Capítulo I. Conceptos sobre Teoría de Control1.1 Introducción1.2 Definiciones Básicas1.3 Tipos de Sistemas de Control

1.3.1 Lazo Abierto1.3.2 Lazo Cerrado

1.4 Control Manual y Control Automático1.5 Características de los Procesos

1.5.1 Resistencia1.5.2 Tiempo Muerto1.5.3 Disturbios

1.6 Modos de Control1.6.1 Dos Posiciones (ON-OFF)1.6.2 Proporcional1.6.3 Integral1.6.4 Proporcional más Integral (PI)1.6.5 Derivativo1.6.6 Proporcional más Derivativo (PD)1.6.7 Proporcional más Integral más Derivativo (PID)

Capítulo II. Reguladores de Voltaje y Velocidad2.1 Regulador de Velocidad

2.1.1 Tipos de Reguladores de Velocidad2.1.2 Partes Principales2.1.3 Funcionamiento

2.2 Regulador de Voltaje2.2.1 Introducción2.2.2 Máquina Síncrona2.2.3 Funcionamiento2.2.4 Diagrama de Bloques2.2.5 Control Local y Remoto2.2.6 Partes Principales2.2.7 Sistema de Excitación2.2.8 Pruebas Sintomáticas en Vacío y con Carga

Capítulo III. Programación en LabVIEW3.1 Introducción a LabVIEW3.2 Instrumentación Virtual

3.2.1 ¿Qué es Instrumentación Virtual?3.2.2 Aplicaciones de la Instrumentación Virtual

3.3 Panel Frontal3.4 Diagrama de Bloques3.5 Paleta de Controles y Funciones3.6 Creando un VI3.7 Adquisición de Datos en LabVIEW3.8 Gráficas3.9 Reportes

Capítulo IV. Simulador para Pruebas a Sistemas de Excitación4.1 Características Funcionales4.2 Conectividad del Sistema4.3 Arquitectura4.4 Diagrama de Conexiones4.5 Características de los Procesos4.6 Operación del Simulador

4.6.1 Resultado de Pruebas4.7 Funciones adicionales4.8 Amplificador de Potencia

4.8.1 Tarjeta F6150 y F63504.9 Acondicionador Entradas/Salidas

4.9.1 Arquitectura4.10 Aplicaciones

Capítulo V. Protecciones Eléctricas5.1 Relevador de Protección5.2 Objetivo de las Protecciones5.3 Tipos de Fallas

5.3.1 ¿Cuál es el tipo de falla más frecuente?5.3.2 ¿Cuál es el tipo de falla que más afecta al Sistema Eléctrico de Potencia?5.3.3 ¿Cuál es el tipo de falla más costoso?

5.4 Características funcionales5.5 Tipos de Protecciones5.6 Nomenclatura de Relevadores

Capítulo VI. Protección de Generadores Eléctricos6.1 Introducción

6.1.1 Protección típica de un generador6.1.2 Protección de Generadores

6.2 Protección diferencial de Generador (87G) 6.3 Protección diferencial de Grupo (87GT)6.4 Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G)6.5 Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F)6.6 Protección contra pérdida de excitación (40G)6.7 Protección contra potencia inversa (32G)6.8 Protección contra baja frecuencia (81G)6.9 Protección contra sobreexcitación (24V/Hz)6.10 Protección contra sobrevoltaje (59)6.11 Protección contra corrientes de secuencia negativa (46)6.12 Protección contra desbalance de voltajes (60)6.13 Protección contra energización inadvertida 6.14 Protección contra falla de interruptor (50FI)6.15 Interpretación de diagramas unifilares, trifilares y de protecciones6.16 Tipos de arreglos de subestaciones 6.17 Transformadores de instrumentos (potencial y de corriente) 6.18 Cuidados al trabajar con circuitos de corriente y potencial 6.19 Burden6.20 Conceptos de medición 6.21 Teorema de Blondell6.22 Medición con tres elementos 6.23 Medición con dos elementos

[1] “Ingeniería de Control Moderna”Katsuhiko OgataEditorial Prentice HallCuarta Edición (2003)

[2] “Sistemas de Control Moderno”Richard C. Dorf –Robert H. BishopEditorial Prentice HallDécima Edición (2005)

[3] “Sistemas de Control Automático”Benjamin C. KuoEditorial Prentice HallSéptima Edición (1996)

[4] “Sistemas de Control para Ingeniería”Norman S. NiseEditorial CECSAPrimera Edición (2004)

[5] “Introducción al SPSE”Ing. José Moreno DimasGIE - CFEAgosto 2006

[6] “El Arte y la ciencia de Protecciónpor relevadores”

Rusell MasonEditorial CECSA

[7] “Protective Relaying Principles andapplications”

Marcel DekkerEditorial Blackburn

[8] “Procedimiento CFE MPSR0-01”LAPEMCFEAgosto 1998

[9] “LabVIEW Fundamentals”National InstrumentsNational Instruments CorporationAgosto 2007

[10] “Curso LabVIEW Básico”LAPEMCFEMarzo 2008

El control puede ser definido como el conjunto de métodos o técnicasaplicadas a un proceso, cuya función es mantener variables involucradas enél, dentro de límites normales de operación. En el caso particular de laindustria eléctrica, su aplicación ha aumentado, no sólo la eficiencia de losprocesos sino también la confiabilidad del equipo y, por ende, sudisponibilidad, reflejándose en una mayor calidad y continuidad en el servicio.

A medida que las unidadesgeneradoras crecieron en capacidadtuvieron que trabajar bajocondiciones más severas y conrangos de tolerancia más estrechospara proteger equipos y materiales.Esto obligó a desarrollar sistemasde control más avanzados queresolvieran en forma adecuada losnuevos problemas que planteaba eloperar en condiciones tan críticas.

a) Variable controlada o a controlar (A).- Es la condición o cantidad quese mide para su control (presión, temperatura, nivel, flujo, etc.).b) Medio controlado (B).- Es la materia o sustancia de la cual una variablecontrolada es una condición o característica (agua, vapor, combustible, etc.).c) Variable manipulada (C).- Es la condición o cantidad variada por elelemento final de control (E) de tal forma que afecte el valor de la variablecontrolada. Por lo general es flujo (flujo de agua, de vapor, de combustible).d) Agente de control (D).- Es la sustancia o materia del cual la variablemanipulada es una condición o característica. Es la energía utilizada paracambiar las condiciones del proceso.e) Elemento final de control (E).- Es el dispositivo, en un sistema decontrol que produce directamente cambios en la variable manipulada.

f) Punto de ajuste (F).- Es el valordeseado de la variable controlada.g) Desviación (G).- Es la diferencia queexiste en un momento dado, entre el valormedido de la variable controlada y supunto de ajuste.

h) Estado estable (H).- Ocurre cuandoel proceso se encuentra estable, es decir,que la variable controlada es constante.i) Punto de control (I).- Es el valor dela variable controlada en estado estable.Obsérvese que el punto de control puedetener un valor diferente al del punto deajuste.j) Proceso.- Es cualquier operación oserie de operaciones que producen unresultado final esperado.

k) Oscilación o ciclaje.- Es un cambioperiódico de la variable controlada, de un valora otro. El tiempo entre dos crestas sucesivasse llama periodo. La amplitud es la máximadesviación de la variable del valor medio deoscilación.

I) Intervalo (rango).- Es la región entre los límites dentro de los cuales unacantidad es medida, recibida o transmitida, expresada mediante elestablecimiento del valor inferior o superior del rango.Ejemplos:a) 0 a 150°Cb) -20 a 200°Fc) -40 a 90 cm

m) Alcance.- Es la diferencia algebraica entre los valores superior o inferiordel rango.Ejemplos:a) Rango 0 a 150°C; alcance 150°Cb) Rango -20 a 200°F; alcance 220°Fc) Rango -40 a 90 cm; alcance 130 cm

n) Banda muerta.- Es el rango a través del cual se puede variar una señalde entrada sin observar o detectar una respuesta de inicio.

o) Exactitud.- Es el grado de conformidad del valor indicado al valor real dela variable medida.

p) Repetibilidad.- Grado de concordancia entre los resultados de medicionessucesivas de una misma medida llevadas a cabo totalmente bajo las mismascondiciones de medición.

Sistemas de control de lazo abierto

Son sistemas de control en los que la salida o resultado del proceso no tieneningún efecto sobre la acción de control, es decir, en un sistema de control delazo abierto la salida ni se mide ni se retroalimenta para comparar con lo quedeseamos obtener y así verificar qué tanto nos estamos desviando de ello.

Los sistemas de control son de dos tipos, que son: a) de lazo abierto, y b) de lazo cerrado

Ejemplos de este tipo de sistemas lo son unalavadora, un tostador de pan, un semáforo decontrol de tráfico, etc.

Las ventajas de los sistemas de control de lazo abierto son:

1. Montaje simple y facilidad de mantenimiento.2. Más económico que un sistema de lazo cerrado equivalente.3. No hay problemas de estabilidad.4. Es conveniente cuando es difícil económicamente medir la salida.Por ejemplo, sería muy costoso agregar un dispositivo para determinar lacalidad de la salida de los dispositivos mencionados anteriormente, como eltostador de pan o la lavadora.

Las desventajas que tienen dichos sistemas son:

1. Las perturbaciones y las modificaciones en la calibración introducenerrores, y la salida puede diferir de la deseada.2. Para mantener la calidad necesaria a la salida, puede ser necesarioefectuar periódicamente una recalibración.

Ejemplos de este tipo de sistemas en una central térmica lo son: el controlde barrido de gases explosivos de un generador de vapor, el control delimpieza con vapor de un quemador de combustóleo, la limpieza exterior detubos del generador de vapor por medio de sopladores de hollín, etc.

Sistemas de control de lazo cerrado

Son aquellos en los que la señal de salida tiene efecto directo sobre laacción de control, esto es, los sistemas de control de lazo cerrado sonsistemas de control retroalimentados.

A diferencia del control de lazo abierto, en el de lazo cerrado sí se mide lasalida del proceso para verificar si está dentro del valor deseado alcompararlo con éste. Un ejemplo lo constituye el control de un sistematérmico.

Cuando en un sistema de control tanto la retroalimentación de la salidacomo la acción de control son llevadas a cabo por el hombre, se dice que elcontrol es manual. Si a ese mismo sistema térmico le agregamos undetector transmisor de temperatura y un controlador artificial en sustitucióndel operador, el sistema de control se vuelve automático.

Control Manual Control Automático

Los sistemas de control automático y manual, citados anteriormente, operanen forma similar. Los ojos del operador constituyen el análogo del dispositivode medición de error su mente la del controlador automático y sus manos elanálogo del elemento actuante. El control de un sistema complejo, por unoperador humano, no es eficaz. Nótese que aún en un sistema simple, uncontrol automático elimina cualquier error humano. Si se necesita control dealta precisión, el control debe ser automático.Las principales ventajas del control automático sobre el control manual sonlas siguientes:

a) Eficiencia.- Mantiene una vigilancia continua y con eficiencia constantesobre el proceso controlado. Ningún ser humano es capaz de ejercer unavigilancia similar sobre un proceso, es decir, segundo a segundo, sinmanifestar, en poco tiempo, cansancio físico y mental, que lo puede llevar,indudablemente, a cometer errores.

b) Economía.- Requiere un costo menor de operación que el controlmanual.

Una desventaja es que requiere mayor inversión inicial.

Hasta ahora se ha hablado de controlar un cierto proceso sin considerar queéstos tienen características inherentes que afectan su propio control enforma negativa, al producir retrasos en el tiempo que le toma a las variablesdel proceso alcanzar un nuevo valor cuando ocurre un cambio de carga.

Estos retrasos dificultan el control, por lo que deben ser tomados en cuentaa la hora de diseñar o adaptar un control para un proceso determinado, eincluso para analizar la respuesta del control y/o el proceso.

Las características que ocasionan esos retrasos son las siguientes:

• Resistencia.• Tiempo muerto.• Disturbios.

Resistencia

Es la característica de un proceso que seopone a la transferencia de materia o deenergía entre capacidades. Un ejemplo deresistencia a la transferencia de materia, loconstituye el transporte de agua de untanque de oscilación de agua de alimentaciónhacia el domo del generador de vapor.

En dos tubos del mismo material pero dediferente espesor y recibiendo ambos la mismacantidad de calor hay una mayor caída detemperatura en el tubo de la figura lo quesignifica que éste ofrece una mayor resistenciaal flujo de calor. También si tenemos dos tubosdel mismo espesor pero de diferente material ocomposición la resistencia cambia; por ejemplomientras que el Níquel (Ni) y el Fierro (Fe)tienen una resistencia térmica alta en elAluminio (Al) y la Plata (Ag) es muy reducida.

Tiempo muerto

Es el tiempo requerido para llevar un cambio de un punto a otro en unproceso Se le conoce también como TIEMPO DE TRANSPORTACION. Lafigura muestra un sistema térmico en el que se adiciona agua al vapor paracontrolar su temperatura.

En el sistema mostrado, el elemento de medida está ubicado en la línea devapor de suministro a la turbina, a una distancia considerable delatemperador, por lo que una demora así en la medición, en la acción delcontrolador y en la operación del actuador, es lo que se denomina TIEMPOMUERTO. En la mayor parte de los sistemas de control de procesos haytiempo muerto.

Disturbios

Para que la variable controlada de un proceso se mantenga en estado establese requiere que la energía o la masa de ENTRADA sea igual a la energía o lamasa de SALIDA. En general, todos los sistemas de control de procesos sebasan en dichos principios, o sea, balance de MASA o de ENERGIA.

En el caso de la figura, cuando el flujo (masa) de ENTRADA se mantiene igualal flujo de SALIDA, el nivel se conserva en un cierto valor. Si se varía lademanda del sistema (SALIDA) o la alimentación (ENTRADA), el niveltambién se alterará, ya sea disminuyendo o aumentando.

Un control automático compara el valor efectivo de salida de una planta óproceso con el valor deseado, determina la desviación o error y produce unaseñal de control que reducirá aquella a cero o a un valor cercano a éste. Laforma en que el control automático produce la señal de corrección (enmagnitud, exactitud, rapidez, etc.) recibe el nombre de modo ó acción decontrol, dicho de otra manera, es la forma de control para eliminar o reducirla desviación de la variable controlada. El modo de control se seleccionadependiendo del proceso y del grado de exactitud que se requiera paraeliminar dicha desviación.

Los diferentes modos de control utilizados para controlar procesos son:

• De dos posiciones (si-no).• Proporcional.• Integral.• Proporcional más integral.• Derivativo.• Proporcional más derivativo.• Proporcional más integral más derivativo.

Modo de control de dos posiciones (SI-NO)

En un modo de control de dos posiciones, el elemento final de control tienesólo dos posiciones fijas, que en muchos casos son simplemente conectado odesconectado, lo que vendría a hacer que tomara su posición máxima omínima respectivamente, o viceversa. Los controles de dos posiciones songeneralmente dispositivos eléctricos, aunque también los hay de tiponeumático y mecánico.

Modo de control proporcional

En el modo de control proporcional, el dispositivo corrector final no es obligado a tomar unaposición de todo o nada. En cambio, tiene un rango continuo de posiciones posibles. La posiciónexacta que toma es proporcional a la señal de error. En otras palabras, la salida del bloque delcontrolador es proporcional a su entrada.

Podemos ver que el modo de control proporcional tiene una ventaja importante sobre el control deencendido-apagado. Elimina la oscilación constante alrededor del punto de ajuste. En consecuenciaproporciona un control más preciso y reduce el desgaste de la válvula. Una válvula de posiciónvariable se mueve sólo cuando ocurre algún tipo de perturbación del proceso, y aun cuando semueve, lo hace de una manera menos violenta que una válvula de acción rápida. Su expectativa devida es entonces mucho mayor que la de una válvula de solenoide de acción rápida.

Modo de control integral

En este modo de control, llamado también flotante, la posición del elemento final de control escambiada a una velocidad o razón proporcional al valor del error o desviación. Es decir, mientrasmás grande es el error, más rápido se mueve el elemento final de control.

A diferencia del modo de control proporcional, el integral responde a la magnitud y duración delerror, ante un disturbio, por lo que el elemento final de control continúa corrigiendo mientraspersista dicho error y, una vez eliminado, el elemento final de control tendrá una nueva posiciónpara la nueva carga.

Modo de control proporcional más integral

Como se mencionó anteriormente, el modo proporcional puede aportar rapidez a un control, aunque, paracambios de carga, deja una desviación permanente; mientras que el modo integral produce correccionesexactas, ante cambios de carga, pero tiende a ser lento. Si combinamos ambos modos de control podemoslograr la rapidez y exactitud necesarias para mantener bajo control un proceso determinado. La adición delmodo integral hace automáticamente lo que el reajuste manual en el modo proporcional. Este modocombinado se denomina usualmente reajuste.

Modo de control derivativo

El modo de control derivativo es aquel en el que la señal de corrección al elemento final de control esproporcional a la razón de cambio del error actuante, es decir, a la velocidad de variación de ese error.La ventaja de este modo de control sobre los otros es su carácter de "anticipación", ya que en cuantodetecta un cambio en el error, inmediatamente puede provocar cambios muy grandes en la posición delelemento final de control, con lo cual podemos lograr que la variable controlada no se aleje demasiado de suvalor de ajuste. Pero en cuanto la razón de cambio del error es nula, es decir, cuando éste se estabiliza, laválvula regresa a su posición inicial y cesa su movimiento, no importa que el error prevalezca.Por lo anterior, este modo de control no puede utilizarse solo, sino únicamente combinado con otro(s)modo(s) de control. Se le utiliza, más que nada para contener la desviación de la variable controlada, másno para corregirla.

Modo de control proporcional más derivativo

Si al modo derivativo le agregamos el modo proporcional, podemos lograr aún mayor rapidez y que lavariable controlada, ante disturbios, permanezca finalmente con un valor más cercano al ajuste. Pero estacombinación también deja un error permanente (aunque menor que el que se obtendría con dichos modosde control por separado) debido a sus características particulares.

Modo de control proporcional más integral más derivativo

Los modos de control descritos previamente pueden ser combinados en un controlador paraobtener todas sus ventajas. Mientras la componente proporcional genera una señal para corregir laposición de la válvula, con una cantidad proporcional al valor de la variable controlada, lacomponente integral genera, a su vez, una señal con una razón proporcional a la magnitud delerror y, finalmente, la componente del modo derivativo aporta otra señal con un valor proporcionala la razón de cambio del error.

Estas señales, sumadas algebraicamente, nos dan como resultado una posición de la válvula decontrol que, en una forma sumamente rápida y exacta, regresará a su valor de ajuste a la variablecontrolada.

También podemos observar que, al igual que en otros modos de control, la corrección final larealiza únicamente la componente integral, pues cuando la variable controlada regresa a su valorde ajuste, la componente proporcional sustrae la señal de control que aporta, retornándola a suvalor inicial.

Concluyendo los modos de control, pudimos constatar que el más rápido y eficaz lo es el últimomodo combinado que estudiamos, pero nos encontraremos que los requerimientos de control, delos procesos de una planta termoeléctrica, se satisfacen normalmente, de acuerdo a suscaracterísticas y necesidades, ya sea con el de dos posiciones, con el proporcional puro o con elmodo combinado proporcional más integral.

El modo combinado proporcional más integral más derivativo se utiliza en procesos donde serequiere una alta velocidad y exactitud.

Modos de Control

Introducción

El regulador automático de velocidad, controla la velocidad de laturbina automáticamente, variando el flujo de agua ó combustible queentra a la misma, de manera que su velocidad permanezca constanteindependientemente de la carga de la unidad.

Tipos de Reguladores de Velocidad

Hay tres tipo de reguladores de velocidad:

• Mecánicos• Electrohidráulicos• Digitales

Sea cual sea el tipo de regulador utilizado, el principio defuncionamiento sigue siendo el mismo, lo que haevolucionado es su implementación técnica a dispositivos máscomplejos, eficientes y robustos.

Regulador Mecánico de Velocidad

El regulador mecánico fue el primero en utilizarse, inventado porJames Watt a fines del siglo XVIII. Su funcionamiento se basa enel comportamiento de dos o más péndulos acoplados a la flechade la máquina que se mueven por la acción centrífuga cuando lavelocidad de la turbina cambia.

Este movimiento es utilizado paracorregir ese cambio de velocidad, através de un sistema de palancas,válvulas piloto, válvula distribuidora yservomotores que regulan el flujo deagua a la turbina.

Regulador Electrohidráulico de Velocidad

En este tipo de reguladores, el cabezal de control esta fabricado enbase a dispositivos electrónicos analógicos, con una etapa deamplificación hidráulica para el funcionamiento de las paletasmóviles de la turbina. El cabezal de control recibe una señal develocidad de un generador de imanes permanentes o de los TP`sdel generador, la procesa y genera una señal de error eléctrica, lacual es convertida en una señal hidráulica y posteriormenteamplificada para mover las paletas de la turbina.

Regulador Digital de Velocidad

El funcionamiento del cabezal de control se lleva a cabo por mediode dispositivos electrónicos digitales, donde las acciones deregulación son realizadas por un programa numérico. Lasretroalimentaciones se realizan eléctricamente por un captadorinductivo de proximidad.El regulador cuenta con una etapa de amplificación hidráulica para elaccionamiento de los álabes de la turbina.

Partes principales del regulador de velocidad

• Sistemas auxiliares

• Filtros de aceite

• Shoot Down

• Retroalimentaciones

• Cabezal de control

• Transductor electrohidráulico (actuador)

• Válvula distribuidora

Funcionamiento

El regulador de velocidad mediante el cabezal de control recibe lasseñales de retroalimentación del sistema, las procesa y genera unaseñal eléctrica de mando para la apertura o cierre del distribuidor.Esta señal eléctrica es interpretada por el transductorelectrohidráulico.

El transductor electrohidráulico o actuador recibe la señal eléctrica demando del cabezal de control y la aplica a las terminales de labobina. El voltaje aplicado genera una corriente a través de labobina. A cada valor de corriente corresponde una posición de lacorredera, desplazándola hacia arriba o hacia abajo. Estedesplazamiento provoca un suministro de aceite a la válvuladistribuidora o su descarga. El caudal de aceite suministrado esproporcional a la señal eléctrica de control.

Cuando no hay corriente en la bobina, esta se encuentra centrada yen equilibrio.

La señal hidráulica del actuador controla la válvula distribuidora detal manera que esta pueda suministrar la presión de aceite requeridapor el servomotor y así regular el flujo de agua a la turbina,ajustando así su velocidad.

Introducción

Los sistemas de control de excitación y los estabilizadores desistemas de potencia son tecnologías fuertemente establecidas y conaplicaciones exitosas alrededor del mundo. Aplicados correctamente,estos sistemas ofrecen la posibilidad de mejoras en la operación delos sistemas eléctricos de potencia, mejorando sus márgenes deestabilidad y asegurando la operación confiable de la red.

• El objetivo es generar y llevar potencia a un sistemainterconectado de la manera más económica y confiable posible almismo tiempo que se deben mantener los límites de voltaje yfrecuencia dentro de los rangos permitidos.

• Los cambios en la potencia real (o activa) afectan principalmente ala frecuencia del sistema, mientras que la potencia reactiva esmenos sensitiva a los cambios en la frecuencia y dependeprincipalmente en los cambios de la magnitud de voltaje.

•El lazo del regulador automático de voltaje regula la potenciareactiva y la magnitud del voltaje; un estabilizador de sistemas depotencia PSS suele ser utilizado para amortiguar oscilacioneselectromecanicas de modo local o entre áreas a través de lamodulación de la señal de excitación del AVR, por lo queactualmente se considera parte integral y necesaria del sistema decontrol de excitación.

Máquina Síncrona

Un máquina síncrona ó generador convierte energía termomecánicaen energía eléctrica. La potencia mecánica del impulsor giran laflecha del generador en el cual el campo de corriente continua(C.D.) está instalado. Esencialmente consiste de 2 elementos: unconjunto de bobinas en la armadura (estator ó inducido) y uncampo en movimiento relativo (rotor o impulsor).

Las máquinas síncronas son clasificadas en dos diseños principales –máquinas de rotor cilíndrico y máquinas de polos salientes. Elnúmero de polos es típicamente dos o cuatro.

La rotación del flujo de C.D. en el campo del generador reaccionacon los devanados del estator y, debido al principio de inducción, segenera una tensión trifásica.

Oscilaciones que se presentan en un generador cuando está

conectado a un sistema de potencia

- Oscilaciones Locales Sistema-Máquina (0.7 a 2 Hz).

- Oscilaciones Interáreas (<0.5 Hz).

- Oscilaciones Interunidades (1.5 a 3 Hz).

- Oscilaciones Torsionales (> 4 Hz).

Curva de Capabilidad

Límite de la corriente de campo

Límite de la corriente de estator

Límite de calent. en cabezales

Potencia aparente, activa y reactiva.

- Potencia aparente

La potencia aparente (también llamada compleja) de un circuito eléctrico de corriente alterna es la suma (vectorial) de

la energía que disipa dicho circuito en cierto tiempo en forma de calor o trabajo y la energía utilizada para la

formación de los campos eléctricos y magnéticos de sus componentes que fluctuara entre estos componentes y la

fuente de energía. Se la designa con la letra S y se mide en voltiamperios (VA).

Su fórmula es:

- Potencia activa

Es la potencia que representa la capacidad de un circuito para realizar un proceso de transformación de la energía

eléctrica en trabajo. Los diferentes dispositivos eléctricos existentes convierten la energía eléctrica en otras formas de

energía tales como: mecánica, lumínica, térmica, química, etc. Esta potencia es, por lo tanto, la realmente consumida

por los circuitos. Cuando se habla de demanda eléctrica, es esta potencia la que se utiliza para determinar dicha

demanda. Se designa con la letra P y se mide en vatios (W). De acuerdo con su expresión, la ley de Ohm y el

triángulo de impedancias:

- Potencia reactiva

Esta potencia no tiene tampoco el carácter realmente de ser consumida y sólo aparecerá cuando existan bobinas o

condensadores en los circuitos. La potencia reactiva tiene un valor medio nulo, por lo que no produce trabajo útil. Por

ello que se dice que es una potencia desvatada (no produce vatios), se mide en voltamperios reactivos (VAR) y se

designa con letra Q.

A partir de su expresión,

Funcionamiento de un Regulador Automático de Voltaje

•La función básica de un sistema de excitación es la de proveercorriente directa al devanado de campo de una máquina síncrona.

• Además, el sistema de excitación lleva a cabo funciones de controly protección esenciales para el funcionamiento satisfactorio delsistema de potencia por medio del control del voltaje de campo y,por ende, la corriente de campo.

•Las funciones de control incluyen el control del voltaje y la potenciareactiva, también el mejoramiento de la estabilidad del sistema.

• Las funciones de protección aseguran que los límites de capacidad de lamáquina síncrona, el sistema de excitación y otros equipos, no seanexcedidos.

• Los sistemas de excitación de los generadores mantienen la magnitud delvoltaje y controlan el flujo de potencia reactiva en el sistema.

Diagrama de Bloques

La estructura consiste de un regulador de voltaje con dos lazos decontrol (maestro-esclavo). Hay dos modos posibles de operación,dependiendo del valor de ajuste el cual es seleccionado mediante elinterruptor (S):

• Regulación por voltaje (modo de operación automático)• Regulación por corriente de campo (modo de operación manual)

Control Manual

Control Automático

Control Local

Control Remoto

Control realizado desde el AVR

Control realizado desde el Tablerodel Operador en el Cuarto de Control

Control Local y Remoto

Partes Principales

Sus partes principales son Unidad de Control, Sensado (TP’s y TC’s),Convertidores de C.A. a C.D., Interruptor de Campo Principal 41 yExcitación Inicial.

Sistema de Excitación

Pruebas Sintomáticas en Vacío

* Excitación y DesexcitaciónVerificar a partir de las gráficas obtenidas, la operación correcta del sistema deexcitación (incluyendo la excitación inicial), el sistema de desexcitación, el tiemponecesario para excitar o desexcitar al alternador y el comportamiento de la tensión ycorriente del devanado de campo del generador.

* Escalón de TensiónEvaluar el comportamiento que presenta el sistema de control de excitación ante laseñal típica de prueba (escalón) y verificar que los parámetros característicos derespuesta cumplan con lo especificado por Comisión. Los parámetros característicosson: tiempo de respuesta, tiempo de sobrepaso, tiempo de estabilización, constantede amortiguamiento, sobrepaso, y techos de máxima y mínima excitación.

* Seguidor AutomáticoDeterminar la magnitud del error y la estabilidad que tiene el regulador de tensión altransferirlo de operación automática a manual y viceversa.

* Limitador Volts/HertzVerificar que el Limitador mantiene la relación V/Hz del alternador, por abajo de lamáxima permitida por el grupo generador-transformador de máquina.

Pruebas Sintomáticas con Carga

* Limitador de Mínimo Excitación (MEL)Verificar y/o ajustar la característica de operación del Limitador a diferentes cargas, de acuerdo a la curva decapacidad del generador, para que al actuar inhiba la acción del regulador de tensión automático evitando que laexcitación del alternador disminuya a tal grado, que la unidad pierda estabilidad o sufra calentamiento en loscabezales estator.

* Limitador de Máxima Excitación (OEL)Verificar y/o ajustar la característica de operación del Limitador a diferentes cargas de acuerdo a la curva decapacidad del alternador para que al actuar inhiba la acción del regulador de tensión automático, evitando que lacorriente de campo del alternador rebase el valor de diseño y pueda dañar al devanado del campo del alternador.

* Compensador de ReactivosDeterminar las características estáticas del dispositivo que permite distribuir uniformemente, entre los alternadoresoperando en paralelo, la carga reactiva existente en la red eléctrica, así como también verificar el ajuste dado por elcompensador de reactivos en función de la tensión del generador.

* Escalón de ReactivosConocer las características de amortiguamiento y los tiempos de respuesta del sistema de control de excitacióncuando se presentan variaciones bruscas de reactivos en el sistema.

* Estabilizador de Potencia ActivaComprobar que los ajustes del estabilizador de potencia (PSS) permiten corregir el ángulo interno del alternador alocurrir perturbaciones en la red eléctrica, que hagan variar súbitamente la potencia eléctrica suministrada por launidad. La acción correctiva del estabilizador de potencia se hace a través del regulador de tensión, variando laexcitación de la unidad. Su acción se inhibe durante la operación del variador de carga, el compensador defrecuencia, el control de grupo y alguna otra función recomendada por el fabricante. La acción del estabilizador eslimitada por medio de su ajuste y su máxima contribución permitida es de 10 % de la señal de referencia.

La revolución de la instrumentación virtual

Soluciones de Instrumentación y Automatización creadas por el usuario, basadas en PC

Instrumentos Tradicionales

¿Qué es Instrumentación Virtual?

Procesador

RAM

ROM

Pantalla

Fuente dePoder

Disco Duro

Servicios de medición& Aplicaciones conSoftware

Hardware Modular

Sensores o Unidades Bajo Prueba (UUT)

Aplicaciones de la Instrumentación Virtual

Pruebas

◦ Mediciones Físicas/Ambientales

◦ Validación de prototipos.

◦ Pruebas de Manufactura.

◦ Y más …

Control

◦ Industrial monitoring and control

◦ Monitoreo y control industrial.

◦ Control de movimiento.

◦ Y más …

Diseño

◦ Simulación y prototipos.

◦ Caracterización de diseños.

◦ Y más …

Adquisición de

Datos

Software estándar en la industria para desarrollo

Fuente: Investigación de 400 lectores estadounidenses T&M World, EDN, Design News, and R&Dmagazines, Q1 2004

Software Used for PC-Based Data Acquisition and Instrument Control

Software Used for PC-Based Data Acquisition and Instrument Control

4%

4%

10%

13%

32%

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

LabWindows/CVI

MATLAB

Visual C++

Microsoft Visual Basic

LabVIEW

Software relacionados

– Wolfram Research Mathematica®

– Microsoft Excel®

– MathSoft MathCAD®

– Electronic Workbench MultiSim®

– Texas Instruments Code Composer Studio®

– The MathWorks MATLAB® and Simulink®

– Ansoft RF circuit design software

– Microsoft Access®

– Microsoft SQL Server®

– Oracle®

– Other

Plataformas tecnológicas comerciales

Protocolos de Comunicación

– Ethernet

– CAN

– TCP/IP

– DeviceNet

– USB

– IEEE 1394

– RS-232

– GPIB

– RS-485

– BlueTooth

– Other

Windows, Mac, Linux, Sun

E/S en red

Tarjeta PC

Workstation

Portátil (PDA)

Embedded(FPGA)

Ordenador industrial (PXI)

Wireless

Sensor

Tektronix osciloscopios de ventana abierta

LabVIEW en todas partes

Panel frontal• Controles = entradas• Indicadores = salidas

Diagrama de bloque• Programa de acompañamiento

para el panel frontal• Componentes “cableados”

entre si

Programas de LabVIEW se llaman instrumentos virtuales (VIs)

Barra de herramientasdel panel frontal

Leyenda del gráfico

ControlBooleano

Gráfico deForma de onda

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Digital• Operaciones de conteo

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• VIs para ejecutar una

tarea

• Un serie de VIs para

todos los tipos de

mediciones

DAQ – Adquisición De Datos

Adquisición de temperatura utilizando el Asistente de DAQ

(DAQ Assistant)

Terminología de la Adquisición de Datos

Resolución – Determina cuantos diferentes cambios de voltajespueden ser medidos

◦ Resolución mas grande Una representacion mas exacta de

la señal

Rango – Voltajes mínimos y máximos

◦ Rango mas pequeño Una representación mas precisa de la

señal

Gain (ganancia) – Amplifica o atenúa la señal para un mejorajuste del rango

Conexiones de Hardware

BNC-2120

SCB-68

NI-ELVIS

SC-2075

Adquisición de Datos Simples

Complete el VI de conversión de C a F (Conversion C a F.vi), y después cree el VI Termómetro (Thermometer.vi).

Ciclo Mientras

◦ Tiene una Terminal de Iteración

◦ Siempre corre al menos una vez

◦ Corre de acuerdo a la Terminal Condicionante

• Ciclos Para

– Tiene una Terminal de Iteración

– Corre de acuerdo a la entrada N de la Terminal de Conteo

Gráfica de forma de onda –indicador númerico especial que puede mostrar una historia de valores

Controles >> Indicadores de Gráficas >> Gráfica de forma de onda

Gráficos

Haga Clic Derecho en la grafica y seleccione Properties(propiedades) para poder personalizar interactivamente

Usando Graficos de Forma de Onda (Waveform )

Incluye las funciones de apertura, escritura, cierre y manejo deerrores

Maneja el formateo de cadenas de caracteres (strings) ya seacon delimitación por medio de tab o de coma

La función de concatenar señales es usada para combinar datosen datos de tipo dinámico

File » Print… Da muchas opciones de impresion

◦ Seleccione la Impresión del Icono, el Panel Frotal, el Diagrama deBloques, La Jerarquía del VI, SubVIs Incluidos, Historia del VI

Print Panel.vi (Programaticamente imprime un Panel Frontal)

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Generar e Imprimir Reportes (Functions » Output » Report)

El simulador visto desde el Sistema de Excitación reproduce elcomportamiento estático y dinámico del generador, la turbina, losgeneradores adyacentes y la red eléctrica para realizar pruebassintomáticas normalizadas y no normalizadas al sistema deexcitación.

Tipos de Pruebas Aplicables

• Aplicación de pruebas de respuesta normalizadas a sistemas deexcitación.• Pruebas de respuesta dinámica a limitadores de mínimaexcitación, máxima excitación, V/Hz.• Respuesta a condiciones dinámicas a niveles de disturbio.• Respuesta a la frecuencia a estabilizadores de potencia.

Siempre que pensamos en un Sistema Eléctrico de Potencia,pensamos en sus partes mas impresionantes:

• Generadores• Transformadores• Líneas de Transmisión• Interruptores• Reactores y capacitores

Sin embargo, las protecciones eléctricas también forman parte muyimportante de un Sistema Eléctrico de Potencia:

Algunos autores han dicho que un Sistema Eléctrico de Potencia sinesquemas de protecciones, equivale a un vehículo sin frenos.

El relevador de protección es un dispositivo eléctrico diseñado pararesponder a señales de entrada previamente definidas y una vezcumplidas éstas, provocar un cambio abrupto en los circuitoseléctricos asociados.

Estas señales de entrada usualmente son eléctricas, pero tambiénpueden ser mecánicas o térmicas.

El objetivo principal es la detección de fallas en el sistema paradesconectar de la forma más rápida posible el elemento fallado conel propósito de reducir los efectos que produce una falla eléctrica.

Las protecciones no pueden evitar las fallas ya que éstas últimassiempre están presentes, sin embargo si se pueden minimizar susefectos.

Básicamente existen 4 tipos de falla:

• De fase a tierra (80%)• Dos fases a tierra (10%)• Entre fases (8%)• Trifásicas (2%)

¿Cuál es el tipo de falla más frecuente?

Las fallas en Líneas de Transmisión y circuitos de distribución.Esto es debido a que esta parte del Sistema Eléctrico de Potencia seencuentra expuesto a las condiciones atmosféricas y al medio ambiente.

¿Cuál es el tipo de falla que más afecta al Sistema Eléctrico dePotencia?

Las fallas en buses.Esto es debido a que para eliminar todas las aportaciones de corriente defalla al punto de falla es necesario abrir todos los interruptores asociadosal bus fallado.

¿Cuál es el tipo de falla más costoso?

Las fallas en los Generadores y Transformadores.Esto es debido al daño que sufren los generadores y transformadores ydesde luego al costo significativo de la energía de reemplazo.

Confiabilidad:Que el relevador opere cuando sea requerido, (dependabilidad) y noopere cuando no sea requerido (seguridad).Selectividad:Que el relevador identifique al equipo fallado y desconecte solo a éste.Sensibilidad:Que el relevador opere con los mínimos valores de falla.Rapidez:Que el relevador opera lo más rápido posible para evitar dañosmayores ó pérdidas de estabilidad ó sincronismo.Simplicidad:Que el relevador sea sencillo en su construcción y diseño y en lacircuitería asociada para alcanzar los objetivos del sistema deprotección.Economía:Que se obtenga la máxima protección al menor costo.

Protección primaria (PP1):Es aquella que tiene la función de detectar y disparar en primerainstancia, únicamente los interruptores que conectan al elementofallado con el resto del sistema.

Protección de respaldo (PR):Local: Opera dentro de la zona de protección, luego de haber falladola protección primaria (PP1).Remoto: Opera fuera de su zona de protección, pero con un tiempomayor. Afecta más zonas de protección.

Protección redundante (PP2):Tiene la misma función que la protección primaria (PP1), perotrabaja con otras señales de TC’s y TP’s. Le pega a la bobina dedisparo 2 del interruptor. Tiene una filosofía de operación distinta ala PP1.

1.- Elemento principal.2.- Relé de tiempo retardado para arranque ó cierre.3.- Relé de enlace ó verificación.4.- Contactor principal.5.- Elemento de paro.6.- Interruptor de arranque.7.- Interruptor de ánodo.8.- Elemento de desconexión de la fuente de control.9.- Elemento reversible.10.- Switch de secuencia unitaria.11.- Dispositivo multifunción.12.- Elemento de sobrevelocidad.13.- Elemento de velocidad síncrona.14.- Elemento de baja velocidad.15.- Elemento de coincidencia de velocidad o frecuencia.17.- Switch de descarga ó de conexión en shunt.18.- Elemento de aceleración ó desaceleración.19.- Contactor de transición entre el arranque y marcha.20.- Válvula operada eléctricamente.

21.- Relé de distancia.22.- Interruptor de circuito igualador.23.- Elemento de control de temperatura.24.- Relé de sobreexcitación.25.- Relé de sincronización ó verificador de sincronismo.26.- Elemento de aparato térmico.27.- Relé de bajo voltaje.28.- Detector de flama.29.- Contactor de aislamiento.30.- Relé anunciador.31.- Elemento de excitación separada.32.- Relé de potencia direccional .33.- Switch de posiciones.34.- Switch de secuencia principal.36.- Elemento de polaridad o de voltaje de polarización.37.- Relé de baja potencia ó baja corriente.38.- Elemento de protección de chumacera.39.- Monitor de conducción mecánica.40.- Relé de pérdida de campo.

41.- Interruptor de campo.42.- Interruptor de marcha .43.- Elemento selector de transferencia manual.44.- Relé de arranque de secuencia unitaria.45.- Monitor de condiciones atmosféricas.46.- Relé de corriente de secuencia negativa.47.- Relé de voltaje de secuencia de fase.48.- Relé de secuencia incompleta.49.- Relé térmico de transformador ó de máquina.50.- Relé de sobrecorriente instantáneo.51.- Relevador de sobrecorriente temporizado.52.- Interruptor de corriente alterna .53.- Relé de excitador ó generador.55.- Relé de factor de potencia.56.- Relé de aplicación de campo.57.- Elemento de cortocircuito o de conexión a tierra.58.- Relé de falla para rectificador de potencia.59.- Relé de sobrevoltaje.60.- Relé de desbalance de voltajes.

62.- Relé de tiempo retardado para arranque ó apertura.63.- Relé de sobrepresión de gases (Buchholz).64.- Relé de falla a tierra.65.- Gobernador.66.- Elemento de aceleración intermitente.67.- Relé direccional de sobrecorriente.68.- Relé de bloqueo.69.- Dispositivo de control permisivo.70.- Reóstato operado eléctricamente.71.- Relé de nivel.72.- Interruptor de Corriente Directa.73.- Contactor de resistor de carga.74.- Relé de alarma.76.- Relé de sobrecarga de C.D.77.- Transmisor de pulsaciones.78.- Relé de pérdida de sincronismo.79.- Relé de recierre de C.A.80.- Switch de flujo.

81.- Relé de frecuencia.82.- Relé de recierre de C.D.83.- Relé de transferencia .84.- Mecanismo de operación.85.- Protección de hilo piloto.86.- Relé de bloqueo sostenido.87.- Relé de protección diferencial.88.- Motor auxiliar ó grupo motor generador.89.- Switch de línea (cuchilla).90.- Elemento de regulación.91.- Relé de voltaje direccional.92.- Relé de voltaje y potencia direccional.93.- Contactor de cambio de campo.94.- Relé de disparo libre.

Introducción

Los generadores eléctricos tienen características especiales queexigen esquemas de protección muy distintos a los empleados en lamayoría de los elementos de un sistema de potencia.

Son equipos que se encuentran sometidos a condiciones deoperación muy variadas, arranques, paros, controles, etc.Por otra parte, éstos equipos tienen un rango de operación fuera desus valores nominales muy pequeño comparado con otro equipoprimario.

Esto exige que además de la protección de fallas, cuente conprotecciones de respaldo, que impidan que el generador opere enforma prolongada bajo condiciones anormales.

Así también, recordemos que una falla en un generador es casisiempre permanente y su reparación requiere por lo regular demucho tiempo y horas hombre.

Y algo que no debemos olvidar, es que adicional al costo del dañodel equipo y de la asignación de recursos materiales y humanos, elcosto de la energía de reemplazo es bastante significativo, ya queademás de la energía que se deja de producir, ésta última sereemplaza por otra que se produce a un costo mas elevado.

Por todo lo anterior, es muy importante seleccionar bien el esquemade protecciones de generador de tal manera que sea completo, conprotecciones sensibles, confiables, redundantes y bien ajustadas.

Protección típica de un generador:

50-51N

87G

46 21

32

40

78

60

24

81

59

87T51NT

59GN

87GT

64F

Protección de Generadores

Protección diferencial contra falla entre fases del estator. 87G.Protección contra falla a tierra del estator. 64G.Protección contra falla a tierra del campo. 64F.Protección contra sobrecorrientes de fase. 50/51.Protección contra sobrecorrientes de neutro. 50/51N.Protección contra pérdida de excitación. 40.Protección contra potencia inversa. 32.Protección contra baja frecuencia. 81.Protección contra sobreexcitación. 24.Protección contra sobrevoltaje. 59.Protección contra pérdida de sincronismo. 78.Protección contra corrientes de secuencia negativa. 46.Protección contra sobrecorriente del neutro del transformador. 51NT.Protección de respaldo del sistema. 21.Protección contra desbalance de voltajes. 60.

Protección diferencial de Generador (87G)

Una falla de fase en el devanado del estator del generador essiempre considerada como seria debido a las altas corrientesencontradas y el daño potencial a los devanados de la máquina, asícomo a las flechas y el acoplamiento.Normalmente se usa un relé diferencial de alta rapidez para detectarfallas trifásicas, de fase a fase y de doble fase a tierra. Las fallas deuna fase a tierra no son normalmente detectadas por los relésdiferenciales de máquinas, a menos que su neutro esté puesto atierra sólidamente o con baja impedancia.Su filosofía de operación se basa en la comparación de corrientesque entran y salen del generador y que son comparadas en laprotección diferencial. La suma de éstas debe ser igual a cero. Encaso contrario se energiza la bobina de operación y manda salida dedisparo.

Protección diferencial de Generador (87G)

La protección 87G actúa sobre:

87G

87T

87GT

Turbina

Transferenciade

auxiliares

La protección 87G actúa sobre:

87G

87T

87GT

Turbina

Transferenciade

auxiliares

Protección diferencial de Grupo (87GT)

Es el esquema redundante mas común para respaldar fallas entrefases en el estator del generador que en primera instancia deben serlibradas por la 87G por lo que las corrientes de entrada son tomadasde un juego distinto de TC’s.

Un relé diferencial de grupo protege tanto al generador como altransformador elevador dentro de una zona diferencial. Para estaaplicación se usa un relé diferencial de transformador con restricciónde armónicas.

Protección diferencial de Generador (87GT):

La protección 87GT actúa sobre:

87G

87T

87GT

Turbina

Transferenciade

auxiliares

La protección 87GT actúa sobre:

87G

87T

87GT

Turbina

Transferenciade

auxiliares

Protección contra fallas a tierra del estator del generador(64G)

El método usado de puesta a tierra del estator en una instalación degenerador determina el comportamiento del generador durantecondiciones de falla a tierra.

Si el generador está sólidamente puesto a tierra aportará una muy altamagnitud de corriente a una falla de una línea a tierra en susterminales, acompañada de una reducción del 58% en las tensionesfase-fase que involucran la fase fallada y de un ligero desplazamientode la tensión de neutro. Las altas magnitudes de corriente de falla queresultan son inaceptables debido al daño que la falla puede causar.

Por otra parte, si el generador no está puesto a tierra aportará unacantidad de corriente despreciable a una falla franca en susterminales, sin reducción en las tensiones fase-fase en terminales y uncompleto desplazamiento en la tensión de neutro.

Aunque las corrientes de falla son despreciables, las tensiones de líneaa tierra en las fases no falladas pueden elevarse durante las fallas conarqueo a niveles altamente peligrosos los cuales podrían causar la falladel aislamiento del generador.Como resultado, los devanados del estator de generadores grandesson puestos a tierra de tal forma que reduzcan las corrientes de falla ylas sobretensiones y proporcionen un medio de detectar la condiciónde falla a tierra lo suficientemente rápido para prevenir elcalentamiento del hierro.Dos tipos de puesta a tierra son ampliamente usados en la industria,los denominados como puesta a tierra de baja y de alta impedancia.Este último es el más común.Su filosofía de operación se basa prácticamente en la detección devoltaje en el neutro de un sistema que opera a través de unaimpedancia alta.La desventaja de éste esquema es que sólo se alcanza a cubrir el 95%del devanado del estator del generador ya que para fallas muycercanas al neutro del generador la corriente se hace despreciable y elrelevador de sobrevoltaje no alcanza a ver el incremento de tensión.

Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G)

Protección contra fallas a tierra del estator del generador(64G)

Para solucionar ésta problemática y alcanzar a cubrir el 100% deldevanado del estator del generador para fallas a tierra, se utiliza unatécnica basada en la tensión de tercera armónica.

Su filosofía de operación es muy sencilla y está basada en el nivel detensión de tercera armónica existente en el neutro y terminales delgenerador.

Para una falla a tierra en el neutro, el voltaje de tercera armónica sehace cero en ese punto y se incrementa en las terminales delgenerador. Y para una falla a tierra en terminales del generadorsucede lo contrario.

Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G)

La protección 64G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

64G

La protección 64G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

64G

Protección contra fallas a tierra del campo del generador(64F)

El circuito de campo de un generador es un sistema de C.D. nopuesto a tierra. Una sola falla a tierra generalmente no afectará laoperación de un generador ni producirá efectos de daño inmediato.

Sin embargo, una segunda falla a tierra provoca que una parte deldevanado de campo se cortocircuite, produciendo flujosdesbalanceados en el entrehierro de la máquina.

Los flujos desbalanceados producen fuerzas magnéticasdesbalanceadas las cuales dan como resultado vibración y daño dela máquina.

Existen varios métodos de uso común para detectar tierras en elcampo del rotor.

En el método mostrado en la siguiente figura, una fuente de tensiónde C.D. en serie con una bobina del relé de sobretensión esconectada entre el lado negativo del devanado de campo delgenerador y tierra. Una tierra en cualquier punto del campo causaráque el relé opere.

Por lo regular se usa un retardo de tiempo de 1.0–3.0 segundospara evitar operaciones innecesarias debidas a desbalancestransitorios momentáneos del circuito de campo con respecto atierra.

Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F)

Protección contra fallas a tierra del campo del generador(64F)

Otro método utilizado usa un divisor de tensión y un relé sensible desobretensión entre el punto medio del divisor y tierra.

De ésta forma, cuando el lado positivo o negativo del circuito decampo se va a tierra, en el relevador de sobrevoltaje se detecta lamáxima tensión.

Una fallas a tierra justo al centro del devanado de campo no serávista por el relé, sin embargo, los cambios en la tensión delexcitador moverán el punto ciego de ese centro.

Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F):

La protección 64F actúa sobre:

Por lo regular solo manda una señal de alarma para que se efectúe unarevisión en la primera oportunidad que la unidad salga de línea.Sin embargo, deberá forzosamente hacerse ésta revisión del devanado decampo ya que una segunda falla es mas probable después de que aparecela primera y ésta sería de mayores consecuencias.

Protección contra pérdida de excitación (40G)

La pérdida parcial o total de campo de un generador sincrónico esperjudicial tanto al generador como al sistema de potencia al cualestá conectado.

Una condición de pérdida de campo no detectada puede tenertambién un impacto devastador sobre el sistema de potencia,causándole una pérdida del soporte de potencia reactiva y creandouna toma sustancial de potencia reactiva.

En generadores grandes esta condición puede incluso provocar uncolapso de tensión del sistema de una gran área.

El esquema de protección más popular y confiable para la detecciónde la pérdida de excitación usa un relé de distancia tipo mho condesplazamiento (offset).

El relé es conectado a las terminales de la máquina y alimentadocon tensiones y corrientes en terminales. El relé mide la impedanciavista desde las terminales de la máquina y opera cuando laimpedancia de la falla cae dentro de la característica circular.

Se usa una combinación de una unidad de impedancia, una unidaddireccional y una unidad de baja tensión ajustadas para “ver haciadentro” de la máquina.

Protección contra pérdida de excitación (40G)

La protección 40G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

40

La protección 40G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

40

Protección contra potencia inversa (32G)

La pérdida total de la turbina mientras el generador está conectadoal sistema eléctrico y el campo excitado provocará que el sistemaopere la unidad como un motor síncrono.

Esto, en las turbinas de vapor provoca sobrecalentamiento y severosdaños a los alabes de la turbina. En las turbinas hidráulicas provocacavitación en los alabes de la turbina, lo cual tampoco es deseable.

El método de protección mas utilizado es el que usa en relédiferencial de potencia inversa que opera cuando entra potencia realal generador.

Protección contra potencia inversa (32G)

La protección 32G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

32

La protección 32G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

32

Protección contra baja frecuencia (81G)

En un sistema de potencia pueden ocurrir dos tipos de condiciones defrecuencia anormal:La de baja frecuencia ocurre como resultado de una súbita reducción en lapotencia de entrada por la pérdida de generadores. Esto produce undecremento en la velocidad del generador, lo que causa una disminución dela frecuencia del sistema.La condición de sobrefrecuencia que ocurre como resultado de una pérdidasúbita de carga. La potencia del impulsor que alimentaba la carga inicial esabsorbida por la aceleración de otras unidades y provoca un incremento enla frecuencia del sistema.Es casi seguro que una operación a baja frecuencia de la unidad, esacompañada por valores altos de corriente de carga tomada del generador.Esto podría causar que se exceda la capacidad térmica de tiempo corto delgenerador.La consideración principal en la operación de una turbina de vapor bajocarga a frecuencia diferente de la síncrona es la protección de los álabeslargos en la sección de baja presión de la turbina.

Protección contra baja frecuencia (81G)

La protección 81G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

81

La protección 81G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

81

Protección contra sobreexcitación (24V/Hz)

Los relés de sobreexcitación, o V/Hz, son usados para proteger a losgeneradores y transformadores de los niveles excesivos de densidad de flujomagnético.

La sobreexcitación de un generador o cualquier transformador conectado a lasterminales del generador ocurrirá típicamente cuando la relación tensión afrecuencia, expresada como Volts por Hertz (V/Hz) aplicada a las terminalesdel equipo exceda los límites de diseño.

A estos altos niveles, las trayectorias del hierro magnético diseñadas parallevar el flujo normal se saturan, y el flujo comienza a fluir en trayectorias dedispersión no diseñadas para llevarlo.

Los campos magnéticos de dispersión son más dañinos en los extremos delnúcleo del generador, donde el campo magnético marginal puede inducir altascorrientes de Eddy en las componentes del ensamble del núcleo sólido y enlas laminaciones del extremo del núcleo. Esto da como resultado pérdidas ycalentamiento mayores en esas componentes.

Protección contra sobreexcitación (24V/Hz)

Protección contra sobreexcitación (24V/Hz)

Existen tres esquemas de protección comúnmente empleados pararelés de V/Hz en la industria. Estos esquemas son: nivel simple,tiempo definido; nivel dual, tiempo definido; y tiempo inverso.Una investigación reciente sobre protección de generadoresencontró que casi todas las unidades mayores de 100 MW tienenprotección de V/Hz para el generador. La mayoría de las unidadesgrandes (cerca del 60%) usan el esquema de nivel dual, de tiempodefinido.

La protección 24V/Hz actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

24

La protección 24V/Hz actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

24

Protección contra sobrevoltaje (59)

La sobretensión sin sobreexcitación (V/Hz) puede ocurrir cuando ungenerador tiene una sobrevelocidad debida a un rechazo de carga, auna falla severa y repentina, o a alguna otra razón; en estos casosno ocurre una sobreexcitación porque la tensión y la frecuenciaaumentan en la misma proporción; por tanto, la relación V/Hzpermanece constante.

En los relés de sobretensión, el pickup debe ser ajustado arriba dela máxima tensión de operación normal; el relé puede tener unacaracterística de tiempo inverso o definido para darle oportunidad alregulador de responder a condiciones transitorias antes de queocurra el disparo.

Adicionalmente, puede ser aplicado un elemento instantáneo parasobretensiones muy altas.

La protección 59 actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

59

La protección 59 actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

59

Protección contra corrientes de secuencia negativa (46)

Existen numerosas condiciones del sistema que pueden causar corrientestrifásicas desbalanceadas que producen componentes de secuencia negativa,la cual induce una corriente de doble frecuencia en la superficie del rotor.

Estas corrientes en el rotor pueden causar altas y dañinas temperaturas enmuy corto tiempo. La corriente de secuencia negativa gira en la direcciónopuesta a la del rotor. El flujo producido por esta corriente visto por el rotortiene una frecuencia de dos veces la velocidad síncrona como resultado de larotación inversa combinada con la rotación positiva del rotor.

El efecto piel de la corriente de doble frecuencia en el rotor causa esfuerzosen los elementos superficiales del rotor.

El calentamiento por secuencia negativa más allá de los límites del rotorresulta en dos modos de falla. Primero, las ranuras son sobrecalentadas alpunto donde ellas se recosen lo suficiente para romperse. Segundo, elcalentamiento puede causar que los anillos de retención se expandan yfloten libres del cuerpo del rotor lo que resulta en arqueos en los soportes.

Protección contra corrientes de secuencia negativa (46)

Protección contra corrientes de secuencia negativa (46)

Con las capacidades de desbalance de corriente del generadordefinida por la corriente de secuencia negativa medida en el estator,puede ser usado un relé de sobrecorriente de tiempo de secuencianegativa para proteger al generador.

Estos relés constan de un circuito de segregación de secuencianegativa alimentado por las componentes de fase y/o residual, lascuales controlan una función de relé de sobrecorriente de tiempo.Las características de sobrecorriente de tiempo son diseñadas paraigualar al máximo las características I2

2 del generador.

La protección 46G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

46

La protección 46G actúa sobre:

Turbina

Transferenciade

auxiliares

46

Protección contra desbalance de voltajes (60)

La pérdida de señal de TP's puede ocurrir debido a diversas causas.La causa más común es la falla de fusibles. Otras causas pueden seruna falla real del TP o del alambrado, un circuito abierto en elensamble extraíble, un contacto abierto debido a la corrosión o unfusible fundido debido a un cortocircuito provocado por undesarmador durante mantenimiento en línea.

La pérdida de la señal de TP puede causar operación incorrecta ofalla de los relés de protección o un desbocamiento del regulador detensión del generador, llevándolo a una condición desobreexcitación.

Protección contra desbalance de voltajes (60):

Protección contra energización inadvertida

Cuando un generador es energizado mientras esta fuera de línea y girando, orodando hacia el paro, se convierte en un motor de inducción y puede serdañado en unos pocos segundos. También puede ocurrir daño en la turbina.

Cuando esto ocurre y el generador actúa como un motor de inducción, éstetoma del sistema de cuatro a seis veces la corriente nominal del estator. Estasaltas corrientes en el estator inducen altas corrientes en el rotor y lo dañan demanera inmediata.

Errores de operación, arqueos de contactos del interruptor, malfuncionamiento del circuito de control o una combinación de estas causas handado como resultado que el generador llegue a ser energizadoaccidentalmente mientras está fuera de línea.

Actualmente la mayoría de los relevadores digitales proporcionan elementospara armar esquemas y lógicas de disparo bastante efectivas. El siguiente esel circuito lógico de control para armar la lógica de disparo por energizacióninadvertida en un relevador digital, basado en la supervisión de corrientes,voltaje y posición de quebradora de campo.

Protección contra energización inadvertida

50L

!50L27V1

!41

Trip interruptor

PUD

DOD

Protección contra falla de interruptor (50FI)

Un esquema de falla de interruptor necesita ser iniciado cuando los relés deprotección del sistema operan para disparar al interruptor del generador,pero el interruptor falla al operar.

La protección de falla de interruptor prevé el disparo de los interruptores derespaldo si una falla o condición anormal es detectada por los relés deprotección y el interruptor del generador no abre después de la iniciacióndel disparo.

Igual que en todos estos esquemas, cuando los relés de proteccióndetectan una falla interna o una condición de operación anormal, intentarándisparar al interruptor del generador y al mismo tiempo iniciar el timer defalla de interruptor.

Si un interruptor no libera la falla o condición anormal en un tiempoespecificado, el timer disparará a los interruptores necesarios para removeral generador del sistema.

Protección contra falla de interruptor (50FI)

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