICAS

CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIONDE LOS SISTEMAS DE PROTECCION

EL SISTEMA DE PROTECCION Detectar las falla para aislar los equipos o instalaciones falladas

tan pronto como sea posible Detectar y alertar sobre las condiciones indeseadas de los

equipos para dar las alertas necesarias; y de ser el caso, aislar al equipo del sistema

Detectar y alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema; y de ser el caso, aislar a los equipos que puedan resultar perjudicados por tales situaciones

POR TAL MOTIVO, SE DEBE ESTABLECER LAS SIGUIENTES INSTANCIAS: Las protecciones principales (primaria y secundaria) que

constituyen la primera línea de defensa en una zona de protección y deben tener una actuación lo más rápida posible.

Las protecciones de respaldo que constituyen la segunda instancia de actuación de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación de la protección principal en primera instancia. Estas protecciones son las siguientes

A). La protección de falla de interruptor que detecta que no ha operado correctamente el interruptor que debe interrumpir la corriente de falla; y por tanto, procede con la apertura de los interruptores vecinos para aislar la falla.

B). La protección de respaldo, la cual detecta la falla y actúa en segunda instancia cuando no ha actuado la protección principal. Para ser un verdadero respaldo, este relé debe ser físicamente diferente de la protección principal.

En general, las protecciones son diseñadas para operar en dos formas distintas: como Protecciones Unitarias para detectar fallas en una zona de protección o como Protecciones Graduadas para detectar fallas en más de una zona de protección

Las protecciones unitarias se caracterizan por lo siguiente:

1. Son totalmente selectivas porque sólo detectan fallas en su zona de protección.

2. No pueden desempeñar funciones de protección de respaldo porque no son sensibles a fallas fuera de su zona de protección.

3. Operan bajo el principio diferencial calculando la diferencia entre las corrientes que entran y salen de la zona protegida, ya que esta diferencia indica que hay una corriente que fluye por una falla dentro de esta zona.

Las Protecciones Graduadas se caracterizan por lo siguiente:

1. Son relativamente selectivas porque detectan fallas en más de una zona de protección.

2. Desempeñan funciones de protección de respaldo porque son sensibles a fallas en las zonas vecinas a su zona de protección.

3. Operan midiendo las corrientes, tensiones, impedancias, etc., cuya graduación establece el tiempo de respuesta de la protección.

4. Requieren la graduación de su tiempo de actuación.

ALCANCE DE LOS CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN

Para definir la operación del sistema de protección, se debe considerar un ajuste que sea totalmente adaptado a todas las condiciones de operación normal del sistema eléctrico; y además, se requiere una coordinación para asegurar que las fallas, el funcionamiento anormal del sistema.

Ajuste de la protecciónAjustar la protección significa definir los límites o umbrales de su característica de operación para detectar las fallas, las condiciones anormales del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos.

Coordinación de la protecciónCoordinar la protección significa definir los tiempos de operación de la protección para permitir la actuación debidamente priorizada de los relés de protección.

Criterios de ajuste y coordinación de la protección

Para establecer los criterios de ajuste y coordinación de la protección se debe considerar lo siguiente:

1) Las protecciones principales y de respaldo cuando son protecciones unitarias solamente requieren ajustes con respecto a las características de operación de los correspondientes equipos.

2) Las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos serán ajustadas de acuerdo a los criterios de cada proyecto y siguiendo las recomendaciones de los fabricantes de los equipos, las cuales están vinculadas a las garantías proporcionadas por éstos.

Principios generales para el ajuste y la coordinación de la protección

a) Sensibilidad y velocidad• Sensibilidad para detectar estas condiciones por muy

incipientes que éstas sean.• Velocidad para detectar estas condiciones lo más

prontamente posible.a) Selectividad de la protección La selectividad de la protección requiere un apropiado ajuste para detectar todas las fallas en su(s) zona(s) de protección; pero, también requiere una actuación debidamente coordinada.b) Fiabilidad y seguridad de la protección Grado de certeza de que el sistema de protecciones va

operar correctamente se le necesite. Además la protección debe evitar operaciones innecesarias.

Objetivos del ajuste y la coordinación de la protección

El ajuste y la coordinación de la protección tienen por objetivo asegurar que se cuenta con un sistema de protección principal y de respaldo que funciona de la siguiente manera:

1) La protección principal debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falla en un tiempo máximo de 100 ms. Este tiempo equivale a una protección de 2 ciclos y un interruptor de 4 ciclos.

2) La protección de respaldo de la protección principal está constituida por relés físicamente diferentes a los de la protección principal. La protección de respaldo debe proteger totalmente el sistema y eliminar cualquier tipo de falla en un tiempo máximo de 500 ms.

Proceso de ajuste y coordinación de la protecciónEl ajuste y coordinación de la protección es un proceso que comprende la integración de varios subprocesos interrelacionados, de manera que muchas veces es necesaria una retroalimentación hasta llegar al resultado final.

Análisis de la operación del sistemaEl análisis de la operación del sistema eléctrico tiene por objetivo determinar las máximas y mínimas corrientes de falla que deben servir para ajustar los relés y determinar sus tiempos de operación que permitan asegurar la adecuada coordinación de la protección. Máximas y mínimas corrientes de falla El objetivo es determinar las máximas y las mínimas corrientes que pueden alimentar los cortocircuitos, ya que para el ajuste y la coordinación se tiene un compromiso entre selectividad y sensibilidad de acuerdo a los siguientes criterios:A. La sensibilidad de la protección debe permitir detectar las

fallas aún con las mínimas corrientes de cortocircuitoB. La selectividad de las protecciones de respaldo debe

mantenerse aún con las máximas corrientes de falla, para lo cual se requiere tiempos debidamente coordinados.

Simulación de fallas

En las líneas de transmisión se debe simular fallas por lo menos al 1, 20%, 50%, 80% y 99% de la línea. En los casos donde se tiene efecto de infeed variable se debe simular las fallas al 10%, 20%, 30%, etc. de la línea, a fin de determinar las condiciones más desfavorables. Las de fallas serán de los siguientes tipos:

Las simulaciones de fallas serán de los siguientes tipos:

Fallas monofásicas a tierra sin resistencia de falla Fallas monofásicas a tierra con alta resistencia de falla Fallas bifásicas (fase-fase) con resistencia de falla Fallas trifásicas sin resistencia de falla

CRITERIOS GENERALES PARA EL AJUSTE Y LACOORDINACION DE LA PROTECCION

Criterio general de ajuste de las protecciones

Tal como se ha mencionado, el ajuste de la protección está determinado por la capacidad y el comportamiento de los equipos e instalaciones del sistema eléctrico, para lo cual se debe considerar todas las condiciones de operación, ya sean temporales como permanentes. En tal sentido se debe considerar particularmente las corrientes de conexión de equipos o instalaciones como son:

1. la corriente de inserción de los transformadores.

2. la corriente de carga de las líneas de transmisión.

3. las corrientes de arranque de los grandes motores.

Por otro lado también se debe considerar todos los factores que afectan la operación normal como son:

En los Reactores y Bancos de Capacitores, los niveles de tensión que determinan mayores corrientes; es decir, un aumento de la tensión trae consigo un aumento proporcional de la corriente, con la consiguiente sobrecarga

En los Bancos de Capacitores, las pequeñas tensiones armónicas determinan corrientes mayores por causa de la mayor frecuencia.

Para los ajustes se debe considerar un margen suficiente que tome en cuenta los posibles errores que se pueden tener en las tensiones, corrientes e impedancias.

En el caso de los ajustes de tensión, los errores serán los siguientes: Error de los transformadores de tensión: 1% Error del relé 1% Conexiones 1% Tolerancia de cálculo 5% Total 8% => 10%En el caso de los ajustes de corriente, los errores serán los siguientes:  Error de los transformadores de corriente: 5% Error del relé 1% Tolerancia de cálculo 5% Total 11% => 15%

Para los ajustes de las impedancias se debe considerar otros aspectos que son:  Error de los transformadores de tensión: 1% Conexiones 1% Error de los transformadores de corriente: 5% Error del relé 1% Tolerancia de cálculo 5% Total 13% => 15%Por tanto, para los ajustes de las tensiones se debe tomar un margen mínimo del 10%, el cual debe ser considerado en el sentido más desfavorable; es decir, se debe considerar 90% ó 110% del valor calculado, según sea el caso. De la misma manera, para los ajustes de las corrientes e impedancias se debe considerar un margen mínimo del 15%, lo cual lleva a ajustar al 85% ó el 115% según sea el caso.

PROTECCION POR RELES

DEFINICIÓN DEL RELÉ

Los relés son dispositivos digitales compactos que son conectados a través de los sistemas de potencia para detectar condiciones intolerables o no deseadas dentro de un área asignada.

PARTES DE UN RELE

Clasificación de los relésLos relés se pueden dividir en cinco categoríasfuncionales, así:

Relés de protección Relés monitores Relés programables Relés reguladores Relés auxiliares

RELÉS DE PROTECCIÓN

Detectan líneas y aparatos defectuosos o cualquier otra condición peligrosa o intolerable.

Estos relés pueden iniciar o permitir la apertura de interruptores o simplemente dar una alarma.

El relé de protección, que es usualmente denominado simplemente relé o protección, es el elemento más importante del equipo de protección. En sentido figurado puede decirse que desempeña el papel de cerebro, ya que es el que recibe información, la procesa, toma las decisiones y ordena la actuación en un u otro sentido.

Ajuste de las protecciones de corriente

Funciones 50/51 – 50N/51N

La protección de corriente mide permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que se pueden producir en un cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es una función del valor de la corriente y puede ser: o De tiempo definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51) o De tiempo inverso cuya operación depende del tiempo según una función exponencial establecida por la siguiente expresión:

Para la función (51)

La corriente de Arranque del Relé (Is) que viene a ser el umbral de la corriente de operación del relé.

La constante de ajuste del Relé (TMS) que viene a ser el parámetro que permite definir los tiempos de operación según su curva característica

Para la función (50)

La corriente de arranque del Relé (Is) que viene a ser el umbral de la corriente de operación del relé.

A pesar que se trata de una función instantánea por definición (ANSI 50), es posible definir una temporización de su actuación cuando resulte conveniente

En la figura siguiente se muestra los ajustes del relé de sobrecorriente de tiempo inverso (51) combinado con la función instantánea (50) en comparación con un relé de sobrecorriente de tiempo definido con dos umbrales de operación (50/51)

Características de operación de los relés de sobrecorriente.

La característica de tiempo inverso será de acuerdo a los valores de los parámetros como son el exponente α y K, a los cuales se asocian los otros parámetros del Relé, conforme ha sido establecido por las normas. En la tabla 2.1 se indica estos valores.

Función 51VPara este caso se debe considerar lo siguiente-. La tensión que se mide en a la salida del generador es un

valor reducido de la tensión nominal debido a que la caída de tensión en la impedancia interna de la máquina.

El valor de la corriente de falla es sensiblemente variable en el tiempo debido a que la impedancia del generador es el componente principal de la impedancia del cortocircuito.

CÓDIGO ANSI FUNCIÓN DE PROTECCIÓN (DGP)

87G Diferencial del Estator

46 Desbalance de Corriente (Secuencia Negativa)

40 Pérdida de Excitación

32 Potencia Inversa (Anti motorización)

51V Sobre corriente de tiempo con control de tensión o restricción de tensión

64G1, 64G2, (59N) 27TN Falla a tierra del estator

51GN Sobre corriente del Neutro24 Sobre excitación

59 Sobre tensión

27 Sub tensión

81O y 81U Sobre y Sub Frecuencia

VTFF Falla Del Fusible Del Transformador de Tensión

AE Energización accidental

G

87G

81O24 81U 59 27

27NT59N51N

51V324046

DGP

Transformador de Distribución de Alta

Impedancia 13.8kV/240V16kVA R 0.463 ohm

1x300/1A30VA 5P20

3x13.8kV1.73

100V1.7360VA

49G64F

TOGP MGC

51CPRARIC

13.8kV/400-230V750kVA

Pn = 63.5 MVA RPM = 514.3Vn = 13.8 kV f = 60 HzIn = 2657 A Vex = 108 VcosØ = 0.85 Iex = 1208 A

CARACTERÍSTICAS DEL GENERADOR

3x3000/1A30VA 5P20

3x3000/1A30VA 5P20

CONEXIONADO DEL DGP

PROTECIÓN DIFERENCIAL (87G) Constituye un sistema de protección

absolutamente selectivo o “cerrado”, es decir, sistema en el cual la operación y selectividad dependen únicamente de la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos del generador.

Esta basado en la 1° ley de Kirchhoff, que dice que “la suma vectorial de todas las intensidades que llegan a un nudo deben ser cero”

Tienen Ajustes de magnitud de la corriente diferencial del 20% de la corriente nominal.

Deberá incluir elementos de frenado a fin de evitar actuaciones intempestivas

PROTECIÓN DIFERENCIAL DEL GENERADOR (87G)

Los cortocircuitos entre fases en los arrollamientos del estator entre los terminales del generador pueden provocar daños serios en el aislamiento, arrollamientos y chapa magnética del estator y esfuerzos mecánicos de torsión en el rotor, por los que la máquina debe ser desconectada inmediatamente de la red de manera de reducir los daños.

Esta desconexión puede ser efectuada instantáneamente por la protección diferencial que debe ser inmune a la saturación de los transformadores de corriente.

Se utilizan características con diferentes pendientes (relés digitales) porque para valores de intensidad próximos a la nominal los transformadores de intensidad no se saturan, mientras que valores superiores se va aumentando la pendiente, es decir, insensibilizando el relé.

IAIa

CONEXIÓN DE LA PROTECCIÓN 87G

Elementosde frenado

Elementosde operación

IB

IC

Ib

IcG

3x3000/1A30VA 5P20

3x3000/1A30VA 5P20

CARACTERÍSTICA DE DISPARO, AJUSTES Y CONEXIÓNADO

AJUSTES DE PROTECCIÓN 87G C. H. SAN GABÁN II

0200 87G GENERATOR DIF U-1 U-2

0201 SELECT 87G - TRIP   0101 0101

0202 SELECT 87G - ALARM   1000 1000

0203 87G DIFERENTIAL % - K1 % 2.0 2.0

0204 87G DIFERENTIAL CURRENT PICKUP A 0.06 0.06

Corriente de restricción

(IA+Ia)/2, (IB+Ib)/2, (IC+Ic)/2 = IS

MIN PU

(IA-Ia),

(IB-Ib),

(IC-Ic)

= IR

Disparo para fallas internas

BloqueadoPendiente 1

Pendiente 2

Curva de Disparo - Protección Diferencial

Cor

rient

e D

ifere

ncia

l

CURVA CARACTERÍSTICA DEL 87G – K1 = 2%, I PICKUP = 0.3 A

PROTECCIONES DE SOBREINTENSIDAD DE FASE

Se trata de un protección más extendida en su aplicación. Controla la intensidad de paso por el equipo protegido; cuando el valor es superior al ajustado en el relé, se produce la acción subsiguiente (Ejm.: disparo o alarma)

Se coloca en los arrollamientos de la máquina, porque interesa medir la aportación del generador a la falla y no la de la red.

La función de esta protección debe ser eliminar las fallas balanceadas externa, es decir, es una protección de respaldo. Por esta razón que el tiempo de actuación debe ser superior a los tiempos de la protección de respaldo de las líneas de transmisión.

La corriente de arranque no debe ser superior a los márgenes establecidos para la capacidad térmica (I2^2*t) de los arrollamientos del estator.

Su principal ventaja es su sencillez, pero presenta un inconveniente. En las máquinas auto excitadas, cuando ocurre un cortocircuito, la tensión se reduce aportando cada vez menos intensidad, y la protección se repone sin haber despejado la falla. La solución a este inconveniente es utilizar relés de sobre intensidad controlados por de tensión, que disponen de dos elementos, uno de mínima tensión y otro de intensidad. Si hay un cortocircuito arrancan los dos y si al llegar el tiempo de disparo el relé de tensión no se ha recuperado, dispara aunque se haya repuesto la unidad de intensidad.

El elemento de mínima tensión permite a esta protección detectar fallas bastante cercanas al grupo, no interfiriendo con fallas lejanas donde la tensión medida en el grupo no se reduce considerablemente.

Un sistema debe ser protegido contra una aportación prolongada del generador a una falta en el sistema.

el DGP incorpora una función de sobre intensidad con frenado por tensión, principalmente para proporcionar respaldo a la protección del sistema.

Esta función esta controlado por un detector de falta y una condición de fallo de fusible (VTFF). Se procesa un algoritmo separado para cada fase, con frenado proporcionado por la tensión de fase correspondiente. El frenado es proporcional a la magnitud de la tensión e independiente de su ángulo. Esta función tiene una característica de reposición lineal.

PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE FASE CON RESTRICCIÓN DE TENSIÓN

(DGP - 51V)

PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE FASE CON RESTRICCIÓN DE TENSIÓN (51V)

Max

Corriente de Falla

Plena carga Xs

X’d

T’d

X’’d

T’’d

Tiempo

52

AJUSTES DE PROTECCIÓN 51V C. H. SAN GABÁN II

1000 51V SYSTEM BACKUP U-1 U-2

1001 SELECT 51V - TRIP   0100 0100

1002 SELECT 51V - ALARM   1000 1000

1003 PHASE TIME OC PICKUP 1.4 1.4

1004 TIME FACTOR SEC 0.9 0.9

Falla trifásica

PROTECCIÓN DE SECUENCIA NEGATIVA Las cargas desequilibradas, fallas asimétricas, condiciones de fase abierta o polo

abierto del interruptor pueden causar corrientes trifásicas desequilibradas en un generador. Estas condiciones del sistema producen corrientes de secuencia negativa (I2) que produce un campo giratorio de doble frecuencia y se induce también una corriente de doble frecuencia en la superficie del rotor. Dichas corrientes pueden producir temperaturas excesivas en muy corto plazo.

10

8

6

4

2

400 800 1200 1600

I2^2*t = 10

I2^2*t = 10-(0.00625)(MVA-800)

MVA Nominal del Generador

I2^2

*t C

apac

idad

Pueden darse varias causas de desequilibrio en el generador, incluyendo cargas desequilibradas, faltas del sistema desequilibradas y circuitos abiertos.

La componente de secuencia negativa de la intensidad del estator (I2) esta directamente relacionada con este desequilibrio y produce un campo de flujo rotatorio de sentido inverso en la máquina.

La componente de secuencia negativa de la intensidad produce calentamiento local en el rotor.

La capacidad de las máquinas para soportar este calentamiento se expresa normalmente en términos de una constante de I2^2*t, y esta constante se usa en el DGP para proporcionar características de operación respecto al tiempo.

Se usa un reset lineal para aproximar el enfriamiento de la máquina después de una condición de desequilibrio intermitente de intensidades.

El DGP incluye también una alarma de desequilibrio de intensidades con arranque y temporisación ajustables que se inicia por la componente de secuencia negativa I2.

PROTECCIÓN DE SECUENCIA NEGATIVA (DGP – 46)

PROTECCIÓN DE FALTA DE EXITACIÓN La total pérdida de excitación puede ocurrir como resultado de:

– Apertura intempestiva del contactor de excitación.– cortocircuito o circuito abierto en el arrollamiento del campo.– Falla en el regulador automático de tensión (AVR),

resultando la corriente de campo igual a cero. Esta situación puede provocar daños serios en el alternador y en

el sistema eléctrico, en especial en las condiciones de funcionamiento en las que el generador este trabajando a plena carga antes de producirse el defecto.

Al perder la excitación el generador consume potencia reactiva de la red, para absorber de esta su excitación, lo cual puede desestabilizarlo. La magnitud de la potencia reactiva consumida está próxima al valor de la potencia nominal de la máquina.

Además un generador que ha perdido su excitación tiende a embalarse y a trabajar asincrónicamente. También se producen calentamientos anormales en el rotor, debido a los valores elevados de las corrientes inducidas.

PROTECCIÓN DE FALTA DE EXITACIÓN (DGP – 40) Cuando un generador síncrono pierde su excitación, tiende a

actuar como un generador de inducción, por lo tanto, funcionará por encima de la velocidad normal, a potencia reducida y recibiendo su excitación de los VAR’s del sistema.

Incluye dos características mho, cada una con alcance, offset y temporización ajustables. El DGP bloquea esta función si detecta secuencia negativa de tensiones, que puede indicar un fallo de fusible del transformador de tensión o una señal externa de fallo de fusible.

La primera zona Mho (40-1): puede ser usada para detectar casos graves de pérdida de excitación, en un periodo de tiempo corto.

La segunda zona Mho (40-2): puede ser ajustada para detectar cualquier tipo de pérdida de excitación en un periodo de tiempo más largo.

CURVAS CARACTERÍSTICAS DE LA PROTECCIÓN DGP – 40

MW

MVAR

MW

MVAR

+MW

+MVAR LímiteDev. rotor

LímiteDev. estator

Sobreexcitado

Subexcitado

-MVAR

0

Límite de exitación mínima

Estado estable Límite estabilidad

Límite de calentamientoextremo del estator

DIAGRAMA X vs R DE LA PROTECCIÓN DGP – 40

Donde:

Descripción Zona 1 (40-1) Zona 2 (40-2)Centro 41.4 51.18Radio 32.6 42.38Temporización 0.06 0.5

Ajustes de Protección DGP - 40

PROTECCIÓN DE SOBREEXCITACIÓN (DGP – 24)

Para detectar una condición de sobreexcitación el DGP mide la relación V/Hz, que es proporcional al flujo magnético en el generador y en el núcleo del transformador de elevación.

Esta protección incluye funciones de alarma y de disparo. La función de disparo consiste en una función temporizada inversa y una función instantánea con posibilidad de temporización. La función temporizada inversa y una función instantánea con posibilidad de temporización. La función de alarma y la de disparo operan para la tensión de cada fase. La función de disparo incluye una característica de reposición lineal configurable por el usuario para simular el enfriamiento de la máquina.

Relay Characteristic

Transformer Limit Curve onGenerator Voltage Base

Generator Manufacturer’sRecommended Protection Curve

VOLTS/HERTZ (%)

TIME (MINUTES)

140

130

120

110

100

.01 0.1 1.0 10 100

Descripción 24A 24TTime curve number - 51.1824* V/Hz pickup 1.1 1.1 (inverse)Time factor (inverse) - 0.50 sV/Hz pickup (instantaneous) - 1.424* timer - 0 srate of seset timer - 30 s

Ajustes de Protección DGP - 24

Protección contra Falla a Tierra en el 100% del Estator

El neutro del estator de los generadores pueden encontrarse aislado de tierra, puesto a tierra a través de una impedancia alta o puestos a tierra a través de una resistencia que limite la corriente de falla entre 10 a 15 A.

En la puesta a tierra de alta resistencia del neutro del generador, se utiliza un transformador de distribución y una resistencia secundaria. La resistencia secundaria es usualmente seleccionada de modo que en una falla entre fase y tierra en los terminales del generador, la potencia disipada en la resistencia sea aproximadamente igual a los volt-amperios reactivos en la reactancia capacitiva de secuencia cero de los devanados del generador, sus conductores, y los devanados de los transformadores conectados a los terminales del generador. Usando este método de puesta a tierra, una falla entre fase y tierra estará generalmente limitada entre 3 y 25 amperios primarios.

(59N) relé de sobrevoltaje con retardo de tiempo

Protección contra Falla a Tierra en el 100% del Estator

la avería del aislamiento en los devanados pueden ocasionar falla entre espiras o entre una espira y el material del núcleo.

El aislamiento se deteriora por sobre tensiones ocasionadas por corrientes desequilibradas, problemas de ventilación (refrigeración) movimientos de las espiras ocasionados por cortocircuitos o condiciones anormales de operación.

Es norma común proteger del 95 al 100% del arrollamiento del estator. Generalmente las protecciones electromecánicas y electrónicas están diseñados para proteger el 95%, mientras que la tecnología digital tiene la posibilidad de proteger el 95 y 100% con temporizaciones que oscilan entre 0.8 a 1.2 s.

El esquema de protección utilizado para proteger del 90 al 95% del arrollamiento del estator esta constituido por un relé de sobrevoltaje de secuencia cero con retardo de tiempo (59N) conectado a través de una resistencia de puesta a tierra para detectar el voltaje de secuencia cero.

Del 5 al 10% del arrollamiento es protegido usando un relé de bajo voltaje de tercera armónica. La combinación de ambos relés protege al 100% del devanado del estator.

PROTECCIÓN CONTRA FALLA A TIERRA DEL ESTATOR (DGP – 64G1, 64G2, 27TN

Esta función consiste en dos zonas superpuestas para detectar faltas a tierra del estator. Sabiendo que en el caso de una falta a tierra del estator se da un aumento de la tensión para todas las faltas, excepto aquellas cercadas al neutro.

La primera zona (64G1): usa una función de máxima tensión basada en la componente de frecuencia fundamental de tensión en el neutro para cubrir hasta aproximadamente un 95% de los devanados del estator, dependiendo del ajuste del arranque por máxima tensión.

La segunda zona (64G2): esta basado en el cómputo de la tensión del tercer armónico en el neutro del generador, comparado con la tensión del tercer armónico total generada. Esta función esta diseñada para cubrir el 15% final de los devanados del estator, y esta controlado por los umbrales de tensión de frecuencia fundamental y de tercer armónico.

Si se emplean transformadores de tensión, conectados en estrella puede usarse la función de mínima tensión del tercer armónico (27TN) como segunda zona.

Juntas las dos zonas cubren el 100% de estator.

Descripción 27TNTensión de disparo (tensión de tercera armónica) 0.8 VTemporización (27TN Timer TL20 pickup) 1.0 s

Descripción (64G1) (64G2)Disparo por sobretensión - neutro 6.9 V -Temporización 0.1 s 0.1 s

PROTECCIÓN DE POTENCIA INVERSA El propósito de esta protección es básicamente prevenir daños a

la máquina primaria (turbina o motor) si el torque mecánico es menor que las pérdidas totales en el

generador y la máquina primaria, el generador empezará a operar como compensador síncrono tomando la potencia activa necesaria desde la red.

Esta inversión de potencia se traduce en presiones axiales sobre los cojinetes en caso de centrales hidráulicas. Las máquinas diesel pueden dañarse por lubricación insuficiente.

La capacidad para soportar la motorización del generador depende del tipo de turbina, en el caso de las Pelton son insensibles al fenómeno.

Los ajustes de la potencia a detectar por los relés de inversión de potencia se calculan en función a los porcentajes anteriores y su temporización puede estar dentro de orden de los 5 a 10 s.

El DGP incluye una función de potencia inversa antimotorización con una o dos etapas, con ajustes de tiempo independientes.

La primera etapa de potencia inversa : puede utilizarse para disparo secuencia del generador, disparándose la turbina en primer lugar. Esta etapa esta habilitada cuando una entrada digital señala que las válvulas de la turbina están cerradas la secuencia de disparo se inicia por tanto cuando el tiempo de retardo expira.

La segunda etapa: esta pensada básicamente para proporcionar respaldo al disparo secuencial. Si el disparo secuencial no esta permitido, las dos funciones pueden usarse como una función de potencia inversa con dos etapas y temporizaciones independientes

PROTECCIÓN DE POTENCIA INVERSA (DGP – 32)

Descripción Zona 1 (32-1) Zona 2 (32-2)Disparo secuencial NO -Potencia inversa 1.2 1.2Temporización 60 50

Ajustes de Protección DGP - 32

La función de sobre intensidad a tiempo inverso puede usarse para detectar fallas a tierra del estator en un generador puesto a tierra con alta o baja impedancia. Ya que esta función es independiente de las entradas de intensidad de fase, puede ser conectada aun transformador de intensidad en neutro del transformador elevador del generador.

SOBREINTENSIDAD DE TIERRA (DGP – 51N)

Ajustes de Protección DGP - 51N

Descripción 51GNNeutral time OC pickup 0.25Time factor 0.30 s

PROTECCIÓN DE MINIMA TENSIÓN (DGP - 27)

La función de mínima tensión es una función de mínima tensión de secuencia positiva con una característica de tiempo fijo o de temporización inversa seleccionadles.

La función de mínima tensión proporciona inherente protección contra la inversión de fase.

Se incorpora una característica de reposición lineal.

Ajustes de Protección DGP - 27Descripción 27Tensión de disparo (secuencia positiva PH-PH) 75 VTemporización (27 Time factor) 0.90 sCurva N° (time curve number) 2

PROTECCIÓN DE MÁXIMA TENSIÓN (DGP – 59)

La función de máxima tensión de secuencia positiva con una característica de tiempo inverso . Puede considerarse como respaldo a la de sobreexcitación.

Se incorpora una característica de reposición lineal.

Ajustes de Protección DGP - 59

Descripción 59Tensión de disparo (secuencia positiva PH-PH) 108 V

Temporización (59 Time factor) 0.50 sCurva N° (time curve number) 1

Tensión de disparo instantáneo (secuencia positiva PH-PH) 140 V

PROTECCIÓN DE MÍNIMA Y MÁXIMA FRECUENCIA (DGP – 81U y 81O)

Esta función proporciona hasta cuatro etapas de mínima y máxima frecuencia que están controlador por un nivel de secuencia positiva de tensión ajustable.

81- O 69Hz 8 s 69Hz 10 s81-U 56Hz 0.3 s 56Hz 0.3 s

UNIDAD 1 UNIDAD 2

59 16.56kV (120%) 5 s 16.56kV (120%) 5 s27 11.73kV (85%) 2 s 11.73kV (85%) 2 s

UNIDAD 1 UNIDAD 2

Ajustes de Protección DGP - 81

Ajustes de las protecciones Protección DGP - 59 y27

PROTECCIÓN DE MÍNIMA IMPEDANCIA

La protección de mínima impedancia es para eliminar las fallas que no son cubiertos por las protecciones unitarias tales como la protección diferencial del generador y transformador, protección de barras y otras protecciones con tiempos de actuación bastante reducidos o como protección de respaldo en caso de no actuación de cualquiera de estos.

Por ser protección de respaldo, el tiempo de actuación debe ser superior a la tercera zona de las protecciones de distancia o superior al tiempo de la protección de sobre intensidad del equipo que inmediatamente sigue a los grupos.

El alcance debe ser superior a la impedancia del transformador de potencia pero no debe cubrir la longitud de la línea siguiente.

PROTECCIÓN MASA DEL ROTOR

Es similar a la protección de falla a tierra del estator y trabaja generalmente por la inyección de una tensión de frecuencia distinta de la red o una tensión continua.

Estos princios permiten detectar las fallas a tierra de rotor aún cuando la máquina se encuentra en reposo y es también apropiado para las máquinas con excitación por tiristores, es decir, de alta capacidad entre los devanados el rotor y tierra.

Prácticamente los relés para esta aplicación tienen ajuste de fábrica, de no ser así una temporisación de 5 a 10 s es usual, debido a que una falla a tierra en el rotor no es grave, pero una segunda falla si puede originar consecuencias graves a la máquina.

PROTECIÓN DE SOBRECARGA La misión de esta protección es controlar el esfuerzo térmico

a que se puede ver sometido el generador. Una situación de sobrecarga es aquella en que existe un

régimen de carga superior a la nominal, no provocado por un cortocircuito.

Esta sobrecarga esta motivada no solo porque el alternador este suministrando la máxima potencia activa que le permite su accionamiento (ya que el alternador esta suficientemente dimensionado para hacerlo), sino porque además este consumiendo o generando una cantidad muy importante de potencia reactiva.

PROTECIÓN DE SOBRECARGA Para la protección de sobrecarga generalmente se usan

detectores de temperatura resistivas o termocuplas para el control de los arrollamientos del estator y el material del núcleo y dar alarma cuando se exceda la temperatura normal de operación.

El primer nivel se usa sola para alarma y el segundo nivel para el disparo del interruptor.

Para los ajustes se deben tener en cuenta las temperaturas nominales de operación, sin embargo, es recomendable seguir las recomendaciones del fabricante.

Los ajustes de temperatura oscilan entre 90°C y 120°C para alarma y 130°C para disparo.

Cuando los generadores son de pequeña potencia se usan relés de imagen térmica, es decir, aquellos que son alimentados por los transformadores de corriente y tienen una característica de operación similar al comportamiento térmico de la máquinas que protegen.

¡HASTA LA PRÓXIMA!