QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE -...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

Estudio del Ajuste y Operación de la Aplicación del

Relevador SEL-300G Aplicado a un Generador Síncrono.

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTAN

C. DÍAZ CADENA CUAUHTLI RAÚL

C. SÁNCHEZ AGUILAR FERNANDO

ASESORES:

ING. EVARISTO VELÁZQUEZ CAZARES

ING. GUILLERMO BASILIO RODRÍGUEZ

MEXICO D.F. DICIEMBRE 2009

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LOPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE lNGENIERO ELECTRIOSTA

POR LA OPCION DE TITULACION TESISCOLECTIVAYEXAMENORALINDNIDUAL

DEBERA(N) DESARROLLAR c. CUAlJHIURAúLDÍAZCADENA c. FERNANDOSÁNCHEZAGUIIAR

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

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

);> OBJETIVO. );> JUSTIFICACIÓN. );> PLANTEAMIENTO DEL. PROBLEMA. );> SITUACIÓN ACTUAL );> TEORÍA DEL GENERADO . );> PROTECCIÓN DEI..; GENE~OR );> AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G. );> PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN. );> ANÁLISIS DE RESULTADOS. );> CONCLUSIONES. );> RECOMENDACIONES FUTURAS.

A 3 DE SEPTIEMBRE DE 2010

ASESORES

Estudio del Ajuste y Operación de la Aplicación del Relevador SEL-300G a un Generador Síncrono.

i

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

En toda la experiencia adquirida en mi carrera a Nivel Superior y la

conclusión del trabajo de tesis, ha habido personas que merecen las

gracias, porque sin su valiosa aportación no hubiera sido posible éste

trabajo y también, hay quienes las merecen por haber plasmado su huella

en mi camino.

A mis padres, Félix y Felicitas, les agradezco infinitamente su apoyo, su

guía, su amor, su confianza y comprensión, que me han brindado a lo

largo de mi vida y que gracias a eso, he logrado alcanzar

satisfactoriamente mis objetivos.

A mis hermanos, Juan Luis y Jocelyn, por su cariño, por su amistad, por

sus palabras de aliento, que me ayudaron a seguir adelante.

Agradezco los comentarios y sugerencias de los sinodales de esta tesis, al

Ing. Guillermo Basilio Rodríguez, a la M. en C. Erika Virginia De Lucio

Rodríguez, por su gran aportación.

Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Evaristo Velázquez

Cazares por la dirección de esta tesis y por todo el apoyo y confianza que

me brindo, para poder llevar acabo mi labor y su capacidad para guiar mis

ideas ha sido un aporte invaluable.

Quiero expresar también mi más sincero agradecimiento al Ing. Pedro

Carlos Bernal Juárez, por encima de todo, su disponibilidad y paciencia.

No cabe duda que su participación ha enriquecido el trabajo realizado y

además, ha significado el surgimiento de una sólida amistad.

Por todas estas grandes personas, que acabo de mencionar y por las que

me faltaron, les quiero decir: “Muchas gracias por todo el apoyo, tiempo,

sabiduría y amistad, que me han obsequiado”.

Cuauhtli Raúl Díaz Cadena.


ii

Este trabajo realizado es el fruto de varios años de desarrollo académico

que me dejo con muchas experiencias no solo profesionales si no también

personales, que ayudaron a superar dificultades en este periodo de tiempo

de mi vida como estudiante, aun queda más por hacer pero quiero dedicar

estas palabras y este trabajo a quien se lo meceré.

A Dios por brindarme la oportunidad de vivir y darme la capacidad de

tomar decisiones en ciertos momentos de mi vida, además de conocer

gente que a lo largo de la carrera fueron parte importante de mi formación

profesional y personal.

Quiero expresar mi gratitud a quienes fueron mi soporte estos años, a mi

querido padre Felipe de Jesús Sánchez Pérez y a mi madre Rufina Aguilar

Flores que con su apoyo, cariño y amor fue posible terminar una profesión,

se que las palabras no bastan para agradecer tanto, pero espero que esto

sea una pequeña forma de hacerlo.

También quiero expresar mi gratitud más sincera al Ing. Evaristo

Velázquez Cazares por su paciencia, devoción, confianza y la capacidad

única que ayudo al desarrollo de este trabajo, su dirección en esta tesis fue

de vital importancia, muchas gracias!!.

Por otra parte a mis maestros y sinodales que tuvieron parte en el

desarrollo de este trabajo al Ing. Guillermo Basilio Rodríguez y a la M. en

C. Erika de Lucio Rodríguez, gracias por su apoyo y paciencia.

A lo largo de mi vida eh contado con el apoyo de mi familia, amigos y

maestros y a todos ellos solo tengo que decirles MUCHAS GRACIAS.

Fernando Sánchez Aguilar

“El agradecimiento que sólo consiste en el deseo es cosa muerta como es

muerta la fe sin obras.”

(Miguel Cervantes de Saavedra)


iii

Í N D I C E

Agradecimientos. i Índice. iii Índice de figuras. viii

Índice de tablas. x

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN.

I.1 Objetivo. 2 I.2 Justificación. 2

I.3 Planteamiento del problema. 3 I.4 Situación actual. 3

I.4.1 Sistemas de protección directos. 3 I.4.1.1 Fusibles. 3 I.4.1.2 Relevadores directos. 4

I.4.2 Sistemas de protección indirectos. 4 I.4.2.1 Sistemas electromagnéticos. 4 I.4.2.2 Sistemas de bobina móvil. 5

I.4.2.3 Sistemas de electrónica convencional. 5 I.4.2.4 Sistemas electrónicos digitalizados. 5

CAPÍTULO II

TEORÍA DEL GENERADOR.

II.1 Introducción. 7

II.2 Tipos de generador. 8 II.2.1 Generadores de Corriente Continua. 8

II.2.1.1 Construcción mecánica. 8

II.2.1.1.1 Estator. 8 II.2.1.1.2 Devanado del campo. 9

II.2.1.1.3 Escobillas. 9

II.2.1.2 Devanados de la armadura. 10 II.2.2 Generador de Corriente Alterna. 10

II.2.2.1 Generador síncrono básico. 10 II.2.2.2 Estructura general de la máquina síncrona. 11 II.2.2.3 Rotor de polos salientes. 14

II.2.2.4 Rotor de polos lisos. 16 II.2.2.5 Aspectos de la construcción del estator. 17

II.2.2.5.1 La carcasa. 17 II.2.2.5.2 El núcleo magnético del estator. 17


iv

II.3 Consideraciones generales sobre la protección de los generadores. 18

II.3.1 Conexión de generadores a un sistema de potencia. 18 II.4 Modelo de cortocircuito del generador síncrono. 20

II.4.1 Representación de componentes simétricas. 20

II.5 Decaimiento de la corriente de falla del generador. 22 II.5.1 Conexiones de redes de secuencia de fallas. 23

II.6 Prácticas de puesta a tierra del generador. 27

CAPÍTULO III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR. III.1 Introducción. 28

III.2 Fallas en el generador. 29 III.2.1 Cortocircuitos. 29

III.2.1.1 Fallas de fase. 29 III.2.1.2 Fallas de tierra. 29 III.2.1.3 Fallas desbalanceadas. 30

III.2.2 Contactos monofásicos con tierra en redes con neutro aislado. 30

III.2.3 Fases abiertas. 30

III.3 Regímenes anormales en el generador. 31 III.3.1 Sobrecorrientes. 31

III.3.2 Oscilaciones de potencia. 31 III.3.3 Pérdida de Sincronismo. 32 III.3.4 Potencia Inversa. 32

III.3.5 Corrientes de magnetización. 33 III.3.6 Corrientes de autoarranque. 33

III.3.7 Baja Frecuencia basada en la de Rechazo de Carga. 34 III.4 Protección contra cortocircuitos y regímenes anormales. 34 III.5 Esquema de protección tradicional del generador. 36

III.6 Protección de fallas de fases del estator del generador. 38 III.7 Protección de respaldo para fallas entre fases y de línea a tierra. 38

III.8 Propiedades de la protección. 38 III.8.1 Confiabilidad. 39

III.8.2 Selectividad. 39 III.8.3 Seguridad. 39

III.9 Selección de los elementos de protección. 39


v

CAPÍTULO IV AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G.

IV.1 Introducción. 41 IV.2 Comunicación del relevador SEL-300G con la PC. 42

IV.2.1 Procedimiento de interfaz. 42 IV.2.2 Rasgos de prueba provistas por el relevador. 42

IV.2.3 Procedimiento de ajuste del relevador. 45 IV.3 Especificaciones del generador (turbina de vapor) y transformador principal. 45

IV.4 Elementos de distancia (21). 50 IV.4.1 Descripción del elemento. 50 IV.4.2 Descripción funcional. 52

IV.4.3 Descripción de los ajuste de los elementos Mho. 53 IV.4.4 Información necesaria. 56

IV.4.5 Recomendaciones. 56 IV.4.6 Disparo de los elementos de distancia de fase. 57

IV.5 Elementos de potencia inversa y baja potencia hacia delante. 57

IV.5.1 Descripción de los elementos. 57 IV.5.2 Descripción funcional. 57 IV.5.3 Descripción de los ajustes. 58

IV.5.4 Recomendaciones. 59 IV.5.5 Disparo de potencia inversa. 60

IV.6 Elementos de pérdida de campo (40). 60 IV.6.1 Descripción de los elementos. 60 IV.6.2 Descripción funcional. 60

IV.6.3 Cálculos de ajuste. 61 IV.6.4 Descripción de los ajustes. 62

IV.6.5 Información necesaria. 63 IV.7 Elementos de sobrecorriente de secuencia negativa (46). 63

IV.7.1 Descripción funcional. 63

IV.7.2 Descripción de los ajustes. 64 IV.7.3 Información necesaria. 65 IV.7.4 Recomendaciones. 65

IV.7.5 Disparo de sobrecorriente de secuencia negativa. 66 IV.8 Protección contra pérdida de potencial (60p). 66

IV.8.1 Descripción del elemento, de polo abierto. 66 IV.8.1.1 Recomendaciones. 66 IV.8.1.2 Descripción del elemento y funcionamiento

para lógica de polo abierto. 67 IV.8.1.3 Descripción de los ajustes. 67

IV.9 Elemento de protección a tierra al 100% del estator (64). 67 IV.9.1 Descripción de los elementos. 67 IV.9.2 Descripción de funcionamiento. 68

IV.9.3 Descripción de ajustes. 69


vi

IV.10 Elemento fuera de paso-esquema de blindaje sencillo (78). 69 IV.10.1 Descripción del elemento. 69

IV.10.2 Impedancia aparente durante las oscilaciones de potencia. 70

IV.10.3 Descripción funcional. 72

IV.10.4 Esquema de blindaje sencillo de los elementos fuera de paso. 72

IV.10.5 Descripción de ajustes. 74 IV.10.6 Información necesaria. 75

IV.11 Protección de frecuencia (81). 75

IV.11.1 Descripción de los elementos. 75 IV.11.2 Descripción de funcionamiento. 76 IV.11.3 Descripción de ajustes. 77

IV.11.4 Información necesaria. 77 IV.10.5 Recomendaciones. 78

IV.10.6 Disparo de baja frecuencia. 78 IV.12 Elemento diferencial (87). 78

IV.12.1 Revisión global del elemento diferencial de

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

sin restricción y restringido 81

CAPÍTULO V PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN.

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

(SEL-AMS Adaptive Multichannel Source). 83 V.3 Conexión de una fuente de tres tensiones y tres corrientes. 85 V.4 Elemento de distancia (21). 85

V.4.1 Equipo necesario. 85 V.4.2 Conexiones de las fuentes de prueba. 86 V.4.3 Operación básica del elemento. 86

V.4.4 Pruebas de exactitud de operación de los elementos. 86 V.4.5 Pruebas de exactitud de los elementos de tiempo. 89

V.4.5.1 Prueba de exactitud del retardo de tiempo, 21P1D. 89

V.5 Elemento potencia inversa (32). 90

V.5.1 Equipo necesario. 90 V.5.2 Conexiones de la fuente de prueba. 90

V.5.3 Operación básica del elemento. 90 V.5.4 Pruebas de exactitud de los elementos de operación,

DELTA_Y=Y. 91

V.6 Elemento de pérdida de campo (40). 94


vii

V.6.1 Equipo necesario. 94 V.6.2 Conexión de la fuente de prueba. 94

V.6.3 Operación básica del elemento. 95 V.6.4 Prueba de exactitud del elemento de operación. 95

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

V.7.1 Equipo necesario. 98 V.7.2 Conexiones de la fuente de prueba. 98

V.7.3 Operación básica del elemento. 99 V.7.4 Prueba de exactitud de la operación del elemento. 99 V.7.5 Prueba de exactitud del elemento de tiempo. 100

V.7.5.1 Prueba de exactitud del elemento con retardo De tiempo, 46Q1D. 101 V.7.5.2 Prueba de exactitud del elemento de tiempo

inverso, 46Q2. 101 V.8 Elemento de tierra del estator al 100% (64). 103

V.8.1 Equipo requerido. 103 V.8.2 Prueba de exactitud de la operación del elemento,

64G1. 104

V.9 Elemento de fuera de paso (78) blindaje simple. 106 V.9.1 Prueba de Operación de elemento 78R1 (blindaje derecho). 108

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

V.10 Elemento de sobre y baja frecuencia (81). 110 V.11 Elemento diferencial (87). 112

V.11.1 Equipo necesario. 112

V.11.2 Operación de los elementos básicos. 112 V.11.3 Prueba de la operación del elemento sin restricción

(U87P). 113 V.11.4 Prueba del valor del elemento restringido (O87P). 115

CAPÍTULO VI ANÁLISIS DE RESULTADOS.

VI.1 Conclusiones generales. 119 VI.2 Recomendaciones futuras 124

REFERENCIAS. 125


viii

ÍNDICE DE FIGURAS.

CAPÍTULO II

TEORÍA DE GENERADOR.

Figura II.1 Vista transversal de una máquina tetrapolar de C.C. 8 Figura II.2 Generador síncrono básico. 11 Figura II.3 Generador con rotor de polos salientes y 6 polos. 12

Figura II.4 Generador con rotor cilíndrico y 4 polos. 12 Figura II.5 Disposiciones para montaje en eje horizontal. 13 Figura II.6 Disposiciones para montaje en eje vertical. 13

Figura II.7 Tipos de generadores síncronos. 14 Figura II.8 Rueda polar. 15

Figura II.9 Esquema del generador de polos salientes. 15 Figura II.10 Rotor de polos salientes para máquina síncrona. 16 Figura II.11 Rotor de polos lisos. 16

Figura II.12 Diferentes tipos de montaje de la carcasa del generador. 17

Figura II.13 Trayectorias del flujo magnético. 18

Figura II.14 Conexión directa del generador. 19 Figura II.15 Conexión unitaria. 20

Figura II.16 Componente simétrica secuencia positiva. 21 Figura II.17 Componente simétrica secuencia negativa. 21 Figura II.18 Componente simétrica secuencia cero. 22

Figura II.19a Falla trifásica. 23 Figura II.19b Falla de fase a fase. 23

Figura II.19c Falla de una fase a tierra. 23 Figura II.19d Falla de dos fases a tierra. 24 Figura II.20 Trazo simétrico de una corriente de cortocircuito del

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

trifásica con desplazamiento de C.D. 25

Figura II.22 Corriente de falla en terminales del generador. 26 Figura II.23 Prácticas de puesta a tierra del generador. 27

CAPÍTULO III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR.

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

de potencia que muestra la protección. 35 Figura III.2 Esquema de protección tradicional. 37


ix

CAPÍTULO IV AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G.

Figura IV.1 Conexión relevador-Fuente-CPU. 42 Figura IV.2 Esquema de la conexión de protección del relevador

SEL-300G al generador. 47 Figura IV.3 Diagrama de impedancias referidas al generador. 50

Figura IV.4 Características de operación de los elementos de distancia. 53

Figura IV.5 Oscilaciones estable e inestable de un SEP sencillo. 70

Figura IV.6 Relevadores para detectar condiciones fuera de paso por el uso de relevadores de distancia y relevadores de tiempo. 72

Figura IV.7 Características de operación de esquema de blindaje

sencillo. 73


Figura V.1 Conexión de la fuente de prueba, tres fuentes de tensión y tres de corriente. 85

Figura V.2 Región de operación de elemento 32Pn depende en la

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

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

monofásica. 98

Figura V.5 Prueba del elemento 46 de tiempo-inverso. 102 Figura V.6 Conexión de tensión de neutro de prueba 64G1. 104

Figura V.7 Elemento de blindaje simple fuera de paso, diámetro y blindaje de prueba. 107

Figura V.8 Características porcentuales de las restricciones del

elemento diferencial. 113


x

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR.

Tabla III.1 Frecuencia de ocurrencia de fallas. 29

Tabla III.2 Elementos de protección recomendados para los métodos de conexión a tierra de los generadores. 40

CAPÍTULO IV

AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL RELEVADOR SEL-300G.

Tabla IV.1 Teclas del comando de edición, SET. 44

Tabla IV.2 Datos generador 46 Tabla IV.3 Datos del transformado principal. 46 Tabla IV.4 Simbología utilizada. 48

Tabla IV.5 Palabras en bits del relevador. 66 Tabla IV.6 Palabras en bits del relevador. 67


Tabla V.1 Resumen de la señal de prueba del elemento de potencia

inversa. 92

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

CAPÍTULO VI

ANÁLISIS DE RESULTADOS. Tabla VI.1 Resumen General de los elementos de protección. 120


1

C A P Í T U L O I

I N T R O D U C C I Ó N

En este capítulo se menciona el objetivo de este proyecto, así como la

justificación para realizarlo, mencionando que problema hay de no usar

un esquema de protección adecuado y de la ventaja de usar lo último en

tecnología de relevadores, además se da una breve explicación de lo que

antes se utilizaba en la industria así como las modificaciones que se le

hicieron, hasta llegar a lo que son ahora, los relevadores microprocesados

multifuncionales.


2

I.1 OBJETIVO.

Obtener un manual detallado de la operación y procedimiento de ajuste

para un relevador microprocesado multifuncional (SEL-300G) aplicado al

generador síncrono de la Central de Ciclo Combinado de Baja California

(turbina de vapor).

I.2 JUSTIFICACIÓN.

Siendo el generador la parte fundamental de los sistemas eléctricos de

potencia, resulta primordial un servicio de calidad de energía.

En los últimos años los relevadores multifuncionales microprocesados han

demostrado su eficacia trayendo consigo beneficios en tiempo y en dinero,

ya que los circuitos son protegidos adecuadamente y solo salen en caso de

falla; este relevador elimina los eventos anormales en tiempos sumamente

cortos, evitando daño al equipo de potencia.

Con la aparición de los relevadores microprocesados con multifunciones,

se tiene la facilidad que todas las funciones de protección están en el

mismo relevador, logrando con esto una disminución de espacio

considerable en la industria, ya que por ser microprocesados, el resultado

de su fabricación es que se obtiene un relevador multifuncional pequeño,

disminuyendo considerablemente con esto el espacio ocupado en un

tablero.

Con el conocimiento de este estudio, las industrias que usen generadores

podrán tener una mejor protección en sus equipos, además de que puede

representar menos problemas para su lugar de trabajo y también con esta

nueva información que se plantea obtener se obtendrá una herramienta en

lo académico ya que existirán problemas y sus soluciones respectivas

planteados para las diferentes situaciones que se puedan dar en el

generador.


3

I.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

Las fallas eléctricas en un sistema, son uno de los problemas que más

preocupa a un ingeniero eléctrico sobre todo en los elementos principales

que componen al Sistema Eléctrico, para ello se crean dispositivos o

artefactos para la protección, tanto del usuario como del equipo que se

emplea en el sistema eléctrico.

Estos dispositivos protegen de daño contra alguna falla o régimen anormal

a los aparatos eléctricos son conocidos como relevadores y existen

diferentes tipos de ellos para respectivas fallas y/o condiciones anormales

en el generador, por lo tanto, con anterioridad existía un relevador para

cada función de protección, lo cual implicaba un mayor espacio ocupado

en tableros (de dos a tres tableros para los relevadores).

Con respecto a lo anterior los relevadores eran de diferentes fabricantes y

es por ello que cada uno contaba con una vida útil o tiempo de

mantenimiento diferente, por consecuencia implica un mayor gasto para el

usuario tener demasiados relevadores en operación.

I.4 SITUACIÓN ACTUAL.

I.4.1 Sistemas de protección directos.

Los sistemas de protección directos son aquellos sistemas donde el

elemento de medición es el mismo que el de corte (o está incorporado a él)

y la magnitud que se debe controlar se aplica a la protección, sin ningún

tipo de transformación.

Estos sistemas se subdividen en dos tipos:

a) Fusibles.

b) Relevadores directos.

I.4.1.1 Fusibles.

Es un sistema simple y económico que elimina elevadas corrientes de

cortocircuito en tiempos inferiores a los 5ms, con ello evita que la corriente

llegue a su valor máximo. Las desventajas que tiene este sistema de

protección son: poca precisión, bajo poder de corte, envejecimiento, etc.

Por esto han hecho que el uso de este sistema en la actualidad restringido


4

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

media tensión.

I.4.1.2 Relevadores directos.

Consiste en una bobina en serie con la entrada del interruptor automático,

por tanto está controlada por la intensidad de corriente.

Al incrementar la intensidad, aumenta la fuerza del campo

electromagnético en la bobina y supera la fuerza de u muelle que tiene el

aparato, por lo tanto se produce el disparo (desconexión) del interruptor

automático.

I.4.2 Sistemas de protección indirectos.

Son aquellos donde las magnitudes a controlar se transforman en valores

normalizados antes de ser inyectados al relevador de `protección. Estaos

sistemas son más costosos al componerse de transductores y elementos de

corte.

Los principales tipos son:

a) Sistemas electromagnéticos.

b) Sistemas de bobina móvil.

c) Sistemas de electrónica convencional.

d) Sistemas electrónicos digitalizados.

I.4.2.1 Sistemas electromagnéticos.

Las cantidades suministradas a los relevadores en forma de corrientes o

de tensiones son transformadas por estos en una fuerza capaz de cerrar

unos contactos que establecen la continuidad en el circuito de disparo.

Según su construcción se pueden clasificar en:

Embolo o armadura articulada.

Al superar la fuerza del campo magnético de la bobina, el esfuerzo

de un resorte la armadura se une al polo del electroimán,

arrastrando un contacto móvil.


5

Disco de inducción.

El campo magnético generado en la bobina produce un par de giro

en el disco, proporcional a la tensión o corriente aplicada,

obteniéndose por tanto, un tiempo de actuación inversamente

proporcional a la magnitud medida.

Copa o cilindro de inducción.

Al disponer el núcleo de varios polos, permite su utilización en

aquellos relevadores de protección en los que sea necesario compara

más de una magnitud.

I.4.2.2 Sistemas de bobina móvil.

Estos ocupan una situación intermedia entre los equipos

electromagnéticos y los electrónicos, ya que poseen elementos electrónicos

como diodos, resistencias y condensadores, pero la medida se efectúa

electromagnéticamente por medio de un dispositivo de medida polarizado

en cuadro móvil.

I.4.2.3 Sistemas de electrónica convencional.

Este sistema mide por integración los valores de la magnitud de entrada.

La aplicación de la electrónica al campo de los sistemas de protección

permitió desarrollar una nueva gama de tipos de protección, así como

mejorar sus características de funcionamiento, tanto en precisión como en

rapidez, fiabilidad y duración.

La novedad importante de estos sistemas es la construcción modular de

los equipos, lo que permite reducir el tamaño y simplificar el diseño al

existir módulos de funciones específicas que se pueden utilizar para

diversos tipos de protección.

I.4.2.4 Sistemas electrónicos digitalizados.

El avance en la tecnología digital durante las últimas décadas ha

permitido la creación de nuevos dispositivos para la protección de los

Sistemas Eléctricos de Potencia. Esto ha propiciado el desarrollo de

equipos digitales que permiten la mejora en los sistemas de protección,

tanto para el generador, transformador principal, y como otros equipos


6

que forman parte de un Sistema Eléctrico de Potencia, con el fin de utilizar

mejor la capacidad individual de generación y transmisión de energía en

un Sistema Eléctrico.

Estos avances en la tecnología han permitido la creación de una nueva

generación de relevadores de protección llamados “Relevadores

Microprocesados Multifuncionales”, estos equipos cuentan con un

microprocesador que es el alma del relevador; también integran las

funciones de diferentes equipos, además de proporcionar diferentes datos

sobre el funcionamiento del sistema.

Algunas de las principales características de los relevadores son las

siguientes: Integrar funciones de medición, protección y comunicación;

para poder tener un mejor control sobre el sistema. Debido al crecimiento

de los Sistemas Eléctricos y a la nueva forma estructural del sistema, es

fundamental contar con un buen esquema de protecciones que brinde la

seguridad necesaria y garantice el buen funcionamiento del sistema,

liberando lo más rápidamente posible las fallas que puedan presentarse.

Con la aparición de los microprocesadores, los fabricantes de protecciones

impulsaron el diseño de sistemas basados en microprocesadores y

aprovechar los desarrollos en tecnología en comunicaciones por fibra

óptica que transmite gran cantidad de información a alta velocidad.

El esquema básico de las protecciones digitalizadas es muy parecido al de

las protecciones electrónicas. La diferencia fundamental es que los

electrónicos realizan la misma medición en forma analógica, mientras que

las digitales la realizan por medio de unos algoritmos que operan con los

valores instantáneos de la señal de entrada. Para ello es necesario

disponer de una unidad que realice un muestreo de esta señal y de un

convertidor analógico-digital.


7

C A P Í T U L O II

T E O R Í A D EL G E N E R A D O R

II.1 INTRODUCCIÓN.

Un generador protegido adecuadamente requiere, la protección automática

contra condiciones anormales de operación. El inconveniente al

proporcionar algunas de las protecciones no es que puedan operar

inadecuadamente o remover el generador de servicio innecesariamente,

sino que fallen al operar cuando deben. Un disparo innecesario del

generador es indeseable, pero las consecuencias de no dispararlo y dañar

la máquina son de alto riesgo. Para la industria, el costo de dicho evento

no es únicamente el de reparación o reemplazo de la máquina dañada,

sino el costo substancial de comprar energía de reemplazo durante el

periodo en que la unidad está fuera de servicio. En sitios atendidos, donde

hay un operador experimentado, puede algunas veces evitar remover el

generador de servicio corrigiendo la condición anormal. Sin embargo, en la

gran mayoría de los casos, el evento ocurrirá tan rápidamente que la

reacción del operador no será suficiente, es así que se requiere la detección

y aislamiento automático. La energización inadvertida y la sobreexcitación

son ejemplos de tales eventos.


8

II.2 TIPOS DE GENERADOR.

II.2.1 Generadores de Corriente Continua.

En una máquina de C.C., el flujo magnético uniforme se establece por

medio de polos fijos montados en el interior del elemento estacionario,

llamado estator. Es posible usar imanes permanentes como polos o

arrollar los devanados del campo (bobinas de excitación) alrededor de los

polos. Una de las mayores ventajas de una máquina devanada es que es

posible controlar el flujo en la máquina regulando la corriente continua en

el devanado del campo. El devanado en el que se induce la fuerza

electromotriz (FEM) se arrolla en el miembro rotatorio. La parte rotatoria se

denomina armadura y su devanado de la armadura. La armadura se apoya

mecánicamente y se alinea dentro del estator por medio de campanas

externas.

II.2.1.1 Construcción mecánica.

Se identifican solo sus componentes principales, que describen a

continuación Figura II.1.

II.2.1.1.1 Estator.

El estator de una máquina de C.C. proporciona el apoyo mecánico para la

máquina, y consta del yugo y los polos (o polos de campo).El yugo

desempeña la función básica de proveer una trayectoria sumamente

permeable para el flujo magnético. Para máquinas pequeñas de imanes

permanentes, puede ser una estructura laminada soldada en sus

extremos. Para máquinas devanadas pequeñas, los polos del campo y el

yugo se troquelan como una sola pieza a partir de laminaciones delgadas

de acero. Para máquinas grandes, el yugo se construye con partes hechas

con acero fundido.

Espesor delYugo

Devanado delcampo o devanadodel polo

Polo del estator

Armazón principalo yugo del campo Conductores de

la armadura

Ranuras de laarmadura

Dientes de laarmadura

Zapata polar

Figura II.1 Vista transversal de una máquina tetrapolar de C.C. [4]


9

Los polos se montan dentro del yugo y se diseñan en forma apropiada para

recibir los devanados del campo. A menudo los polos del campo están

elaborados con láminas delgadas que se apilan juntas, con lo que se

busca reducir al mínimo las pérdidas magnéticas debidas a la proximidad

de los polos con el flujo de la armadura. Para máquinas grandes, los polos

del campo se construyen por separado y después se atornillan al yugo.

II.2.1.1.2 Devanado del campo.

Las bobinas del campo están devanadas en los polos, de forma que éstos

alternan su polaridad. Existen dos tipos de devanados del campo: un

devanado del campo derivado y un devanado del campo serie. El devanado

del campo derivado tiene muchas vueltas de alambre delgado y recibe ese

nombre porque se conecta en paralelo con el devanado de la armadura. El

devanado del campo serie, como su nombre lo indica, se conecta en serie

con el devanado de la armadura y tiene comparativamente pocas vueltas

de conductor grueso. Una máquina de C.C. puede tener ambos devanados

del campo arrollados en el mismo polo.

Una máquina con un devanado del campo derivado se llama máquina

derivado. Una máquina serie se devana solo con devanado del campo serie.

Una máquina compound, o compuesta, tiene ambos devanados. Cuando

en una máquina compound los dos devanados del campo producen en la

misa dirección, la máquina es de tipo cumulativo. La máquina es de tipo

diferencial cuando al campo que establece el devanado del campo derivado

se opone el campo en serie lleva una corriente constante, disipa potencia.

Al utilizar imanes permanentes en vez de un devanado de campo derivado

se elimina la pérdida de potencia y, así se mejora la eficiencia de la

máquina.

II.2.1.1.3 Escobillas.

Las escobillas están sujetas en posición fija sobre el conmutador por medio

de portaescobillas. Dentro del portaescobillas, un resorte ajustable ejerce

una presión constante sobre la escobilla con objeto de mantener un

contacto apropiado entre esta y el conmutador. La presión de la escobilla

debe ser precisamente la requerida, pues si fuera baja, el contacto entre

ella y el conmutador seria deficiente, lo cual produciría chispas en exceso y

el conmutador se quemaría. Por otro lado, demasiada presión ocasionaría

un desgaste excesivo de la escobilla y el sobrecalentamiento del

conmutador por la fricción.


10

II.2.1.2 Devanados de la armadura.

La FEM máxima se induce en una bobina de paso completo, es decir,

cuando las distancias entre los dos lados de una bobina son de 180º

eléctricos. En otras palabras, una bobina de paso completo implica que

cuando un lado está bajo el centro de un polo sur, el otro debe estar bajo

el centro del polo norte adyacente. Para máquinas bipolares, en general se

emplea una bobina de paso fraccionario (extensión de la bobina menor que

180º eléctricos). Otra ventaja de una bobina de paso fraccionario es que

utiliza menos cobre que la de paso completo. Sin embargo, la FEM

inducida se reduce en un factor denominado factor de paso.

El devanado más usado es el de dos capas. El número de bobinas para el

devanado de dos capas es igual al número de ranuras de la armadura. Así

cada ranura de la armadura tiene dos lados de dos bobinas diferentes.

Este método no solo resulta en el montaje simétrico de las bobinas, sino

que también asegura que todas las bobinas sean eléctricamente

equivalentes.

Hay dos tipos generales de devanados: el devanado imbricado o de lazo y el

devanado ondulado. El devanado imbricado se usa en máquinas de baja

tensión y alta corriente; por otro lado, el ondulado se emplea para

satisfacer requerimientos de alta tensión y baja corriente.

II.2.2 GENERADOR DE CORRIENTE ALTERNA.

II.2.2.1 Generador síncrono básico.

Un generador síncrono convierte energía termomecánica en energía

eléctrica. La potencia mecánica del impulsor gira la flecha del generador en

el cual el campo de Corriente Continua (C.C.) está instalado. La figura II.2

ilustra una máquina simple.


11

IMPULSO

ENTRADA MECÁNICA

CAMPO DEC.D.

SALIDA

ELÉCTRICA

TRIFÁSICA

Ia

Ib

Ic

Figura II.2 Generador síncrono básico. [8]

II.2.2.2 Estructura general de la máquina síncrona.

La máquina síncrona está constituida esencialmente de una parte activa

fija que constituye el inducido llamado también estator y de una parte

interna giratoria coaxial a la primera y que se conoce como el inductor

también denominado rotor. Entre la superficie cilíndrica interna del

estator y la externa del rotor se encuentra un pequeño espacio de aire que

se conoce como entrehierro y cuyo espesor puede variar de algunos

milímetros hasta algunos centímetros pasando de las maquinas pequeñas

a las de gran potencia.

El sistema inductor que gira dentro del estator aloja los polos magnéticos

de excitación con corriente continua destinando a crear el flujo inductor.

Según el sistema tradicional el circuito de excitación de los polos del rotor

se alimenta mediante un sistema de dos anillos colectores, que giran

naturalmente con el rotor y a los cuales llega la alimentación de corriente

continua proporcionada por la excitación de la máquina.

El rotor de la máquina síncrona puede ser de polos salientes o lisos, en el

primer caso se emplean para máquinas lentas, es decir, en centrales

hidroeléctricas y en el segundo, en las centrales termoeléctricas que

operan a mayor velocidad.

Al inductor con polos salientes se le conoce como rueda polar, lleva los

polos fijados radialmente sobre la superficie externa de una corona de


12

acero robusta, la cual esta fija a su vez, según sea el caso directamente de

flecha o de árbol central como se muestra en la figura II.3.

ESTATOR

ROTOR

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

Los polos terminan en el entrehierro con la llamada expansión polar o

sección polar. El rotor puede ser de acero al macizo o bien laminado.

El la figura II.4 se muestra esquemáticamente la sección transversal de

un rotor liso para turbo alternador de dos polos. En este caso los polos no

sobresalen en la superficie externa cilíndrica del rotor y de las bobinas de

excitación se encuentra ubicada en los lados mayores dispuestos entre los

cables que están colocados simétricamente a los lados de la superficie

polar, los lados de las bobinas sobre los dos cabezales encerrados entre las

capas opuestas. El cuerpo del rotor es de acero fundido (con aleación de

níquel-cromo-molibdeno).

ROTOR

LÍNEAS DEFLUJO

ESTATOR

CONDUCTORESDEL

ROTOR

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

Con respecto a su montaje mecánico, las máquinas síncronas se pueden

montar con eje horizontal o vertical. La solución adoptada en el caso de

los generadores que se usan en las centrales eléctricas depende del tipo de

central y del primo motor, es común encontrar máquinas con montaje


13

vertical en las centrales hidroeléctricas y con montaje horizontal cuando

son accionadas por turbina de vapor o de gas en las centrales

termoeléctricas los esquemas simplificados de montaje se muestran en las

figura II.5 y figura II.6.

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

CHUMACERA DE CARGA

CHUMACERA DE CARGA

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

La energía del impulsor puede ser obtenida de quemar combustibles fósiles

tales como carbón, petróleo o gas natural. El vapor producido gira la flecha

del generador (rotor) a velocidades típicas de 1800 ó 3600 RPM. La

conversión de la energía del vapor a rotación mecánica es hecha en la

turbina. En plantas nucleares, el uranio, a través del proceso de fusión, es

convertido en calor, el cual produce vapor. El vapor es forzado a través de

la turbina de vapor para rotar la flecha del generador. La energía del

impulsor puede también ser obtenida por caída o movimiento del agua.

Los generadores hidroeléctricos giran más lento (alrededor de 100-300

RPM) que las turbinas de vapor.


14

Las máquinas síncronas son clasificadas en dos diseños principales

máquinas de rotor de polos lisos y máquinas de polos salientes. La figura

II.7 proporciona una vista de la sección transversal de ambos tipos de

construcción. Los generadores impulsados por turbinas de vapor tienen

rotores de polos lisos con ranuras en las cuales son colocados los

devanados de campo distribuidos. La mayoría de los rotores de polos lisos

están hechos de acero forjado sólido. El número de polos es típicamente

dos o cuatro.

Rotor de polos lisos Rotor de polos salientes

Rotor

Estator

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

II.2.2.3 Rotor de polos salientes.

En el rotor de polos salientes o rueda polar la estructura del soporte de los

polos se puede hacer con diferentes sistemas constructivos que dependen

principalmente de algunos parámetros como son el diámetro del rotor y el

número de polos, que a su vez dependen de otros factores constructivos

como son la potencia y la velocidad de la máquina.

Al aumentar el número de polos en el rotor, se ve la necesidad del

desarrollo de la superficie sobre la cual se distribuyen estos, entonces la

estructura se modifica tomando la forma de una corona circular conectada

a la masa central por medio de un disco como se muestra en la figura II.8.


15

POLO

NÚCLEO O MASA

Figura II.8 Rueda polar. [4]

A medida que aumenta el diámetro de la rueda polar, la estructura se va

modificando de manera tal que pueda montar a los polos y sea capaz de

soportar el esfuerzo centrífugo sostenido.

ESTATOR

FLUJO MAGNÉTICO

BOBINA DEL ROTOR

EJE

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

La bobina de excitación.- En los rotores de polos salientes es bastante

notable que las bobinas de excitación van metidas en los núcleos polares y

normalmente todas las bobinas se conectan en serie para ser alimentadas

con corriente continua proveniente de la excitatriz.

La potencia que se emplea para la alimentación del circuito de excitación,

corresponde prácticamente al efecto Joule en el rotor o rueda polar y en

general se encuentra comprendida entre 0.35 y 1.5% de la potencia

nominal del generador, si se va de las potencias grandes a las pequeñas.

Aun más, para una misma potencia nominal de la máquina, la potencia de

excitación requerida aumenta, al aumentar el número de polos.


16

3

2

1 1.- NÚCLEO POLAR

2.- EXPANSIÓN POLAR

3.- DEVANADO INDUCTOR

4.- SISTEMA DE SUJECIÓN

AL POLO4

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

II.2.2.4 Rotor de polos lisos.

Los rotores lisos dada la elevada velocidad periférica con que operan y sus

grandes dimensiones por la tendencia que existe a construir

turboalternadores de potencias muy elevadas, representan la mayor

dificultad constructiva de la máquina, ya sea por la calidad de los

materiales a emplear y por la precisión que se requiere. Actualmente se

fabrican rotores para máquinas del orden de 1000 MVA y en realidad se

puede decir que la posibilidad de fabricación de máquinas de potencias

mayores no está tanto limitada por problemas de diseño o de materiales,

como por problemas de transporte de las fabricas a las centrales eléctricas.

Para velocidades elevadas es necesario disminuir el diámetro y aumentar

la longitud, por lo que generalmente se tienen 2 o 4 polos adoptando el

rotor en forma lisa con relación a los rotores de baja velocidad. Con este

tipo de construcción el entrehierro presenta un espesor prácticamente

constante a lo largo de toda la circunferencia, la forma sinusoidal del

campo del inductor se debe realizar con una disposición particular de los

devanados de excitación.

Figura II.11 Rotor de polos lisos. [4]


17

La localización de bobinas radiales ofrece la ventaja de que permite una

mejor distribución de la fuerza magnetomotriz (FMM) por polo con lo que

se tiene una mejor onda sinusoidal en la fuerza electromotriz (FEM)

generada.

II.2.2.5 Aspectos de la construcción del estator.

II.2.2.5.1 La carcasa.

La carcasa es una estructura mecánica construida con acero soldado o

algunas veces con acero fundido y que tiene la función de sostener y

centrar el núcleo magnético del estator, es decir que tiene solo una función

mecánica y no magnética.

CARCASANÚCLEO

MAGNÉTICO

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

II.2.2.5.2 El núcleo magnético del estator.

El núcleo magnético del estator de las máquinas síncronas está

constituido por un conjunto de coronas circulares de laminación y que

tiene en su parte interna ranuras o canales estrechos para alojar los

conductores del devanado del estator.


18

LÍNEAS DE FLUJO

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

Para disminuir el efecto de corrientes circulantes, las laminaciones se

aíslan con diferentes métodos, por ejemplo con una capa de papel muy

delgada por un solo lado y una capa muy delgada también de barniz

aislante, o bien puede ser de oxido especial. Las ranuras del núcleo

magnético del estator en donde se alojan los conductores del devanado del

tipo abierto y del tipo semicerrado ya que en la actualidad prácticamente

no se usan más las ranuras del tipo cerrado.

Las ranuras abiertas se usan normalmente en máquinas de gran potencia

y ofrecen la facilidad que las bobinas se puedan prefabricar y después

instalar en el núcleo magnético. Por su parte las ranuras semicerradas no

permiten prácticamente el uso de bobinas prefabricadas, pero en cambio

ofrecen la ventaja de permitir una perfecta ejecución del aislamiento con lo

que las máquinas pueden operar a tensiones relativamente altas (del

orden de 30 kV entre fases y aun mayores). Por otro lado el uso de

ranuras abiertas permite simplificar la reparación de bobinas que se

dañan eventualmente durante la operación. Cuando se colocan las

ranuras en las ranuras abiertas, para dar una mejor fijación mecánica se

acostumbra a usar cuñas de madera, baquelita, amianto baquelizado, etc.

II.3 CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE LA PROTECCIÓN DE LOS

GENERADORES.

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

Existen dos métodos básicos principales usados en la industria para

conectar generadores al sistema de potencia. Estos son conexiones directa

y unitaria.


19

Conexión directa:

La figura II.14 muestra el diagrama unifilar para una conexión directa de

un generador a un sistema de potencia. Los generadores son conectados

directamente al bus de carga sin transformación de tensión de por medio.

Este tipo de conexión es un método recientemente usado en la industria

para la conexión de generadores de tamaño pequeño.

SISTEMA DE POTENCIA

BUS DE CARGA

CARGA CARGA CARGAG

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

Conexión unitaria:

La figura II.15 muestra el diagrama unifilar para un generador en

conexión unitaria. El generador es conectado al sistema de potencia a

través de un transformador elevador dedicado. La carga auxiliar del

generador es suministrada desde un transformador reductor conectado a

las terminales del generador. La mayoría de los generadores grandes son

conectados al sistema de potencia de esta manera, usando un

transformador elevador principal con conexión estrella-delta. Al tener la

generación conectada a un sistema delta, las corrientes de falla a tierra

pueden ser dramáticamente reducidas usando puesta a tierra de alta

impedancia.


20

TRANSFORMADOR DE POTENCIA INTERRUPTOR

GENERAL

BARRAPRINCIPAL

AL SEP

TR's DE SERVICIOAUXILIARES

G

Figura II.15 Conexión unitaria. [8]

II.4 MODELO DE CORTOCIRCUITO DEL GENERADOR SÍNCRONO.

El circuito eléctrico equivalente de un generador síncrono es una tensión

interna en serie con una impedancia. La componente de resistencia de la

impedancia del generador es pequeña comparada con la reactancia y es

usualmente despreciada para cálculos de corriente de falla. Figura II.19

muestra la representación de componentes simétricas de un generador. El

análisis de componentes simétricas es una herramienta matemática

importante para calcular las corrientes y tensiones del generador bajo

condiciones de desbalance.

II.4.1 Representación de componentes simétricas.

Secuencia positiva (X1):

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

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

subtransitoria, X'd es la reactancia transitoria y Xd es la reactancia del

generador en eje directo. Todos estos valores de eje directo son necesarios

para calcular los valores de corriente de cortocircuito en diferentes tiempos

después de ocurrido un cortocircuito. Estos valores son proporcionados

por el fabricante del generador como parte de la hoja de datos de prueba

del generador.

Puesto que el valor de la reactancia subtransitoria produce el valor de

corriente inicial mayor, es generalmente usado en cálculos de cortocircuito


21

para aplicación de relevadores. El valor de reactancia transitoria es usado

para consideraciones de estabilidad. Los valores de reactancia no saturada

son usados para calcular las corrientes de falla debido a que la tensión se

reduce por debajo de la saturación durante fallas cercanas a la unidad.

Puesto que los generadores típicos son operados ligeramente saturados, la

corriente de falla sostenida (estado estable) será menor que la corriente de

carga máxima, a menos que los reguladores de Tensión refuercen el campo

durante una falla sostenida.

X1

X1

X1

X1

Ea1

Ia1Ia1

Ib1

Ic1

ea1

ea1ea1

++

+

- --

+

-ea1

N1 = BUS DE REFERENCIA

REPRESENTACIÓN 3 EQUIVALENTE 1

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

Secuencia negativa (X2):

El flujo de corriente de secuencia negativa es de rotación de fase opuesta a

través de la máquina y aparece como una componente de doble frecuencia

en el rotor. El promedio de la reactancia subtransitoria de eje directo bajo

los polos y entre los polos da una buena aproximación de la reactancia de

secuencia negativa. En una máquina de polos salientes, la secuencia

negativa es el promedio de la reactancia subtransitoria de eje directo y eje

en cuadratura [X2 = (X”d + X”q) / 2], pero en una máquina con rotor de

polos lisos, X2 = X”d.

X2

X2

X2

X2

Ea2

Ia2Ia1

Ib1

Ic1 N2 = BUS DE REFERENCIA


Figura II.17 Componente simétrica secuencia negativa. [8]


22

Secuencia cero (X0):

La reactancia de secuencia cero es menor que los valores de secuencia

positiva y negativa. Debido a los altos valores de corriente de falla a tierra

disponibles para una máquina sólidamente puesta a tierra, una

impedancia (reactancia o resistencia) es casi siempre insertada en la

trayectoria de puesta a tierra del neutro, excepto en generadores muy

pequeños donde el costo de proporcionar tales puestas a tierra en relación

a los costos de la máquina son significativos.

Xo

Xo

Xo

Xo

Eao

IaoIao

Ibo

Ico No = BUS DE REFERENCIA


IaoIboIco

ZN

3ZN

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

Como se estableció previamente, la resistencia del devanado del estator es

generalmente lo suficientemente pequeña para ser despreciada en los

cálculos de cortocircuito. Esta resistencia, sin embargo, es importante en

la determinación de las constantes de tiempo de C. D. de una corriente de

cortocircuito asimétrica. Para calcular fallas o condiciones de generación

anormales desbalanceadas, las redes de secuencia positiva, negativa y cero

son interconectadas. Para las condiciones de falla más comunes, éstas son

conectadas como se muestra a continuación.

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

Debido a que la secuencia positiva del generador es caracterizada por tres

reactancias con valores que se incrementan con el tiempo, sus corrientes

de falla disminuyen con el tiempo.


23

II.5.1 Conexiones de redes de secuencia de fallas.

FALLA

F1

Z1

IaF IbF IcF

+Van

I1

abcG

N1

(II.1)

Figura II.19a Falla trifásica. [8]

FALLA

F1

Z1

IaF IbF IcF

+Van

I1

abcG

N1N2

F2

Z2

I2

………(II.2) en la falla

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

FALLA

IaF IbF IcF

abcG

N1

Van+

F1

Z1

F2

Z2

Fo

Zo

N2

No

I1

I2

Io

…….(II.3) En la falla

Figura II.19c Falla de una fase a tierra. [8]


24

FALLA

IaF IbF IcF

abcG

N1 N2 No

F1

Z1

F2

Z2

Fo

Zo

I1 I2 I0

+Van

……. (II.4) en la falla

……(II.5)

……..(II.6)

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

PERIODOSUBTRANSITORIO

PERIODOTRANSITORIO

PERIODOESTADO ESTABLE

TIEMPO

ENVOLVENTE REALEXTRAPOLACIÓN DEVALOR ESTABLE

EXTRAPOLACIÓNDE LA ENVOLVENTE

TRANSITORIA

CO

RR

IEN

TE

DE

CO

RTO

CIR

CU

ITO

Figura II.20 Trazo simétrico de una corriente de cortocircuito del

generador.


25

La figura II.20 ilustra un trazo simétrico monofásico de una forma de onda de cortocircuito trifásico (ausencia de la componente de C.D.) tal

como puede ser obtenido oscilográficamente. La forma de onda mostrada en la figura II.20 puede ser dividida en tres periodos o regiones de tiempo.

Período subtransitorio. Este período se mantiene por pocos ciclos

durante los cuales la magnitud de corriente es determinada por la reactancia subtransitoria del generador (X”d) y el decremento del

tiempo por la constante de tiempo T”d.

Período transitorio. Cubre un tiempo relativamente largo durante

el cual la magnitud de corriente está determinada por la reactancia transitoria del generador (X’d) y el decremento del tiempo por la

constante de tiempo T'd.

Período de estado estable. Es el nivel de tiempo más largo de

corriente de falla del generador, cuya magnitud es determinada por la reactancia de eje directo del generador (Xd).

Cuando los desplazamientos de C.D. son considerados, las corrientes del

generador para una falla trifásica serán como se muestra en la figura

II.21.

CO

RR

IEN

TE

CO

RR

IEN

TE

CO

RR

IEN

TE

TIEMPO

TIEMPO

TIEMPO

COMPONENTE C.D.

COMPONENTE C.D.

COMPONENTE C.D.

FASE a

FASE b

FASE c

0

0

0

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

trifásica con desplazamiento de C.D. [8]


26

Cuando una falla en el generador es detectada por los relevadores de

protección, éste es separado del sistema de potencia disparando el

interruptor del generador, el interruptor de campo y el impulsor.

CORRIENTE

ISISTEMA

TIEMPO0

EL INTERRUPTOR DELGENERADOR DISPARA

DECREMENTO DE LACORRIENTE I

GSISTEMA DEPOTENCIA

I SISTEMAI GEN

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

La contribución del sistema a la falla será inmediatamente removida

cuando dispara el interruptor del generador, como se ilustra en la figura

II.22. Sin embargo, la corriente del generador continuará fluyendo

después del disparo. La corriente de cortocircuito del generador no puede

ser “apagada” instantáneamente debido a la energía almacenada en la

máquina rotatoria. El flujo de la corriente de falla dañina en el generador

continuará por un periodo de varios segundos después de que el generador

ha sido disparado, haciendo que las fallas del generador sean

extremadamente dañinas. Los conductores de las terminales del generador

son usualmente aislados por la construcción del bus, para minimizar las

fallas multifase en terminales. El generador es también puesto a tierra en

tal forma que se reducen sustancialmente las corrientes de falla a tierra.

Esto se hace incrementando la impedancia de secuencia cero, con la

inserción de una impedancia a tierra en el neutro.


27

II.6 PRÁCTICAS DE PUESTA A TIERRA DEL GENERADOR.

Dos tipos de prácticas de puesta a tierra representan los principales

métodos usados en la industria para aterrizar los devanados del estator

del generador. Estos son la puesta a tierra de alta y baja impedancia.

Puesta a tierra de baja impedancia:

La figura II.23A ilustra un generador puesto a tierra a través de un

resistor o reactor. El resistor o reactor de puesta a tierra es seleccionado

para limitar la contribución de la corriente de falla a tierra del generador

entre 200 A y 150 % de la corriente nominal del generador. La puesta a

tierra de baja impedancia es generalmente usada cuando unidades

generadoras múltiples son operadas sobre un bus común o cuando están

directamente conectadas a buses de carga sin una transformación de

tensión, proporcionando así la fuente de tierra para el sistema.

Puesta a tierra de alta impedancia:

La figura II.23B ilustra un generador puesto a tierra utilizando un

transformador de distribución con un resistor secundario. Este método de

puesta a tierra permite que las corrientes de falla a tierra sean reducidas a

bajos niveles, típicamente 5-25 Amperes. Es usada en generadores

conectados en forma unitaria.

DEVANADOSDEL

GENERADOR

RESISTORO

REACTOR

RESISTOR

DEVANADOSDEL

GENERADOR

A. Puesta a tierra de B. Puesta a tierra con

baja impedancia. alta impedancia.

Figura II.23. Prácticas de puesta a tierra del generador. [8]


28

C A P ÍT U L O III

PROTECCIÓN DEL GENERADOR

III.1 INTRODUCCIÓN.

Los generadores están sujetos a una gran variedad de posibles problemas,

para los cuales el esquema de protección seleccionado deberá

considerarlos y darles una atención cuidadosa. Estos problemas pueden

ser catalogados como:

1. Fallas internas dentro de la zona de protección.

2. Operación anormal y/o condición anormal del SEP.

La protección considerada es la protección eléctrica del generador, la cual

es esencialmente independiente del primo-motor. Así si el primo-motor es

hidráulico, gas carbón, combustóleo, o nuclear, la protección de base a

relevadores es básicamente la misma. Los generadores varían ampliamente

en tamaño y están localizados en estaciones o plantas generadoras cerca o

convenientemente al suministro de los primo-motores y/o a los centros

grandes de consumo de carga, tanto como sea permitido.


29

III.2 FALLAS EN EL GENERADOR.

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

a) Cortocircuitos.

b) Contactos monofásicos con tierra en redes con neutro aislado.

c) Fases abiertas.

III.2.1 Cortocircuitos.

Los cortocircuitos son las fallas más violentas y peligrosas. La frecuencia

en las que se presentan dichas fallas se muestran en la siguiente tabla:

Tabla III.1 Frecuencia de ocurrencia de las fallas.

TIPO FRECUENCIA

Monofásicos 65%

Bifásicos 10%

Bifásicos a tierra 20%

Trifásicos 5%

III.2.1.1 Fallas de fase.

La protección contra fallas de fase es proporcionada, en forma invariable,

por relevadores diferenciales. Si se utiliza transformadores de corriente de

razón idéntica y clase precisa, cualquier fenómeno, como por ejemplo de la

carga, fallas externas o alternancias de energía, producirán corrientes IR1

e IR2 de limitación esencialmente iguales. La corriente de operación, Iop,

será la diferencia de las dos corrientes de error de TC (transformador de

corriente) o cero en caso de errores iguales o despreciables.

III.2.1.2 Fallas de tierra.

Las fallas de estator que impiden el contacto de un conductor con

elementos de tierra pueden, en esencia, no ocasionar circulación de

corriente o que circule una corriente comparable a los niveles de falla de

fase. La mayor parte de las máquinas grandes están conectadas a una

unidad, lo que significa que la turbina, el generador y el transformador se

consideran como una unidad, sin conmutación de falla al nivel de tensión

del generador. El devanado de baja tensión del transformador de la unidad

está conectado a tierra a través de un circuito de alta impedancia, que por

lo general es un transformador de distribución cargado con un resistor


30

secundario. Esta combinación limita la corriente de falla a tierra a unos

cuantos amperes, que no es detectable por el relevador diferencial del

generador. Con este método ampliamente usado de conexión a tierra, el

cambio del neutro del generador depende de la ubicación de la falla.

III.2.1.3 Fallas desbalanceadas.

En las fallas desbalanceadas, está presente una corriente de secuencia

negativa. El flujo asociado con la secuencia negativa gira en una dirección

opuesta a la de giro del rotor. Esto ocasiona un flujo apreciable de

corriente en las partes estructurales del rotor, que no están diseñadas

para dichas corrientes y se produce un calentamiento excesivo.

El relevador de corriente de secuencia negativa protege al generador contra

una prolongada contribución a una falla desbalanceada, que se encuentre

a mayor distancia que el interruptor del generador. Muchas veces contiene

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

desconexión, para anunciar el riesgo de una condición sostenida de

corriente desbalanceada.

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

En este tipo de sistemas, el contacto con tierra de una línea de fase no

constituye un cortocircuito, debido a que las corrientes de falla no son de

un valor elevado, debido a que no se tiene trayectoria a la corriente de

secuencia cero o los neutros de puesta a tierra de los equipos son de tal

valor que reducen el valor de las corrientes de cortocircuito. En este caso,

el diagrama vectorial de las tensiones no sufre alteración, y no se

interrumpe el suministro normal a los consumidores. Sin embargo, las

tensiones a tierra de las fases no falladas aumentan su valor a veces, lo

que ocasiona un esfuerzo dieléctrico al aislamiento de los equipos de ese

circuito, que ocasionaría una falla más grave. Este tipo de circuitos no se

utilizan en el sistema eléctrico nacional.

III.2.3 Fases abiertas.

Las aperturas de fase en las líneas de transmisión pueden tener corta

duración, como sucede en la apertura de la fase fallada y su posterior

recierre automático por parte de los interruptores, o ser de larga duración

como cuando se presenta una falla en el mecanismo de cierre de algunas

de las fases del interruptor y de la apertura de una conexión de la línea de

transmisión.


31

Un análisis detallado de este régimen de apertura de fase en redes con

neutro sólidamente aterrizado, permite concluir que este tipo de falla no

representa un peligro grave para el sistema y no requiere una inmediata

atención. Sin embargo, las componentes de secuencia negativa pueden

provocar daños en las máquinas eléctricas rotatorias y originar disparos

incorrectos en algunas protecciones que involucran secuencia cero, debido

al desbalanceo. Así como también ocasionar interferencias en los equipos

de comunicación. Por lo tanto, si esta fase abierta se presenta en las

máquinas rotatorias es necesario librar este régimen.

III.3 REGÍMENES ANORMALES EN EL GENERADOR.

Los regímenes anormales de operación son las alteraciones de los

parámetros del sistema que ocurren en ausencia de fallas en el propio

equipo. Los tipos que den considerarse para efectos de la protección son:

a) Sobrecorrientes.

b) Oscilaciones de potencia

c) Pérdidas de sincronismo.

d) Potencia Inversa

e) Corrientes de magnetización.

f) Corrientes de autoarranque.

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

III.3.1 Sobrecorrientes.

La sobrecorriente normalmente se presenta cuando un equipo eléctrico

está trabajando con un valor mayor a su corriente nominal. Este puede

ocasionar si se presenta por un largo tiempo de trabajo, un daño en los

aislamientos o en la rigidez mecánica de los equipos eléctricos; por lo

tanto es necesario que se tengan registros de corrientes y potencia de los

equipos eléctricos para tomar medidas correctivas.

III.3.2 Oscilaciones de potencia.

Las oscilaciones de potencia entre las máquinas síncronas de un sistema

eléctrico de potencia, normalmente se originan, como consecuencia del

libramiento tardío de un cortocircuito, o por la desconexión de una línea

de enlace o una planta generadora por cualquier causa. En los casos más

graves puede llegarse a la pérdida de sincronismo entre las máquinas del

sistema.


32

Como consecuencia de la oscilación, se origina la variación en el tiempo

del ángulo de oscilación, entre las FEM’s y la corriente (I) adquiere un

valor pulsante. Su valor máximo ocurre para los valores de cercanos a

180 grados y los valores mínimos ocurren cuando es cero grados. Las

tensiones del sistema también adquieren un valor pulsante, y sus

oscilaciones mayores ocurren en el denominado control eléctrico del

sistema (punto en el cual se tiene el valor mínimo).

Las protecciones contra cortocircuitos tienen por lo general tendencia a

operar las oscilaciones de potencia, ya que estas presentan bajas tensiones

y altas corrientes. Tal operación de las protecciones no es deseable. En

muchos casos se aplican relevadores de protección 78, para evitar este

disparo. Por otra parte, si como consecuencia de las oscilaciones de

potencia llega a perderse el sincronismo, es entonces dividir es sistema

balanceando la generación con la carga de los subsistemas que

permanecen conectados.

III.3.3 Pérdida de Sincronismo.

Cuando se han incrementado los tamaños de las máquinas, se han

incrementado las reactancias en por unidad del generador y han

disminuido las constantes de inercia. La culminación de estos factores ha

resultado en una crítica reducción de los tiempos de liberación requeridos

para aislar una falla del sistema cercana a una central antes de perder el

sincronismo del generador con respecto al sistema de potencia. Además de

los prolongados tiempos de liberación de la falla, la pérdida de sincronismo

también puede ser causado por la baja tensión del sistema, baja excitación

de la máquina, alta impedancia entre el generador y el sistema o algunas

maniobras en la línea. Cuando pierde sincronismo un generador, los altos

picos de las corrientes resultantes y la operación fuera de frecuencia

causan esfuerzos en los devanados, pares pulsantes y resonancias

mecánicas que son potencialmente dañinas al generador y la flecha del

turbogenerador. Para minimizar la posibilidad de daños, se debe disparar

al generador sin demora, preferiblemente durante el primer medio ciclo de

deslizamiento de una condición de pérdida de sincronismo.

III.3.4 Potencia Inversa.

Desde un punto de vista del sistema, la motorización está definida como el

flujo de la potencia real hacia el generador actuando como un motor. Con

la corriente en el devanado de campo, el generador permanecerá en


33

sincronismo con el sistema y actuará como un motor síncrono. Si está

abierto el interruptor de campo, el generador actuará como un motor de

inducción. Por tanto, en muchas unidades se emplea un relevador de

potencia ajustado para ver hacia la máquina. La sensibilidad y ajuste del

relevador depende del tipo de primo motor involucrado. La potencia

requerida como motor es una función de la carga y de las pérdidas

mecánicas de la operación en vacío del primo motor y del generador.

Si no puede lograrse la reducción automática de potencia reactiva del

generador durante estas condiciones, deben emplearse medios alternos de

protección o alerta a los operadores.

Siempre se aplican relevadores de potencia inversa con retardo de tiempo.

Se debe coordinar el retardo de tiempo seleccionado con los tiempos de

motorización permitidos. La protección primaria por motorización se

proporciona con relevadores de potencia inversa para todos los tipos de

unidades. Generalmente el relevador está conectado para disparar el (los)

interruptor(es) principal(es) del generador, interruptor(es) de campo,

transferencia de auxiliares y proporciona una señal de disparo al el primo-

motor.

III.3.5 Corrientes de magnetización.

Las corrientes de magnetización de los transformadores y

autotransformadores, que en régimen normal de operación son del orden

del 2 al 5% de la corriente nominal; puede tomar valores elevados, varias

veces superiores a la corriente nominal, debido a la recuperación de la

tensión después del libramiento de un cortocircuito y su conexión al

sistema.

III.3.6 Corrientes de autoarranque.

Este tipo de corrientes se presentan normalmente después de una

interrupción general del servicio y es necesario restablecer la energía al

menor tiempo posible después de haber librado el equipo fallado; por lo

tanto la protección del equipo debe considerar la corriente de arranque de

los motores de inducción que se hayan quedado conectados; o debido a la

reconexión automática exitosa de una línea después de la operación de su

protección como respuesta a un cortocircuito, o debido a el

restablecimiento de la tensión después del libramiento de un cortocircuito

externo.


34

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

Los programas de rechazo automático de carga en los sistemas de

transmisión de potencia proporcionan la protección inicial por baja

frecuencia para los turbogeneradores de ese sistema. El diseño de estos

programas de rechazo de carga debe ser para las máximas condiciones de

sobrecarga posible y para asegurar que la carga este lo suficientemente

repartida para restablecer rápidamente la frecuencia del sistema lo más

cercana a la normal. La coordinación del esquema de rechazo de carga del

sistema de transmisión con el individual de cada generador es crítica para

mantener la integridad del sistema y no debe entremeterse en la

confiabilidad del sistema eléctrico de potencia.

Usualmente los relevadores por baja frecuencia y temporizadores solo

están conectados para disparar el (los) interruptor(es) del lado de AT del

transformador elevador si dicha operación está permitida. Sin embargo, en

aquellos casos en donde las consecuencias de una pérdida de la máquina

son catastróficas, una planta solo puede dar alarma con la protección por

baja frecuencia y aceptar la posibilidad de hacerle algún daño a la turbina.

Típicamente los relevadores de protección por baja frecuencia solo están

conectados para dar alarma.

III.4 PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS Y REGÍMENES

ANORMALES.

La protección contra cortocircuitos y regímenes anormales se clasifican en

dos tipos:

a) Protección primaria. Esta protección normalmente tiene una zona

mayor de protección, ya que incluye dentro de su protección los

interruptores. En esta zona está limitada por los transformadores de

corriente instalados entre la barra e interruptor. Esta protección no

tiene retardo de tiempo, es decir su tiempo de respuesta es

instantáneo. Las protecciones primarias deben conectarse de

manera que queden traslapadas.

b) Protección de respaldo. Esta protección normalmente tiene una zona

de protección menor a la zona de la protección primaria y está

limitada por los transformadores de corriente que pertenecen

únicamente al equipo por proteger. Esta protección además de

proteger su zona de protección, también protege las zonas


35

adyacentes, debido a que su operación tiene un retardo de tiempo,

para el caso en que la protección del equipo adyacente no operará.

Por lo tanto, la protección de respaldo puede ser del tipo local y/o

remota. Local, si esta protección se proporciona en la subestación

donde se encuentra la falla; y remota, si la falla en un determinada

subestación se libra por equipo de una subestación adyacente.

PROTECCIÓN DEL GENERADOR

INTERRUPTOR

PROTECCIÓN DE LOS

APARATOS DE BAJA TENSIÓN

PROTECCIÓN DELTRANSFORMADOR DE POTENCIA

PROTECCIÓN DE LOS

APARATOS DE ALTA TENSIÓN

PROTECCIÓN DE LA

LINEA DE TRANSMISIÓN

PROTECCIÓN DE LOS

APARATOS DE ALTA TENSIÓN

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

potencia que muestra la protección [2]

La figura III.1 muestra la protección primaria. La primera observación es

que los interruptores están localizados en las conexiones de cada elemento

del sistema de potencia. Esta provisión hace posible desconectar solo el

elemento defectuoso. A veces puede omitirse un interruptor entre dos

elementos adyacentes en cuyo caso ambos elementos debe desconectarse

si es que hay una falla en cualquiera de los dos. La segunda observación

es que sin saber en este momento como se realiza, establece una zona de

protección separada alrededor de cada elemento del sistema. El significado

de esto es que cualquier falla que ocurra dentro de una zona dada

originara el disparo (esta es, la apertura) de todos los interruptores de esa

zona y de solo esos interruptores.


36

III.5 ESQUEMA DE PROTECCIÓN TRADICIONAL DEL GENERADOR.

El esquema de protección tradicional que utiliza relevadores del tipo

electromecánico y de estado sólido, para proteger cada uno de los

problemas que se presentan en el generador, se muestran en la figura

III.2.

En la figura III.2 se consideran protecciones primarías:

50 Protección de sobrecarga instantánea de fase a tierra.

87G Protección diferencial del generador.

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

Como protecciones de respaldo, se tienen:

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

27 Baja tensión del neutro.

32 Potencia inversa.

40 Pérdida de excitación.

46 Secuencia negativa

51 Sobrecarga de fase y tierra de tiempo inverso.

67 Direccional de sobrecorriente.

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

Como protecciones opcionales se tienen:

59 Sobrecorrientes del generador.

78 Fuera de paso.

81 Sobre-frecuencia y baja frecuencia.


37

Figura III.2 Esquema de protección tradicional


38

III.6 PROTECCIÓN DE FALLAS DE FASES DEL ESTATOR DEL

GENERADOR.

Las unidades generadoras grandes usan protección de alta rapidez para

detectar estas severas fallas en el devanado del estator y minimizar el

daño. El uso de métodos de rápida desexcitación puede ser justificable

para producir el decremento rápido de las corrientes de falla. Normalmente

se usa un relevador diferencial de alta rapidez para detectar fallas

trifásicas, de fase a fase y de doble fase a tierra. Las fallas de una fase a

tierra no son normalmente detectadas por los relevadores diferenciales de

máquinas, a menos que su neutro esté puesto a tierra sólidamente o con

baja impedancia. Cuando el neutro está puesto a tierra con alta

impedancia, la corriente de falla es normalmente menor que la sensibilidad

de un relevador diferencial.

III.7 PROTECCIÓN DE RESPALDO PARA FALLAS ENTRE FASES Y DE

LÍNEA A TIERRA.

La protección de respaldo para fallas en el generador y transformador, y

particularmente la protección del generador y/o transformador, para librar

fallas en las zonas del generador y del sistema conectado, puede ser

provista por la aplicación de relevador de distancia (21). En este caso el

relevador SEL-300G provee respaldo al generador y al transformador.

La aplicación de los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso sin

restricción de tensión y los controlados con tensión (51V y 51C,

respectivamente). En el relevador 300G, estos elementos se conectan en

los transformadores de corriente de las fases que están en el lado del

neutro del generador.

En cuanto a la protección de fallas a tierra, es necesario instalar una

protección más sensible para generadores con puesta a tierra a través de

una impedancia grande, como es la 64G, 59G o 50/51G y 27N instaladas

en el secundario del transformador de distribución.

III.8 PROPIEDADES DE LA PROTECCIÓN.

La protección con relevadores debe cumplir ciertas propiedades para

responder a las exigencias que se presentan cuando ocurre un

cortocircuito; la operación contra fallas internas y la no operación contra

fallas externas, o para regímenes normales y anormales de operación.

Estas propiedades son: Confiabilidad, Selectividad Y Seguridad.


39

III.8.1 Confiabilidad.

La confiabilidad generalmente se entiende como la medida del grado de

certeza de que un relevador funcionará como se tiene pensado. Los

relevadores, en contraste con la mayoría de los otros equipos, tiene dos

alternativas en las cuales pueden ser desconfiables: ellos pueden fallar en

su operación cuando se espera que la hagan, y pueden operar cuando no

se desea. De aquí, se desprenden dos alternativas que se desea tengan los

esquemas de protección dentro de su confiabilidad: Selectividad y

Seguridad.

III.8.2 Selectividad.

Se define como la medida de certeza de que los relevadores funcionaran

correctamente para todas las fallas para las cuales fueron diseñados. Esta

propiedad se relaciona con lograr que el equipo fallado sea el único que sea

liberado, y se caracteriza por su capacidad de protección contra todos los

cortocircuitos, su velocidad de operación y la no operación contra fallas

externas o cuando no hay cortocircuitos. Las protecciones se clasifican, de

acuerdo a su selectividad, en absoluta o relativa. La absoluta no tiene

retardo de tiempo en su operación, es instantánea; y la relativa tiene

retardo de tiempo en su operación.

III.8.3 Seguridad.

Se define como la medida de certeza de que los relevadores no funcionaran

incorrectamente para cualquier falla que se presente en el sistema. En esta

incluyen la estabilidad de operación para fallas internas, y tiene como

característica su sensibilidad que es muy difícil de lograr en los sistemas

eléctricos actuales; y la estabilidad de no operación para fallas externas.

También, hay que tomar en cuenta su estabilidad de la velocidad de

operación para cortocircuitos internos, sobre todo en las protecciones

instantáneas.

III.9 SELECCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN.

El SEL-300G proporciona elementos de protección convenientes para

aplicarse a diferentes generadores. Use la tabla III.2 para seleccionar que

elementos habilitar de acuerdo a las especificaciones.

De acuerdo con el ejemplo que se propone del generador de turbina de

vapor, se elegirán las protecciones que el relevador propone o recomienda

para una adecuada protección del generador, ya que el Generador de


40

turbina de vapor esta aterrizado a tierra a través de un transformador de

distribución. Por lo tanto en el capítulo siguiente se describe las

protecciones que se utilizaran, así como los ajustes correspondientes.

Tabla III.2 Elementos de protección recomendados para los métodos de

conexión a tierra de los generadores.

Elemento Alta impedancia

conectada a tierra

Resistencia

conectada a

tierra

Conexión a

tierra sólida

21 Elemento respaldo Mho de

distancia (D) o compensador de

distancia (DC).

Disponible(a) Disponible(a) Disponible(a)

24 Elemento de Volts/Hertz. Recomendable Recomendable Recomendable

27 Baja tensión Opcional Opcional Opcional

32 Potencia inversa Recomendable Recomendable Recomendable

40 Pérdida de campo Recomendable Recomendable Recomendable

46 Sobrecorriente de secuencia

negativa. Recomendable Recomendable Recomendable

50N/51N Sobrecorriente en el neutro.

Sugerido(b) Sugerido(b) Recomendable

50P Sobrecorriente de fase. No recomendable No

recomendable Recomendable

51C/51V Sobrecorriente con

tensión controlada y sin

restricción de tensión.

Disponible(a) Disponible(a) Disponible(a)

59 Sobretensión. Opcional Opcional Opcional

64G Elemento del estator

conectado a tierra en un 100%. Recomendable Sugerido(b)

No

recomendable

78 Fuera de paso Recomendable Recomendable Recomendable

81 Elemento de sobre frecuencia y baja frecuencia.

Recomendable Recomendable Recomendable

81 AC Frecuencia anormal. Disponible(a) Disponible(a) Disponible(a)

87 Elemento de corriente

diferencial.

Sugerido para

grandes maquinas Opcional Opcional

87N Elemento de diferencial

conectado a tierra. No recomendable Sugerido(c) Sugerido(b)

a Selecciona solo uno de los elementos de protección de respaldo

(21D, 21DC, 51C, o 51V) b Si el neutro para el TC está disponible. c Si el neutro del TP está disponible.


41

C A P Í T U L O IV

AJUSTES DE LOS ELEMENTOS DEL

RELEVADOR SEL-300G.

IV.1 INTRODUCCIÓN.

Este capítulo menciona la descripción de los ajustes, de acuerdo al

ejemplo propuesto para la simulación de puesta en servicio del relevador,

con ayuda del software acSELerator QuickSet ® que es una herramienta

que nos permite establecer una comunicación e ingresar los ajustes en el

relevador.

Lo siguiente será una descripción del ajuste de cada elemento en cuanto a

los valores de comparación del relevador y el procedimiento de ajuste de

cada uno.

El ajuste del relevador es necesaria para la operación optima de la

protección, si los valores no son dados correctamente el relevador puede

operar de una manera inadecuada es así que presentamos la descripción

de cada elemento para su posterior ajuste.


42

IV.2 COMUNICACIÓN DEL RELEVADOR SEL-300G CON LA PC.

IV.2.1 Procedimiento de interfaz.

Conectar la salida análoga (cable plano) del relevador SEL-300G a la

fuente SEL-AMS.

Conectar el borne positivo de la fuente de 14.3 V del SEL-AMS a la

terminal de salida (output) del SEL-300G.

De la terminal de salida (output) del SEL-300G conectar a borne de

señalización (sense input) del SEL-AMS.

Conectar los puertos serial del SEL-300G y SEL-AMS al CPU.

Figura IV.1. Conexión relevador-Fuente-CPU.

IV.2.2 Rasgos de prueba provistas por el relevador.

Configure el software de emulación terminal o icono del acSELerator

Quickset para operar el puerto PC-COM (COM1, COM2, etc.) en el rango

de baudelitos del relevador (de fabrica 2400baud), usando 8 bits de datos,

1 BIT de parada, no paridad en BIT, y XON/XOFF de control de flujo y

velocidad de comunicación.

La velocidad de comunicación puede obtenerse en el display del relevador

SEL-300G con los siguientes pasos:

Presionar el botón SET

Ir al comando PORT

Seleccionar puerto F presionar SELECT

SEL-300G

SEL-AMS

OUT01 (+)


43

Ir al comando SHOW y presionar SELECT

Verificar la velocidad del SEL-300G

Nota: Los comandos que el usuario escriba aparecen negrita/mayúscula:

SET. Las teclas de computadora que se presionan aparecen en

negrita/paréntesis:<ENTER>

Con el software de emulación funcionando en la pantalla de la PC, se

deberá ver un cursor de = apareciendo sobre la pantalla después de

presionar el <ENTER> o <Return> sobre el teclado de la PC. El cursor =

indica que se ha establecido la comunicación entre relevador y PC, y se

está en el nivel de Acceso 0, los ajustes del relevador se introducen en el

nivel 2.

Los comandos pueden ser establecidos en el relevador a través del puerto

serie para ver los valores de medición, cambiar los ajustes del relevador,

etc. Los niveles de acceso son: Acceso de nivel 0 (nivel más bajo), acceso de

nivel 1, acceso de nivel B y acceso de nivel 2 (nivel más alto).

Para más información del comando en particular, escrita

HELPcmd<Enter>, donde cmd es el nombre del comando de interés.

Los password (palabras claves) son requeridos para moverse en los

diferentes niveles, si la conexión de password de la tarjeta principal no

está en su lugar (Password Jumper=OFF). Los password no son requeridos

si la conexión anterior está en la posición ON.

Los password de fabrica son OTTER y TAIL para acceso a nivel 1 y nivel 2,

respectivamente. Así, entonces se tiene que estando en el nivel 0,

introduzca el comando ACC: =ACC<ENTER>

Si la conexión Jumper esta en OFF, el relevador pregunta por el password

para el acceso a nivel 1 (OTTER); esto es: Password:?&&&&&

Aquí se tiene que escribir la palabra clave OTTER y presionar la tecla

<ENTER>, para tener acceso a nivel 1. En este nivel el cursor cambia por:

=>

Si la palabra clave es escrita incorrectamente, el relevador pregunta por la

palabra clave otra vez y aparece en pantalla: Password?. El relevador

pregunta tres veces, si no es correcto en esas tres veces, el relevador cierra

un contacto de ALARM por un segundo y permanece en el nivel 0 (cursor

=). Si la conexión Jumper esta en ON, directamente se dirige al nivel 1.


44

Para ir al nivel 2, hay que escribir en el cursor del nivel 1, el comando

2AC. Esto es: =>2AC<ENTER>

Aquí otra vez se pide la palabra clave de acceso a nivel 2 (TAIL), se procede

como se hizo del nivel 0 al nivel 1. Usando los comandos SET 1, SET 2,

SET G y SET P, introduzca los ajustes del relevado de acuerdo a las hojas

de ajuste de su aplicación. La tabla IV.1 muestra las teclas para el

comando de edición, SET.

Tabla IV.1 Teclas del comando de edición, SET.

Oprima la tecla (s) Resultado

<ENTER> Retiene el ajuste y se mueve al siguiente ajuste

^<ENTER> Regresa el ajuste previo

< <ENTER> Regresa a la categoría de previos ajustes

><ENTER> Se mueve a la categoría siguiente de ajustes

End <ENTER> Sale de la sesión de edición, señala el salvar ajustes

<Ctrl> X Aborta la sesión de edición sin salvar ajustes

Los siguientes comandos provistos por el relevador ayudan durante las

pruebas.

METER Este comando muestra las corrientes y tensiones (magnitud y

ángulo de fase) presentados al relevador en valores primarios.

Así como frecuencia y VCD.

EVENT El relevador genera un reporte de eventos de 15-30 ciclos en

respuesta a las fallas o disturbios que se presentan en el

sistema de potencia.

SER El relevador provee un registro secuencial de eventos (SER), un

reporte de eventos que señaliza el tiempo de los cambios de

estado de los contactos de entrada y salida y los elementos del

relevador.

TARGET Use este comando para ver el estado de las entradas de control

al relevador, salidas del relevador, y los elementos del

relevador durante las pruebas.


45

PULSE Use este método para probar los circuitos de los contactos de

salida.

SHOW Permite observar los ajustes del relevador en cualquiera de los

2 niveles.

EVE Muestra una serie de eventos que ocurren cuando se realiza

una prueba.

IV.2.3 Procedimiento de ajuste del relevador.

Una vez realizado lo anterior, para establecer una comunicación para el

ajuste y observación de los parámetros del relevador se hará lo sig.

En el menú “File” de acSELerator ejecutar el comando o icono READ

(que sirve para obtener los ajustes actuales del SEL-300G)

Una vez leído los datos del relevador ingresar los datos del cálculo de

ajuste.

Ya ingresados los ajustes, se necesita enviar la información al relevador y

esto se logra dando un clic en la pestaña de “File” en la opción de “Send…”

o dando un clic en el icono de SEND y así se enviara los datos al

relevador y se podrá trabajar con él.

IV.3 ESPECIFICACIONES DEL GENERADOR (TURBINA DE VAPOR) Y

TRANSFORMADOR PRINCIPAL

Para el ajuste del relevador son necesarios datos del generador que son

esenciales para la operación de este.

Datos del generador

Sn = 109.70 MVA F.P. = - 0.9

Vn = 13.80 kV Fn= 60 Hz

In= 4.5 kA ηn= 3600 r.p.m.

Con las siguientes ecuaciones se podrán calcular las constantes de

relación de los transformadores de corriente y los transformadores de

potencial respectivamente.


46

[IV.1]

[IV.2]

Sustituyendo valores en las ecuaciones anteriores, se tiene:

Tabla IV.2 Datos generador.

Standard ANSI C50.13

Potencia MVA 109,70

Tensión kV 13,80

Desviación de tensión + - % 5,0 10,0

Corriente de armadura kA 4,590

Frecuencia Velocidad Hz rpm 60 3600

Factor de potencia - 0,90

Requerimientos de

excitación

Sin

carga

If0 Uf0 A V 393 78

4/4

carga

IFn UfN A V 957 190

5/4

carga

If5/4 Uf5/4 A V 1139 226

Corrientes de cortocircuito

instantáneo sin carga y

tensión nominal.

Is 3 fases pico kA 88

Ik3 2 fases sosteniendo IfN kA 6,6

Ik2 2 fases sosteniendo IfN kA 10,5

Reactancias

Valores calculados con

tolerancia de +/- 15%

X’’d Sin sat. Sat. % % 16,4 13,3

X’d Sin sat. Sat. % % 24,5 22,0

Xd Sin sat. Sat. % % 188 170

X’’q Sin sat. Sat. % % 18,0 14,6

X’q Sin sat. Sat. % % 40,8 36,9

Xq Sin sat. Sat. % % 179 152

X2 Sin sat. Sat. % % 17,2 14,0

X0 Sin sat. % 8,7

Xleak Sin sat. % 13,0

Tabla IV.3 Datos del transformador principal.

Potencia MVA 115

Tensión kV alta tensión/ kV baja tensión 230/13.8

Xt % 12

Factor de potencia - 0.9


47

21

32

40

46

78

87

64S

81

SE

L-3

00

G2

SE

CU

ND

AR

IO

SE

L-3

00

G1

PR

IMA

RIO

SE

L-3

87

PR

IMA

RIO

UN

IDA

D D

IFE

RE

NC

IAL

B

A

C

109

.70 M

VA

3F, 6

0H

z

13.8

kV

, F.P

.=0

.9

Xd''=

0.1

3 p

.u.

B

AC B C

A

B C

A

BA

C

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

PR

INC

IPA

L

230

±2

X2

.5%

/13.8

kV

3F, 6

0H

z

115

MV

A

Z=1

2%

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

DE

NE

UT

RO

1380

0/2

40V

10A

R0

.73O

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

AU

XIL

IAR

13.8

/4.1

6kV

3F,6

0H

z

9M

VA

Z=

8%

4.1

6 k

V

230

kV

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

DE

EX

CIT

AC

IÓN

13.8

kV

/ 3

12 V

3F, 6

0H

z

584

KV

A

3TC

's

6000

/5A

C400

B

AC

VM N

20 H

z

1TC

400/5A

C400

51

GN

51 TE

51

64F

B

A

C

TU

RB

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41D

C

52G

AL

AR

MA

SC

D

86-1

-1

86

-G-1

AL

AR

MA

SC

D

41 D

C

52G

86S

EA

LA

RM

A S

CD

52 A

T

86-G

-1

86-1

-18

6-1

-2

49

TE

AL

AR

MA

SC

D

41 D

C

52G

52 M

T

52 A

T

3TC

's

6000

/5A

C400

3TC

's

6000

/5A

C400

3TC

's

6000

/5A

C400

3TP's

13800

3

120120

33

3TP's

13800

3

120120

33

B

C

A

BA

C

52G

52

MT

52A

T

41

DC

58

94

AV

R

3TC

's

6000

/5A

C400

51N

TA

5?

2

400V

500

A 3

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gB

A

C

50/5

1

TA 87

TA

AL

AR

MA

SC

D

41 D

C

52G

52 M

T

52 A

T

1TC

400/5A

C400

51

GN

86-G

-2

21

32

40

46

78

87

64S

81

86S

EA

LA

RM

A S

CD

52 A

T

51N

TA

B

A

C

50/5

1

TA 87

TA

BA

C

B

A

C B

A

C

B

A

C

B

A

C

B

A

C

B

A

C

B

A

CB

A

C

B

A

C

B

A

C

86

MT

186

MT

2

B

A

C

86

AT

1

B

AC

3TC

's

6000

/5A

C400

SE

L-3

87

RE

SP

ALD

O

UN

IDA

D D

IFE

RE

NC

IAL

86

AT

2

51N

TP

51N

TP

86-A

T-1

86-A

T-2

TU

RB

INA

41D

C

52G

AL

AR

MA

SC

D

86-1

-1

86

-G-1

AL

AR

MA

SC

D

41 D

C

52G

B

A

C

Figura IV.2 Esquema de la conexión de protección del relevador SEL-300G

al generador.


48

Tabla IV.4 Simbología utilizada.

Símbolo Descripción Símbolo Descripción

Relevador de Distancia.

Relevador Sobrecorriente de Neutro

Relevador de Potencia Inversa.

Relevador de Tierra del Estator al 100%.

Relevador de Pérdida de Campo.

Relevador de Tierra Rotor.

Relevador de Sobrecorriente de Secuencia Negativa.

Relevador de Fuera de Paso Blindaje Sencillo.

Relevador de Térmico del Transformador de Excitación.

Relevador de Máxima-Mínima Frecuencia.

Relevador de Sobrecorriente

Relevador de Disparo y Bloqueo.

Relevador de Sobrecorriente del Transformador de Excitación.

Relevador Diferencial.

Falla de Diodos.


49

Tabla IV.4 Simbología utilizada (continuación).

Símbolo Descripción Símbolo Descripción

Interruptor del Generador.

Interruptor del Media Tensión.

Interruptor de Alta

Tensión.

Interruptor de Campo.

Conexión Delta.

Conexión Estrella.

Voltmetro de Neutro.

Generador Eléctrico.

Fusible.

Conexión a Tierra.

Transformador de Potencial.

Cuchilla de Puesta a Tierra.

Transformador de Corriente.

Resistencia.

Apartarrayo.

Rectificador.


50

IV.4 ELEMENTOS DE DISTANCIA (21).

IV.4.1 Descripción del elemento.

Los elementos de distancia son normalmente usados para proteger líneas

de transmisión pero en este caso su aplicación se usara también como una

protección de respaldo para proteger al generador contra fallas trifásicas y

entre fases. Estos elementos responden a la impedancia vista entre la

localización del elemento y la localización de la falla. Como la impedancia

vista por el elemento desde su localización al punto de falla, es una

cantidad constante que puede ser la impedancia de la línea o en el caso del

generador, la impedancia transitoria del generador y/o la impedancia

transitoria mas la impedancia del transformador para los ajustes de la

primera y segunda zona del relevador de impedancia. El principio

fundamental de los relevadores de distancia (impedancia), es que

independientemente del tipo de falla, la tensión y la corriente usada para

energizar el relevador siempre medirá la impedancia de secuencia positiva.

Originalmente, los relevadores de distancia tienen tres zonas de protección

que se ajustan de la siguiente forma, para la línea de transmisión radial:

1ª zona protege el 80% de la línea protegida, es decir 0.8

2ª zona protege hasta el 120-150% de la línea protegida, es decir 1.2-

1.5

3ª zona protege la línea protegida más el 1.5 de la impedancia más larga

de las líneas adyacentes, es decir

El diagrama equivalente de impedancias del circuito que comprende

generador, transformador y sistema se muestra a continuación con valores

referidos al primario, lado generador:

Zg Zt Zs

EgEs

E=13,800/ 1.732 V

Figura IV.3 Diagrama de impedancias referidas al generador.


51

Donde:

Zg=X’’(Xs) impedancia del generador

Zt=Xt impedancia del transformador

Zs=Rs+jXs impedancia del sistema referida a la tensión del generador

Donde Zg=X’’ (Xs), impedancia del generador; Zt= Xt, impedancia del

transformador y Zs=Rs + jXs, impedancia del sistema referida a la tensión

del generador, 13.8 kV. Así, se tiene las siguientes ecuaciones para

calcular en Ohms primarios:

[IV.3]

Donde tiene un valor de:

[IV.4]

Por tanto sustituyendo valores en la ecuación IV.4 tenemos:

Los valores anteriores están en Ohms primarios, es decir los valores en

Alta Tensión, por lo tanto los valores del secundario vistos por el relevador

son:

[IV.5]


52

MTA1=88

Estos valores, referidos al secundario, son utilizados en los ajustes de las

protecciones siguientes: 21, 40 y 78.

Valores para Zona 1

Valores para Zona 2

IV.4.2 Descripción funcional.

El SEL 300G proporciona dos zonas para los elementos de distancia

diseñados para respaldar la protección de distancia para fallas de fase y

trifásicas en el sistema. Cada zona está equipada con un ajuste

independiente de alcance, hacia delante, desplazamientos hacia atrás,

ángulo máximo de par, compensación del transformador y un retardo de

tiempo definido. El usuario puede seleccionar elementos Mho de distancia

o compensador de distancia como principio de operación de los elementos

de distancia.

Los elementos de distancia compensada están incluidos para usuarios que

desean un diferente principio de operación para los esquemas de

protección de respaldo de distancia del sistema. Los elementos de

distancia compensados consisten de elementos de fase a fase o trifásicos y

son implementados en el relevador SEL-300G. La figura IV.4, muestra las

características de operación de los elementos de distancia.


53

Máximo Alcance

Bloqueo del elemento

de distancia trifásico

Ángulo del

Máximo

alcance

Desplazamiento

-Acos(MFP)*

Acos(MFP)*

VNOM

v3 * INOM* MXLD secundarios

X

R

Figura IV.4 Características de operación de los elementos de distancia. [9]

El usuario puede ajustar el elemento de la zona 1 para que tenga dentro

de su alcance al transformador del generador, con un retardo de tiempo

corto, para proporcionar una protección de respaldo al bobinado y fallas de

fase a fase en boquillas del transformador de potencia, por el lado de baja

tensión. El elemento de la zona 2 puede ser ajustado para tener dentro de

su alcance al transformador con un retardo de tiempo grande. El usuario

puede usar la invasión de carga futura para prevenir mala operación de los

elementos de distancia durante condiciones de carga muy severa.

El relevador incluye una ecuación de control SELogic ajustable para

desactivar los elementos de distancia, la supervisión de la lógica de

pérdida de potencial, 60LOP y una simple función de invasión de carga

para proporcionar en los elementos trifásicos seguridad bajo condiciones

de carga máxima en el generador.

IV.4.3 Descripción de los ajuste de los elementos Mho.

Habilita los sistemas de protección de respaldo para fallas entre fases (N,

D, DC, V, C)

Esta palabra en bits del relevador indica que tipo de protección de

respaldo se podría establecer para la protección de fallas entre fases en el

generador. Estas pueden ser 21D (tipo Mho), 21DC (distancia


54

compensada), 51V y 51C. Una de estas debe ser seleccionada para tal

función por medio de EBUP igual D, DC, V o C.

Elemento Mho, 21D (EBUP=D).

Alcance de distancia de fase de la zona 1 (OFF, 0.1 a 100 ) Z1R=3.5

Desplazamiento de distancia de fase de la zona 1 (0.1 a 100 ) Z1O=2.4

El ajuste del Z1R es definido con un alcance de distancia de fase hacia

delante (hacia el sistema), definido en secundarios. Ajuste ELE=Y para

incluir una función de invasión de carga para seguridad de los elementos

de distancia bajo una carga severa. Esto eliminará la impedancia de carga

cuando se selecciona un ajuste de alcance del Z1R. Cuando se ajuste el

Z1R=OFF se deshabilitan los elementos y causa que el relevador esconda

los ajustes asociados con la zona 1.

Máximo ángulo de par de la zona1 (90º a 45º) MTA1=88º

Ajuste el MTA1 Igual al ángulo del transformador más la impedancia del

sistema definido por el ajuste de alcance de la zona 1. El relevador coloca

el alcance máximo de los elementos de distancias a lo largo de una línea

con ángulo definido por el ajuste de MTA1.

Ángulo de compensación del transformador en la zona 1 (0, -30, +30º)

Z1CMP=30

Use el ajuste de Z1CMP para compensar el elemento de distancia de fase

para la presencia de un transformador elevador conectado en delta-estrella

entre el generador y el sistema.

Cuando el elemento no está ajustado para tener dentro de su alcance al

transformador, ajuste el Z1CMP=0. Cuando el elemento esta ajustado para

responder a fallas en fases en el lado de alta del transformador delta-

estrella, y el ángulo de tensión de fase a neutro del sistema adelanta el

ángulo de tensión de fase a neutro del generador por 30º. Ajuste el

Z1CMP=-30º. Cuando el ángulo de tensión de fase a neutro del sistema se

atrasa del ángulo de tensión de fase a neutro del generador por 30º, ajuste

el Z1CMP=+30º.

Retardo de tiempo de la distancia de fase de zona 1 (0.0 a 400 s) Z1D=0.6

El ajuste de Z1D define un retardo de tiempo definido de la zona 1 del

elemento.


55

Alcance de distancia de fase de la zona 2 (OFF, 0.1 a 100 ) Z2R=4.6

Desplazamiento de distancia de fase de la zona 1 (0.1 a 10 ) Z2O=2.4

El ajuste del Z2R es definido con un alcance de distancia de fase hacia

delante (hacia el sistema), definido en secundarios. Ajuste ELE=Y para

incluir una función de invasión de carga para seguridad de los elementos

de distancia bajo una carga severa. Esto eliminara la impedancia de carga

cuando se selecciona un ajuste de alcance del Z2R. Cuando se ajuste el

Z2R=OFF se deshabilitan los elementos y causa que el relevador esconda

los ajustes asociados con la zona 2.

Máximo ángulo de par de la zona 2 (90º a 45º) MTA2=88º

Ajuste el MTA2 igual al ángulo del transformador del sistema de

impedancias definido por el ajuste de alcance de la zona 1. El relevador

coloca al alcance máximo de los elementos de distancia a lo largo de una

línea con un ángulo definido por el ajuste de MTA2.

Ángulo de compensación del transformador en la zona 2 (0,-30,+30º)

Z2CMP=0

Tiene el mismo significado visto anteriormente para el elemento Z1MP por

el desfasamiento angular entre la tensión del neutro del sistema y el

generador a través del transformador de potencia con conexión delta-

estrella.

Retardo de tiempo de la distancia de fase de zona 2 (0.0 a 400seg.)

Z2D=0.6

El ajuste de Z2D define un retardo de tiempo definido de la zona 2 del

elemento.

21PTC elemento de control de par (control de ecuaciones SELogic).

El elemento de distancia de fase es habilitado cuando la ecuación del

21PTC es igual a lógica 1. El elemento es bloqueado cuando el 21PTC tiene

dentro de su ecuación de control SELogic igual a 0.


56

IV.4.4 Información necesaria.

Alcance aparente de la impedancia (magnitud y ángulo) de la zona 1

y zona 2.

Conexión del transformador elevador del generador (únicamente se

requiere si la zona 1 o la zona 2 tienen dentro de su alcance al

transformador).

Coordinación del retardo de tiempo de la zona 1 y 2.

Valor del mínimo factor de potencia generado y máxima carga de

emergencia.

IV.4.5 Recomendaciones.

Los elementos de distancia de fase proporcionan una protección de

respaldo para el sistema, el transformador, el generador. La zona 2 es

típicamente ajustada para tener un alcance más grande. Usualmente un

estudio de fallas es necesario para determinar la magnitud y ángulo de la

impedancia aparente vista por el relevador del generador durante una falla

en el sistema. Ajuste el alcance de (ZnR o ZnC) igual a la impedancia de

secuencia positiva calculada para el estudio de fallas trifásicas. Todos los

alcances y desplazamientos del elemento de distancia son ajustados en

ohms secundarios.

Después de determinar el mínimo alcance requerido para obtener una

sensibilidad de los elementos, cuando uno a más interruptores estén

abiertos en el circuito del bus local. Esta operación de contingencia revisa

con cuales elementos de la zona 2, el retardo de tiempo debe ser

coordinado. La zona 1 es usualmente ajustada menor que la zona 2, con

un retardo de tiempo bajo correspondiente.

El desplazamiento del elemento de distancia requerido depende de la

localización de los transformadores de corriente. Si los transformadores de

corriente son conectados cerca del neutro del generador, ajuste los

desplazamientos del elemento de distancia igual al Xd’ del generador. Un

desplazamiento diferente de cero puede proporcionar una protección de

respaldo para fallas entre fases al generador. Los desplazamientos para la

zona 1 y zona 2 deben igualmente ser ajustados, a no ser que se desee una

característica de ejecución especial.


57

IV.4.6 Disparo de los elementos de distancia de fase.

Debido a que los elementos de fase detectan fallas en el sistema de

naturaleza duradera y potencialmente peligrosos, el disparo es

generalmente aplicado al interruptor principal del generador, al interruptor

de campo, al primo-motor y al relevador de bloqueo (86).

IV.5 ELEMENTOS DE POTENCIA INVERSA Y BAJA POTENCIA HACIA

DELANTE (32).

III.5.1 Descripción de los elementos.

Este tipo de elementos compara el ángulo de fase relativo entre dos

cantidades de corriente alterna. La comparación del ángulo de fase es

comúnmente usada para determinar la dirección de la corriente con

respecto a una cantidad de referencia. Por ejemplo, el flujo de potencia

normal en una determinada dirección resulta en un ángulo de fase entre la

tensión y la corriente variando alrededor de su ángulo de potencia de

; pero cuando este flujo se invierte, este ángulo llega a ser de 180 .

Así mismo, para una falla en la dirección hacia delante o hacia atrás, el

ángulo de fase será – y 180- , respectivamente, donde , es el ángulo del

circuito fallado que en los circuitos de transmisión es aproximadamente

90º. Esta diferencia en las relaciones de fase creadas por una falla, es

explotada en la fabricación de los relevadores direccionales que responden

a la diferencia del ángulo de fases entre dos cantidades que son de tensión

y corriente.


La motorización de un generador ocurre cuando la potencia del primo-

motor del generador es cortada mientras el generador actúa como un

motor síncrono. En turbinas de vapor aplicadas como primo-motor, la

motorización del generador puede dañar rápidamente la turbina causando

sobrecalentamiento. En aplicaciones de otros primo-motores, la

motorización puede causar daños mecánicos y/o condiciones de operación

inseguras.

La protección de anti motorización en el SEL-300G es proporcionada por

un elemento de pérdida de potencia inversa y baja potencia hacia delante.

Este elemento mide la potencia real que fluye desde el generador. Si la

potencia real a la salida cae por debajo del umbral del elemento, el


58

relevador acierta la palabra en BIT del relevador asociada con el umbral y

el inicio del elemento de tiempo definido.

Dos umbrales de potencia inversa son proporcionados. Los ajustes de los

umbrales son hechos en valores por unidad de la potencia del generador.

Una potencia del generador en por unidad es definida por VNOM e INOM

de los ajustes del relevador. Si el segundo disparo de potencia inversa no

es requerido, el usuario puede elegir aplicar un umbral como un disparo

entrelazado con el disparo secuencial del generador.

IV.5.3 Descripción de los ajustes.

Habilita la protección de potencia inversa y baja potencia hacia delante. (Y, N)

E32= Y

Cuando se ajuste E32=Y se habilitan los elementos de potencia inversa y

baja potencia hacia delante. Si los elementos de pérdida de potencia y baja

potencia hacia delante no son requeridos ajuste E32=N.

Umbral de potencia del nivel 1 ( 0.0015 a 3.0000 PU) 32P1P=-0.500

Retardo de tiempo de la potencia del nivel 1. (0.01-400.00 s) 32P1D=20

El nivel 1 puede ser aplicado como una función de disparo. El 32P1P

define el umbral de potencia en por unidad. La palabra del relevador 32P1

se acierta a menos que la potencia medida en la máquina exceda el

umbral. El 32P1T acierta el 32P1D, segundos después que el 32P1P es

acertado.

Umbral de potencia del nivel 2 (OFF, 0.0015 a 3.0000 PU)

32P2P=1.500

Retardo de tiempo de la potencia del nivel 2 (0.01-400 s) 32P2D= 1

El nivel 2 pude ser aplicado como un disparo de secuencia entrelazado o

como una función de sobrecarga. El 32P2P define un umbral de potencia.

El 32P2 acierta a menos que rebase del umbral en por unidad de la

máquina. El 32P2T acierta el 32P2D segundos después que el 32P2P fue

acertado. Ajuste el 32P2P=OFF para deshabilitar el segundo umbral y

esconder el ajuste de 32P2D.

Control de par del elemento 32(Control de ecuaciones SELogic)

32PTC=!60LOP


59

Los elementos de potencia inversa y baja potencia hacia delante son

deshabilitados cuando el control de ecuaciones SELogic tiene lógica 0. Los

elementos están permitidos para operar cuando el control de ecuaciones

SELogic tiene lógica a 1. Conforme al ejemplo, la función de potencia

inversa está permitida para operar cuando no hay condición detectada de

pérdida de potencial. El usuario puede decidir que esta función de control

de par este en ¡3PO que es una condición para deshabilitar los elementos

de potencia inversa cuando los interruptores del generador están abiertos.


La potencia de motorización es negativa por definición, debido a que esta

fluyendo dentro del generador en lugar de salir.

Para asegurar que los elementos están detectando firmemente el nivel de

potencia, el ajuste del elemento considera los errores de medición del

relevador, esto es de los transformadores de tensión y de corriente. Un

múltiplo de 0.7 a 0.5 debería proporcionar una detención segura de las

condiciones de motorización, valor por debajo de 0.02 por unidad, se

sugiere para 32P1P ajustar de 0.014 a 0.01 por unidad. El error de

medición en el relevador para los elementos de potencia es especificado

como 0.0015 por unidad, 2 por ciento en el ajuste.

32P1P= (0.7 a 0.5)*(potencia de motor en por unidad) por unidad

Usa un 32P1D con un retardo de tiempo de 20.0 a 30.0 segundos o con

forme a las recomendaciones de fábrica del primo-motor. Este retardo

previene el disparo de potencia inversa durante operación de la maquina.

Use el nivel 2 del elemento de potencia inversa y baja potencia hacia

delante como un disparo secuencial entrelazado o como un elemento de

sobrecarga.

Cuando el nivel 2 es aplicado como disparo secuencial entrelazado, el

ajuste de 32P2P debería ser ajustado con un alcance de 1.05 a 1.10 por

unidad. Debido a que el elemento es implementado como una función de

baja potencia hacia delante, la palabra en bit del relevador 32P2 es

acertada bajo condiciones normales de carga, pero desacertado si la

potencia de salida del generador excede el 32P2P. Use el nivel 2 del

elemento invertido ¡32P2, para indicar una condición de sobrecarga. Un

control de ecuaciones SELogic variable y una relación de operación de


60

tiempo, puede ser usado para agregar un retardo de tiempo para la

indicación de sobrecarga.

IV.5.5 Disparo de potencia inversa.

Para la protección de motorización, los elementos de potencia inversa y

baja potencia hacia delante son usados para disparar el interruptor

principal del generador y los interruptores de campo y transferencia de

auxiliares.

IV.6 ELEMENTOS DE PÉRDIDA DE CAMPO (40).

IV.6.1 Descripción de los elementos.

Cuando un generador síncrono pierde excitación, este opera como un

generador de inducción con una velocidad arriba de su velocidad síncrona

con el sistema suministrando la potencia reactiva necesaria. Los

generadores de rotor de polos lisos, no son adecuados para tal operación

porque ellos no tienen devanados amortiguadores y rápidamente se

sobrecalienta la laminación del rotor. Los generadores de polos salientes,

los cuales son comúnmente usados en plantas hidroeléctricas tienen tales

devanados amortiguadores, y no tienen tal problema. Sin embargo,

adicional al problema de sobrecalentamiento, ambas máquinas síncronas

de polos lisos y polos salientes, requieren una mínima excitación para

trabajar en una cierta condición de carga. El fabricante debe proporcionar

las temperaturas obtenidas en cada uno de los límites peligrosos para la

sobreexcitación (estator) y baja excitación (rotor).


Las corrientes de pérdida de campo causan que el generador síncrono

actué como un generador de inducción. La velocidad del rotor se

incrementa, la salida de potencia activa decrece y el generador absorbe

una gran cantidad de potencia reactiva del sistema. Altas corrientes son

inducidas en el rotor y las corrientes en el estator pueden ser de 2.0 por

unidad. Estas altas corrientes causan peligrosos sobrecalentamientos en

muy corto tiempo.

El SEL-300G detecta pérdida de campo usando un par de desplazamientos

de círculos Mho, relevadores de impedancia. Debido a que la pérdida de

campo afecta a las tres fases, la condición es balanceada. El SEL-300G

usa mediciones de impedancias de secuencia positiva para formar el

circulo Mho.


61

Típicamente, la zona 1 y zona 2 son desplazamientos del plano de

impedancias originando por un valor igual a una mitad de la reactancia

transitoria de la máquina. La zona 1 intenta operar con un pequeño

retardo de tiempo en los eventos de pérdida de campo bajo condiciones de

carga total. La zona 2 con alcances más distantes, opera con un retardo de

tiempo mayor. La zona 2 es propuesta para disparar por condiciones de

pérdida de campo que ocurren bajo condiciones de ligera carga.

IV.6.3 Cálculos de ajuste.

Para calcular el diámetro del círculo Mho de la zona 1 se tendrá la

ecuación siguiente:

40Z1P=

[IV.6]

Sustituyendo valores en la ecuación anterior, queda:

40Z1P

1.73 primarios

Para convertir de Ohms primarios a Ohms secundarios se hace la

siguiente:

40Z1P = 1.73

secundarios [IV.7]

40Z1P= 1.73

=18.05 secundarios

Para calcular el desplazamiento de la reactancia de la zona 1, se tiene:

40XD1=

[IV.8]

Sustituyendo valores en la ecuación anterior:

40XD1=

-1.2

Para calcular el diámetro del círculo Mho de la zona 2 se tendrá la

ecuación siguiente:

40Z2P= 30.8


62

Para calcular el desplazamiento de la reactancia de la zona 2, se tiene:

40XD2

[IV.9]

Sustituyendo valores en la ecuación anterior:

40XD2

-1.2

40Z2D = 0.5 segundos


Habilita la protección de pérdida de campo (Y, N)

E40=Y

Ajuste E40=Y para habilitar elementos de protección de pérdida de

campo. Si la protección de pérdida de campo no es requerida ajuste

E40=N.

Diámetro de los Mho de la zona 1 (OFF, 0.1 a 100 ) 40Z1P=18.05

Desplazamiento de la reactancia de la zona 1 (-50.0-0.0 ) 40XD1= -1.20

Operación de retardo de tiempo de la zona 1 (0.0-400 s) 40Z1D= 0.0

La zona 1 del elemento típicamente es aplicada como una función de

disparo. El diámetro de la zona 1 y el ajuste del desplazamiento son

descritos abajo. Ajuste el desplazamiento de la zona 1 igual a un medio de

la reactancia transitoria del generador, en ohms secundarios. El disparo

de pérdida de campo de la zona 1 es típicamente realizado con un retardo

de tiempo pequeño o cero. Cualquier retardo deseado debe ser agregado

usando el ajuste de 40Z1D.

La palabra en BIT del relevador 40Z1 acierta a menos que la medición de

la impedancia de secuencia positiva caiga dentro del circulo Mho de la

zona definido por el desplazamiento y diámetro ajustado, La palabra en

BIT del relevador, 40Z1D se acierta 40Z1D segundos después que el 40Z1

es acertado.

Diámetro de los Mho de la zona 2 (OFF, 0.1 a 100 ) 40Z2P= 30.8

Desplazamiento de la reactancia de la zona 2 (-50.0-0.0 ) 40XD2= -1.20

Operación de retardo de tiempo de la zona 2 (0.0-400 s) 40Z2D= 0.5

Ángulo de supervisión del direccional de la zona 2 (-20º-0.0º) 40D1R= -10


63

La zona 2 del elemento típicamente es aplicada como una función de

disparo. El ajuste del diámetro y desplazamiento de la zona 2 son

descritos abajo. Típicamente el disparo de pérdida de campo de la zona 2

es realizado con un retardo de tiempo 0.5 a 0.6 segundos.

La palabra en BIT del relevador 40Z2 acierta a menos que la medición de

la impedancia de secuencia positiva caiga dentro del circulo Mho de la

zona 2 definido por el ajuste del desplazamiento y diámetro de la zona 2,

la supervisión lineal del direccional, si es usado. La palabra en BIT del

relevador, 40Z2T acierta 40Z2D segundos después que el 40Z2 es

acertado.

40Z El elemento de control de par (control de ecuaciones SELogic)

40ZTC=!60LOP

Nota: Los elementos de pérdida de campo requieren por lo menos 0.25

Volts de tensión de secuencia positiva y 0.25 Amperes de corriente de

secuencia positiva para operar.


Reactancia en eje directo del generador (Xd), en secundarios.

Reactancia transitoria del generador (X’d) en secundarios.

Valor de tensión de línea-línea del generador, en Volts secundarios

(ajustes de VNOM)

Corriente de fase del generador, en Amperes secundarios (ajustes de

INOM).

Cuando se desea un desplazamiento positivo de la zona 2, se

necesita:

-Reactancia del transformador elevador Xt, y una reactancia del

sistema Xsys en secundarios.

-Factor de potencia del generador.

IV.7 ELEMENTOS DE SOBRECORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA

(46).


Las corrientes desbalanceadas del generador causan un alto calentamiento

al rotor. La norma IEEE C50.13.1977 define la capacidad de corriente

desbalanceada continua de un generador. El generador deberá ser capaz


64

de soportar sin daño, el efecto de una corriente desbalanceada continua

correspondiente a una corriente de secuencia negativa, en términos de .

El SEL-300G proporciona un elemento de sobrecorriente de secuencia

negativa de tiempo definido, apropiado para aplicarse en una alarma y un

elemento de sobrecorriente-tiempo para disparar por desbalanceo de

corriente.


Habilita la protección de sobrecorriente de secuencia negativa (Y, N)

E46=Y

Ajuste E46=Y para habilitar elementos de sobrecorriente de secuencia

negativa. Si la protección de sobrecorriente de secuencia negativa no es

requerida, ajuste E46=N.

Operación de sobrecorriente de secuencia negativa del nivel 1 (OFF, 2-100%)

46Q1P= 8

Retardo de tiempo de sobrecorriente de secuencia negativa del nivel 1

(0.02-999.90 s) 46Q1D= 5.0

El nivel 1 del elemento es típicamente aplicado como una alarma por

desbalanceado. La operación es definida en por ciento de la corriente

nominal de fase de la máquina, INOM. Para agregar un retardo se debe

usar el 46Q1D. Para desactivar el elemento ajuste 46Q1P=OFF.

La palabra en BIT del relevador 46Q1 acierta a menos que la medición de

la corriente de secuencia negativa exceda el ajuste de 46Q1P en por ciento

de la INOM. La palabra en BIT del relevador 46Q1T es acertada segundos

después que 46Q1 es acertado.

Operación de sobrecorriente de secuencia negativa del nivel 2 (OFF, 2-

100%) 46Q2P=8

Dial de tiempo de sobrecorriente-tiempo de secuencia negativa del nivel 2

(1-100 s) 46Q2K=10

El elemento de sobrecorriente de secuencia negativa opera con una

característica de tiempo Ajuste el valor de operación igual al mínimo

por ciento de corriente nominal para la cual el elemento debe responder.

Ajuste a 46Q2K igual al valor de del generador que es una capacidad

definida de fabrica.


65

La palabra en BIT del relevador 46Q2 acierta a menos que la medición de

la corriente de secuencia negativa exceda el ajuste de 46Q2P en por ciento

de la INOM. La apalabra en BIT del relevador 46Q2T es acierta en un

tiempo definido por las características de operación del elemento

sobrecorriente-tiempo.

El elemento de sobrecorriente-tiempo de secuencia negativa se restablece

usando una línea fija de tiempo igual a 240 segundos. La palabra en BIT

del relevador 46Q2R acierta cuando el elemento es totalmente restablecido.

Control de par del elemento 46Q (control de ecuaciones SELogic)

46QTC=1


Capacidad que tiene el generador para resistir corriente

desbalanceada, en por ciento del valor de la corriente.

Capacidad de tiempo que tiene el generador para resistir la corriente

de secuencia negativa, en segundos.


Ajuste el 46Q1P igual o debajo de la capacidad que tiene el generador para

resistir corriente desbalanceada. 46Q1P=8 -12%.

Ajuste el retardo e tiempo 46Q1D mayor que el máximo tiempo de

corriente desbalanceada de un periodo normal incluyendo el tiempo de

libramiento de fallas de fase del sistema. Este retardo prevendrá una

alarma indeseada por corriente desbalanceada.

46Q1D= 5.0

Ajuste el 46Q2P igual o debajo de la capacidad que tiene el generador para

resistir corriente desbalanceada.

Ajuste el 46Q2K igual o debajo de la capacidad de tiempo que tiene el

generador para resistir corriente de secuencia negativa.

46Q2K= 10.0

Si bajo condiciones de operación el usuario desea prevenir la operación del

elemento de sobrecorriente de secuencia negativa, defina esa condición el

ajuste de control de par 46QTC. Normalmente los elementos de

sobrecorriente de secuencia negativa deben ser habilitados todo el tiempo.


66

46QTC= 1

IV.7.5 Disparo de sobrecorriente de secuencia negativa.

Generalmente el disparo de sobrecorriente de secuencia negativa es

aplicado únicamente al interruptor principal del generador.

IV.8 PROTECCIÓN CONTRA PÉRDIDA DE POTENCIAL (60P).

IV. 8.1 Descripción del elemento, de polo abierto.

La lógica de polo abierto del SEL-300G para la salida de la palabra en bits

del relevador, 3PO, es la lógica uno cuando la medición de la corriente de

fase y la posición de las contactos auxiliares del interruptor están de

acuerdo que el interruptor del generador está abierto. La palabra en bits

del relevador, 3PO, es útil en disparo de eventos y del SER y otras

señalizaciones y opciones de control.

Operación de fase para la detección de carga (OFF, 0.25-100.00A, Modelo

5A) 50LP= 0.25

Retardo de tiempo de los tres polos abiertos (0.00-1.00 s)

3POD=0.00

Tabla IV.5 Palabras en bits del relevador.

Palabras en bits

del relevador

Descripción funcional Aplicaciones típicas

50L Sensibilidad de la sobrecorriente

de fase

Señalización y pruebas

3PO Condición de los tres polos

abiertos del interruptor

Señalización y disparo

del SER

IV.8.1.1 Recomendaciones.

Ajuste el 50LP a su valor mínimo. Cuando la corriente del generador es

extremadamente baja, el relevador confía en la salida del 52A para indicar

la posición del interruptor. Ajuste 3POD=0 ciclos a menos que su

aplicación requiera un tiempo especifico de retardo al desenergizarse.


67

IV.8.1.2 Descripción del elemento y funcionamiento para lógica de

polo abierto.

El relevador 300G provee un método fácil para detectar pérdida de

potencial a los relevadores causados por la pérdida de un fusible o la

operación de un interruptor de los circuitos secundarios que suministran

los potenciales. El relevador detectara una pérdida de potencial si:

1. Si hay 10% de caída de tensión en la medición de la tensión de

secuencia positiva, sin un cambio en las corrientes de secuencia

negativa y secuencia cero.

2. La caída de tensión de secuencia positiva debajo de 5V por más de

un minuto.

Si la condición persiste por 60 ciclos, este se opera, 60LOP restablece,

cuando V1 retorna a un valor más grande de 0.43*VNOM, y V0 yV2 son

ambos menores que 5V secundarios.

IV.8.1.3 Descripción de los ajustes.

Esta función no tiene ajustes y esta siempre activa.

Tabla IV.6 Palabras en bits del relevador.

Palabras en bits

del relevador

Descripción funcional Aplicaciones típicas

60LOP Detección de pérdida de potencial Señalización y control

IV.9 ELEMENTO DE PROTECCIÓN A TIERRA AL 100% DEL ESTATOR

(64).


La falla de aislamiento es la causa más frecuente de la mayoría de las

fallas en un generador. Estas pueden comenzar como fallas entre espiras y

posteriormente convertirse en fallas a tierra; o empezar directamente como

falla a tierra, para que la protección a tierra opere lo más rápido posible.

La protección de una falla a tierra en un generador se complica cuando el

generador se aterriza con un transformador de distribución. En este

sistema de potencia es aterrizado a través de una resistencia igual o

ligeramente menor que la capacitancia total del sistema. Esto trae como


68

consecuencia que la corriente sea muy pequeña y que las sobretensiones

transitorias sean menores de 2.5 veces el valor de la cresta normal a tierra.

IV.9.2 Descripción de funcionamiento.

El relevador 300G provee una función de dos zonas diseñadas para

detectar fallas a tierra en el devanado del estator, en generadores con

puesta a tierra con resistencia y alta impedancia. El elemento de la zona 1,

64G1, usa un elemento de sobretensión al neutro de frecuencia

fundamental que es sensitivo a fallas en la mitad o porciones superiores de

los devanados. El elemento de zona 2, 64G2, usa una tensión de tercera

armónica con función diferencial para detectar fallas en las porciones

superior e inferior, el devanado. Por el uso de las dos zonas, juntas, el

relevador provee el 100% del estator.

Cuando una falla a tierra ocurre en la parte alta del devanado de un

generador aterrizado con resistencias o una alta impedancia, una tensión

aparece en el neutro del generador. La magnitud de la tensión al neutro

durante la falla es proporcional a la localización de la falla dentro del

devanado. Si una falla ocurre en el 85% de la parte alta del devanado

desde el punto neutro, la tensión al neutro es el 85% de la tensión nominal

al neutro del generador. El relevador SEL-300G acierta el 64G1 cuando la

tensión es más grande que el ajuste 64G1P. Esta función detecta fallas a

tierra del estator en casi todo el devanado, no así en la parte baja del 5 al

10% del devanado; ya que la tensión al neutro no tiene valor significativo.

Para detectar fallas en la parte alta (95%-98%) del devanado del generador

usando la siguiente ecuación.

64G1P

V considerando el 95% de su alcance [IV.10]

64G1P

3.31 V

Información necesaria.

Tensión nominal del generador.

Relación del transformador de puesta a tierra a 1 (use 1 si la

máquina tiene resistencia de puesta a tierra.

Relación del transformador de potencial del neutro del generador a 1

(use 1 si el relevador está conectado directamente al devanado

secundario del transformador de puesta a tierra.


69

Tensión al neutro del generador durante una falla a tierra (esta

tensión es causada por el acoplamiento capacitivo en el

transformador elevador del generador. Si esta tensión no es

conocida, la coordinación puede ser hecha en bases del tiempo.

Ajustes del relevador PTR, PTRN, DELTA_Y.

IV.9.3 Descripción de ajustes.

Habilitar la protección a tierra del estator al 100% (Y, N)

E64=Y

Ajustar E64=Y, habilita los elementos de protección a tierra del estator al

100%. Si el relevador es usado para proteger un generador sólidamente

aterrizado, estos elementos no son efectivos y deberían ser deshabilitados

E64=N. Cuando E64=N, los elementos 64G1 y 64G2 son escondidos y sus

ajustes no son introducidos.

Elementos 64G.

Zona 1 Operación de los elementos de sobre/baja tensión del neutro.

64G1P=3.3

Zona 1 Retardo de tiempo (0.00-400.00s) 64G1D=0.75

Zona 2 Tensión diferencial (OOF, 0.1-20.0V) 64G2P=OOF

Zona 2 Relación de tiempo (0.0-5.0) 64RAT=1.0

Zona 2 Retardo de tiempo (0.00-400.00s) 64G2D=0.08

64G elemento de control de par (ecuaciones de control SELogic)

64GTC=1.0

IV.10 ELEMENTO FUERA DE PASO-ESQUEMA DE BLINDAJE

SENCILLO (78).

IV.10.1 Descripción del elemento.

La constante de inercia para máquinas termoeléctricas tiene un valor de 4-

10 segundos, y para máquinas hidroeléctricas tiene un valor de 2-4

segundos. Como el equilibrio de estado estable esta en disturbio por una

falla, la reactancia efectiva entre las dos máquinas cambia, y esta cambia

también cuando una falla es librada. Como la reactancia cambia, los

ángulos del rotor no pueden cambiar instantáneamente para compensar

este cambio, el rotor está sujeto a un par de aceleración, el cual depende

del ángulo δ. El resultado de la ecuación de movimiento puede ser resuelto


70

por el criterio de áreas iguales. Cuando las oscilaciones del rotor son

estables, el rotor oscila alrededor de un nuevo punto de equilibrio, y

eventualmente lo alcanza. Cuando el movimiento del rotor es inestable, el

ángulo del rotor se mueve en forma ascendente, como se ilustra en la

figura IV.5.

ÁnguloInestable

Estable

Tiempo

Figura IV.5 Oscilaciones estable e inestable de un SEP sencillo. [9]

La operación inestable es indeseable, ya que esta crea corrientes y flujos

de potencia demasiado grandes así como también tensiones no usuales en

la red, y sujeta al generador en oscilaciones cíclicas de par demasiado

grandes. La estación de servicios propios puede también estar sujeta a

fluctuaciones de tensión demasiado grandes y pueden ocasionar disparos,

causando pérdidas largas y costosas de energía: en la mayoría de los

casos, una vez que se detecta la inestabilidad, la máquina no recobrara su

sincronismo a menos que se tengan medidas de control inusuales.

Es muy importante que una oscilación del rotor de la máquina síncrona

sea detectada, y que la máquina sea retirada del sistema, mientras se

conserve los auxiliares de la planta energizados. Si lo anterior puede ser

llevado a cabo satisfactoriamente, el generador puede ser sincronizado en

un tiempo muy corto.

La detección de esta condición inestable, también conocida como condición

fuera de paso, es llevada a cabo por los relevadores fuera de paso.

IV.10.2 Impedancia aparente durante las oscilaciones de potencia.

Las oscilaciones de potencia se caracterizan por el movimiento de los

ángulos del rotor de las máquinas conectadas al sistema dentro de un

amplio margen. Durante una oscilación estable, el ángulo del rotor oscila

alrededor de su punto de equilibrio, mientras que durante una oscilación


71

inestable, el ángulo del rotor δ, se incrementa progresivamente (o decrece),

adquiriendo valores más allá del rango

Hay dos aspectos a los problemas de los relevadores fuera de paso.

Primero, un disparo en una oscilación estable no es garantizado y debería

ser evitado a toda costa. Segundo, durante una oscilación inestable, un

disparo puede ser deseado, pero deberá ser escogido en los relevadores de

las líneas que permitan el balance de energía del sistema. Así, también un

disparo no controlado durante oscilaciones inestables, deberá ser evitado.

La tarea de los relevadores fuera de paso puede ser contemplada en dos

etapas: Una de detección, y la otra de disparo o bloqueo.

La función de detección es llevada a cabo por múltiples características;

recordemos que una falla causa que la impedancia aparente tenga una

trayectoria rápida hacia las zonas de protección de los relevadores de

distancia, y una oscilación estable tiene una velocidad gradual hacia las

zonas de operación. Con los puntos de vista anteriores, se debe medir la

velocidad con que se mueve la impedancia aparente dentro de su

trayectoria, para poder declarar si es una falla o una oscilación de

estabilidad. La oscilación de estabilidad puede ser estable o inestable; por

lo tanto es necesario realizar varias corridas de un programa de estabilidad

transitoria. La trayectoria de la impedancia vista por los relevadores de

distancia para cada uno de los casos estables es examinada. Se ha

encontrado que todas las oscilaciones estables llegan a estar a una

distancia mínima desde el origen. Por lo tanto, si se elige una zona con un

ajuste más pequeño que esta distancia mínima se tiene una buena

selección para decidir si la oscilación es estable o inestable. Así, si la

trayectoria de la impedancia durante la oscilación de estabilidad invade la

zona comprendida, se dice que es una oscilación inestable, en caso de que

no invada, se dice que es una oscilación estable. Cuando se detecta una

condición de oscilación inestable, una condición de fuera de paso es

declarada, y una acción de disparo o bloqueo apropiado es iniciado

dependiendo de los requisitos establecidos con referencia a la figura IV.6


72

ZONA INTERNA

ZONA EXTERNA

R

(b)

R

(a)X

Figura IV.6 Relevadores para detectar condiciones fuera de paso por el

uso de relevadores de distancia y relevadores de tiempo. [9]

La zona interna es usada para detectar una oscilación inestable, mientras

que la zona externa es para arrancar un relevador de tiempo. Si la zona

interna es alcanzada antes de que termine la operación del relevador de

tiempo, se considera que se tiene una falla, y si la zona interna es

alcanzada después de la operación del relevador de tiempo, se tiene una

oscilación inestable, y si la zona nunca es alcanzada, se dice que se tiene

una oscilación estable. Ningún disparo es permitido durante una

oscilación estable, mientras que para una oscilación inestable un disparo o

bloqueo del relevador de distancia es permitido, dependiendo de las

condiciones de operación del sistema.


El elemento fuera de paso detecta condiciones fuera de sincronismo entre

dos fuentes eléctricas. Dos sistemas interconectados pueden experimentar

una condición fuera de paso por diferentes razones. Por ejemplo, las

pérdidas de excitación pueden causar que un generador pierda su

sincronismo con el resto del sistema. Similarmente, un disparo tardado a

un interruptor para librar una falla en el sistema puede causar que un

generador pierda su sincronismo con el resto del sistema.

Es necesario detectar y aislar las condiciones fuera de paso tan rápido

como sea posible porque de estas oscilaciones resultan corrientes grandes,

esfuerzos en los devanados, y altos pares de torsión en la flecha del

generador que pueden ser perjudiciales, también al transformador.

IV.10.4 Esquema de blindaje sencillo de los elementos fuera de paso.

El blindaje sencillo, se muestra en la figura IV.7, que consiste de un

elemento 78Z1, un blindaje derecho 78R1, y un blindaje izquierdo 78R2.


73

Este esquema detecta condición fuera de paso por monitorear la

trayectoria de la impedancia de secuencia positiva que pasa a través de la

zona de protección. Si el relevador detecta una condición fuera de paso,

este acierta a las siguientes palabras en bits del relevador.

SWING opera cuando la impedancia de secuencia positiva se mueve

desde la región de carga dentro del área A (blindaje izquierdo 78R2 y

el elemento Mho 78Z1 aciertan.

OOS opera cuando la trayectoria de impedancia de secuencia

positiva avanza adicionalmente entre los dos blindajes (blindaje

derecho 78R1 y blindaje izquierdo 78R2, y el elemento 78Z1

aciertan).

Con la trayectoria de la impedancia saliendo del circulo Mho vía el

área C, el relevador de tiempo con vía ascendente conduce con un

retardo a la operación de un tiempo 78TD y un retardo a la

reposición de 78TDURD que arranca el tiempo, la palabra en bits del

relevador OOST permanece operada por 78DURD segundos después

que el tiempo del 78TD termina.

La descripción anterior es solo para trayectorias viajando de derecha

a izquierda. Las trayectorias fuera de paso viajando de izquierda a

derecha atraviesan las zonas de protección en sentido contrario (es

decir desde el área C a B a A). Las palabras en bits de los

relevadores aciertan en la misma forma que si las trayectorias se

dieran de derecha a izquierda o de izquierda a derecha.

X

R

78R2

78R2 78R1

78R2

78R2 78R1

78R2 78R1

78Z1Nota:Diametro del 78Z1(78REV+78FWD)

Blindaje derechoBlindaje izquierdo

C B A

Figura IV.7 Características de operación de esquema de blindaje sencillo.

[9]


74

El esquema de blindaje sencillo distingue entre una condición de

cortocircuito y una condición de fuera de paso, ya que monitorea la

trayectoria de la impedancia. Durante fallas de cortocircuito, la

impedancia se moverá desde la región de carga a dentro de la zona del

elemento Mho y entre los dos blindajes casi en forma instantánea

previniendo que la función fuera de paso opere.

IV.10.5. Descripción de ajustes.

Habilitar la protección fuera de paso (1B, 2B, N)

E78=1B

Ajustar E78=1B o 2B habilita los elementos de protección fuera de paso, si

la protección fuera de paso no es requerida, ajuste E78=N.

Reactancia de alcance hacia delante (0.1-100.0 Ω) 78FWD=8

Reactancia de alcance hacia atrás (0.1-100.0 Ω) 78REV=8

Blindaje derecho (0.1-50.0 Ω) 78R1=6

Blindaje izquierdo (0.1-50.0 Ω) 78R2=6

Retardo de disparo de la protección fuera de paso (0.0-1.00 s) 78TD=0.0

Duración del disparo de la protección fuera de paso (0.0-5.00 s)

78TDURD= 3.0

Supervisión de la corriente de secuencia positiva (0.25-30.00 A)

50ABC= 0.25

78 Elemento de control de par (ecuación de control SELogic) OOSTC= 1

Notas: Los valores indicados arriba son los ajustes de fábrica para un

relevador de 5A. Para un relevador de 1A, multiplique los Ω por cinco y

divida los amperes por cinco.

La suma de los alcances hacia delante y hacia atrás (el diámetro del

circulo Mho) tiene que ser 100 Ω o menos para un relevador de 5A y 500 Ω

o menos para un relevador de 1A.

El ajuste del blindaje debe ser más grande o igual al 5% del alcance hacia

delante o atrás. Cualquiera que sea más grande.

El elemento de control de par 78 de la ecuación de control SELogic OOST

tiene un ajuste de fábrica de uno. Si este valor es dejado en 1, el elemento

fuera de paso no será controlado por ninguna otra condición externa al

elemento. Sin embargo, los clientes pueden bloquear la operación del


75

elemento 78 para ciertas condiciones, tal como la presencia de excesivas

corrientes de secuencia negativa, por ajustar OOSTC a ¡46Q1.

El disparo retardado del relevador de tiempo tiene un retardo de reposición

ajustable 78DURD (duración de disparo). El 78DURD deberá ser ajustado

apropiadamente. Si la palabra en bits del relevador OOST está configurada

para operar directamente un contacto de salida, en lugar de ser dirigida a

la lógica de disparo común. El ajuste de fábrica del 78DURD es tres

segundos. Sin embargo, si OOST está en las ecuaciones de disparo

SELogic TR1 a TR4, ajuste 78DURD a cero segundos porque la lógica de

disparo tiene un relevador de tiempo similar, TDURD.


Reactancia transitoria del generador X’d, en Ω secundarios.

Impedancia del transformador de potencia en Ω secundarios.

Impedancia de la línea o líneas más allá del transformador de

potencia, si se necesita convertir todas las impedancias a los kV

base del generador.

Un estudio de estabilidad normalmente proporciona los datos adecuados

para ajustar los elementos y relevadores de tiempo adecuadamente. La

zona de protección fuera de paso, la cual es limitada, por el elemento

78Z1, deberá extenderse desde el neutro del generador a las boquillas de

la alta tensión del transformador de potencia. Normalmente, se ajusta el

alcance 78FWD en 2-3 veces la reactancia subtransitoria X’d, y el ajuste

del alcance inverso 78REV en 1.5-2.0 veces la reactancia del

transformador, Xt para tener una zona adecuada de protección más cierto

margen.

Asegúrese que elemento Mho y los blindajes no estén incluidos para la

carga máxima posible, y así evitar la aserción de los elementos 78Z1, 78R1

y 78R2 bajo condiciones normales de operación.

IV.11 PROTECCIÓN DE FRECUENCIA (81).


Cuando se presenta una pérdida de generación, pérdida de carga o la

acción de los relevadores fuera de paso, causa una diferencia que se

presenta entre la carga y la generación en un sistema de potencia, o en

parte del sistema de potencia. Los generadores se aceleran cuando la


76

generación esta en exceso, o se frenan cuando la carga es mayor. En la

condición de frenado, los generadores deben ser protegidos de alcanzar

peligrosas velocidades bajas de operación, las cuales pueden causar fallas

en las hélices de la turbina de vapor. La frecuencia de resonancia

mecánica de las hélices esta cerca de la frecuencia normal de operación.

Para un turbogenerador de 60 Hz, una resonancia puede existir alrededor

de 57 Hz, por lo que serios daños pueden ser causados a las hélices de las

turbinas. Los motores de los servicios auxiliares, también pueden resultar

dañados con esta operación a bajas frecuencias.

Es por lo tanto imperativo que el decaimiento de la frecuencia en un

sistema sea detenido, antes de que los aparatos de protección aíslen la

planta del sistema, y se provoque un problema más serio. Es función de

los relevadores de baja frecuencia de tiro de carga, detectar el decaimiento

de la frecuencia del sistema, y desconectar cantidades apropiadas de carga

conectada al sistema, para que la generación y la carga estén balanceadas

y el sistema de potencia pueda retornar a su frecuencia normal de

operación, sin desconectar ningún generador del sistema.

Los esquemas de tiro de carga han sido muy importantes en los sistemas

actuales, donde la carencia de márgenes adecuados de reserva rodante y

márgenes adecuados de capacidad de las líneas de enlace para preparar la

pérdida de generación por la importancia de grandes bloques de energía

desde las líneas de enlace.

Los relevadores de tiro de carga pueden ser electromecánicos, de estado

sólido, o microprocesados. El elemento de medición censa una frecuencia

igual a su ajuste, y operará después de un cierto tiempo después de que la

frecuencia pasó a través de su ajuste en su decaimiento. El tiempo del

relevador, el tiempo de retardo, y el tiempo de apertura del interruptor,

todos sumados hacen un retardo de 10 ciclos o más. Si la relación de

cambio de frecuencia puede ser estimada, entonces la frecuencia en la

cual la carga es disparada puede ser determinada. El ajuste del siguiente

paso del relevador de tiro de carga puede ser ajustado con un cierto

margen de seguridad.

IV.11.2 Descripción de funcionamiento.

El SEL-300G provee seis pasos de elementos de sobre frecuencia/baja

frecuencia. Cada elemento puede operar como un elemento de sobre o baja

frecuencia, dependiendo de su ajuste de operación. Si el ajuste de


77

operación del elemento es menor que el ajuste de la frecuencia nominal de

la máquina, FNOM, el elemento opera como un elemento de baja

frecuencia, operando si la medición de la frecuencia es menor que el valor

de ajuste. Si el ajuste de operación del elemento es mayor que el ajuste de

la frecuencia nominal de la máquina, FNOM, el elemento opera como un

elemento de sobre frecuencia, operando si la medición de la frecuencia es

mayor que el valor de ajuste.

IV.11.3 Descripción de ajustes.

Habilitar lo elementos de frecuencia (N, 1-6)

E81=2 Ajustar E81 habilita hasta seis elementos de sobre/baja frecuencia.

Cuando E81=N, los elementos de frecuencia están deshabilitados y sus

ajustes son escondidos y no necesitan ser introducidos.

Elementos 81 Ajustes

Bloqueo a bajas tensiones de fase 27B81P= 20.00

Operación del nivel 1 (OFF, 20.00-70.00 Hz) 81D1P= 59.10

Retardo de tiempo nivel 1 (0.03-400.00 s) 81D1D= 0.03

Operación del nivel 2 (OFF, 20.00-70.00 Hz) 81D2P= 62.00


Operación del nivel 3 (OFF, 20.00-70.00 Hz) 81D3P= OFF








Los elementos de frecuencia son deshabilitados mientras cualquier tensión

de fase sea menor que el 2781P. En los ajustes mostrados anteriormente

está habilitado un elemento de baja frecuencia.


Frecuencia de disparo de la protección de frecuencia anormal

deseada o requerida.

Frecuencias de tipo de carga baja / sobre frecuencia del generador.


78


Habilitar el número de elementos de sobre / baja frecuencia para la

aplicación que se requiera. El fabricante del primo-motor puede proveer

guías de disparo para frecuencias anormales para proteger al generador y

el primo-motor. El centro de control del sistema debe publicar los datos de

tiro de carga por baja frecuencia. Un ajuste de 20V para 27B81P provee la

operación de los elementos de frecuencia sobre un amplio rango del

sistema y tensiones del generador.

IV.11.6 Disparo de baja frecuencia.

El disparo es generalmente aplicado al interruptor del generador

solamente. En esta forma, el generador puede ser rápidamente

sincronizado nuevamente una vez que las condiciones del sistema que

causaron el disturbio de frecuencia han sido corregidas.

IV.12 ELEMENTO DIFERENCIAL (87).

Los relevadores SEL-300G son equipados con entradas de corriente

diferencial. Estos relevadores usan estas entradas de corriente para operar

elementos de sobrecorriente de fase, secuencia negativa y residual,

IV.12.1 Revisión global del elemento diferencial de porcentaje

restringido.

Para simplificar el proceso de ajuste para la mayoría de las aplicaciones, el

elemento diferencial de relevador SEL-300G1/300G3 es habilitado

ajustando E87 igual a G o T.

Cuando E87=G, algunos de los ajustes del elemento diferencial son fijados

a valores predeterminados, dejan únicamente tres ajustes a considerar.

Ajusta E87=G cuando la protección del generador es el único aparato en la

zona del diferencial.

Cuando E87=T, un ajuste adicional es disponible para compensar la

inclusión de un transformador elevador del generador a la zona diferencial.

Cuando E87=G o T, la función de protección diferencial incluye una

sensibilidad, un elemento diferencial de porcentaje diferencial y elemento

libre que debe ser ajustado con menos sensibilidad.


79

Cuando E87=G o T, el relevador mide la frecuencia fundamental de las

corrientes desde la entradas de fase (IA, IB, e IC) y las entradas del

diferencial (IA87, IB87, e IC87). El relevador también mide las corrientes

de segundo armónico para cada ajuste de entrada. El relevador compensa

matemáticamente las mediciones de las corrientes, tomando en cuenta las

corrientes de las conexiones del transformador, las conexiones del

transformador de potencia (si E87=T), y los ajustes del TAP. Usando las

corrientes de compensación, el relevador después calcula las cantidades de

operación (IOP1, IOP2, e IOP3), las cantidades de restricción (IRT1, IRT2, e

IRT3), y las cantidades de bloqueo de segundo armónico (I1F2, I2F2, e

I3F2).

IV.12.2 Ajustes para la protección del generador.

Habilita protección diferencial (G, T, N)

E87=T

Ajusta E87=T para habilitar elementos de protección diferencial, cuando el

transformador elevador del generador está incluido en la zona del

diferencial. Si la protección del diferencial no es requerida, ajusta E87=N.

87B, 87BL1, 87BL2, 87BL3, 87R, 87R1, 87R2, 87R3, 87U, 87U1, 87U2,

87U3 palabras en bits del relevador son inactivos y los siguientes ajustes

del relevador son escondidos y no necesitan ser introducidos.

XFMR tensión de L-L del bobinado de alta tensión (OFF, 1.0-1000 kV)

VWDGD=230

Conexión XFMR (GEN, YY, YDAC, YDAB, DACDAC, DABDAB, DABY,

DACY) TRCON= DABY

Conexión del TC en la entrada del 87 (Y, DAB, DAC)

CTCON= Y

Valor del TAP de la entrada de fase. TAP1=cantidad deducida (3.8)

Valor del TAP de la entrada del 87. TAPD=cantidad deducida (2.96)

Múltiplo de TAP de la operación del elemento sin restricción (1.0-20.0)

U87P= 10

Múltiplo de TAP de la operación del elemento restringido (0.04-1.0)

O87P= 0.30

Por ciento de restricción de la inclinación 1 (5-100%) SLP1= 40

Cuando un transformador elevador del generador es incluido en la zona

del diferencial, ajusta VWDGD igual a la tensión de línea a línea en kV del


80

lado de alta del transformador. Si el usuario ajusta E87=T, pero no tiene

incluido un transformador elevador en la zona del diferencial, entonces

ajusta VWDGD igual a la tensión de línea a línea del generador o ajusta

VWDGD=OFF.

El ajuste de TRCON es definido por la conexión del transformador

elevador. El ajuste de CTCON es definido por la conexión de los

transformadores de corriente de la entrada 87.

Al introducir el usuario los ajustes del relevador, el relevador deduce

valores de TAP1 y TAPD. El usuario no necesita introducir los ajustes para

TPA1 y TAPD cuando E87=T, cuando el usuario introduce un ajuste para

VWDGD. Cuando se ajusta VWDGD=OFF, el usuario necesita calcular e

introducir ajustes para TPA1 y TAPD.

La operación del elemento diferencial sin restricción es definida por el

ajuste de U87P, El 87U palabra en BIT del relevador acierta si alguna de

las mediciones de las cantidades de operación del diferencial IOP, IOP2,

IOP3, exceden el ajuste de U87P. La operación del elemento diferencial

restringido es definida por el ajuste del O87P. La palabra en bits del

relevador 87R acierta dependiendo de la medición de operación y

corrientes de restricción, el ajuste del porcentaje de restricción de la

inclinación, SLP1, SLP2, e IRS1, la función de bloqueo del segundo

armónico definida por ajuste de PCT2 e IHBL, y el resultado del control de

ecuaciones 87B.

Porcentaje de restricción de la inclinación 2 (OFF, 50-200%)

SLP2= 100

Múltiplo de TAP del límite de restricción de la inclinación 1 (1.0-16.0)

IRS1= 3.0

Por ciento de bloqueo del segundo armónico (OFF, 5-100%)

PCT2= OFF

Bloque de armónico independiente (Y, N)

IHBL=N

Bloqueo del elemento de restricción (control de ecuaciones SELogic)

87B=0

El porcentaje del elemento diferencial restringido es desactivado cuando el

resultado del control de ecuaciones SELogic es igual a 1. Cuando el

elemento diferencial es aplicado a una protección por unidad, el usuario

debe ajustar 87B=24C2. Este bloquea el elemento diferencial durante la


81

condición de sobreexcitación cuando la fuerza de la corriente del equilibrio

del quinto armónico causa que el elemento diferencial opere

incorrectamente.

IV.12.3 Descripción de la operación del elemento diferencial sin

restricción y restringido

Operación del elemento diferencial sin restricción, U87P. El elemento

diferencial sin restricción esta propuesto para detectar corrientes

diferenciales muy grandes que claramente indican una falla interna.

Este elemento responde únicamente a la frecuencia fundamental de

los componentes de las corrientes de operación del diferencial y no

es afectado por la función de porcentajes de restricción. Este ajuste

debería ser bastante alto para no responder a las falsas corrientes

diferenciales causadas por las diferencias en TC desempeñadas por

medio de severas fallas. Ajusta U87P=10 segundos generalmente

proporcionar un ejecución satisfactoria.

Operación del elemento diferencial restringido, O87P. Ajusta la

corriente de operación del elemento restringido a un mínimo valor

para incrementar la sensibilidad opera bastante alta para evitar la

operación incorrecta debido a los continuos errores en el TC. Un

O87P ajustado de 0.3 proporciona generalmente una ejecución

satisfactoria.


82

C A P Í T U L O V

PRUEBAS A LOS ELEMENTOS DE

PROTECCIÓN

V.1 INTRODUCCIÓN.

Cada ajuste de los elementos tiene una función en específico y son

necesarios para su correcta operación. Si bien no es necesario probar

todas las funciones de protección proporcionada por el relevador al mismo

tiempo, si se desea se pueden seleccionar elementos para verificar la

operación correcta del elemento.

Esta sección describe a detalle individualmente el procedimiento de prueba

de los elementos.


83

V.2 PROCEDIMIENTO PARA MANIPULAR LA FUENTE MULTICANAL

ADAPTABLE (SEL-AMS ADAPTIVE MULTICHANNEL SOURCE).

1. Iniciar el programa SEL-5401.

2. En la pestaña de “File” se da un clic y se escogerá la opción “New…”

y aparecerá un nuevo cuadro de dialogo, donde se escogerá el tipo de

relevador a usar,

3. En la pestaña de “Relay Type” se dará un clic y se seleccionara SEL-

300G que es el relevador al que se le harán las pruebas

correspondientes,

4. Después se dará un clic en “Ok” para aceptar la configuración.

Otra opción para seleccionar el tipo de relevador es dar un clic en la

pestaña “Configuration” y seleccionar la opción “Relay Configuration…” y

se repetirá el procedimiento a partir del punto 3 y 4.

5. El siguiente paso es comunicar la PC a través del software SEL-5401

con la Fuente Multicanal Adaptable (SEL-AMS) dando un clic en la

pestaña “Configuration” y se escogerá la opción “Communications…”

y aparecerá un nuevo cuadro de dialogo donde se escogerá el puerto

de comunicación (Dependiendo de la PC aparecerá los COM1,

COM2… COMn, así que el usuario tiene que saber en qué puerto de

la PC está conectado al SEL-AMS para seleccionar el correcto y así

establecer la comunicación.

6. En el mismo cuadro de dialogo esta la opción de “Baut Rate” que es

la velocidad de transmisión con que trabaja el SEL-5401, que en

este caso se tomara el valor que está predeterminado, no hay que

mover nada.

7. La otra opción y ultima tampoco se modifica “File Download

Protocol”, tomando “XModem”.

8. Para concluir se da un clic en “Ok” para aceptar la configuración.

9. Introducir el Máximo Tiempo de Prueba (Max State Time) para

realizar la simulación, ya sea en ciclos, minutos, milisegundos o

segundos. Con la recomendación de que si se simula una falla con

mucha corriente el tiempo de prueba debe de ser relativamente

corto para que el equipo no sufra ningún tipo de daño.

10. Introducir la magnitud de la frecuencia tanto inicial como final.

Recomendación: cuando se realice la simulación de una falla o algún tipo

de prueba se recomienda que en “Inputs” se haga lo siguiente:


84

(Dependiendo de donde se conecte la terminal de salida (output) del SEL-

300G que se conecto al borne de señalización (sense input) del SEL-AMS.

que corresponde al INPUTS IN1 al IN6, para este proyecto fue el sense

input número 3, así que se tomara IN3).

1. En la columna “FUNC” se dará doble clic para que se ponga en color

azul y después presionar la barra espaciadora hasta que aparezca

“O->C”.

2. En la columna “RSLT UNITS” se dará doble clic para que se ponga

en color azul y después presionar la barra espaciadora hasta que

aparezca “SEC” por decir un ejemplo, que quiere decir segundos.

3. En la columna “TOS” se dará doble clic para que se ponga en color

azul y después presionar la barra espaciadora hasta que aparezca

“C”.

Lo cual significa que los contactos pasaran de abierto ha cerrado cuando

exista o se simule una falla y así se proporcionara el tiempo exacto en que

la protección opero.

Con los puntos anteriores realizados solo faltaría introducir las

magnitudes y ángulos tanto de corriente y tensión y de las corrientes de

diferencial (I87) correspondiente a cada fase. Por su puesto se introducirán

estas magnitudes dependiendo que protección se le aplicara la prueba y

para esto se explicara mas adelante con más detalle.

Por último para iniciar la simulación o prueba se dará un clic en el icono

y correrá la simulación.

Otra forma de iniciar la prueba es dar un clic en la pestaña “Run” y

seleccionar la opción “Download Test and Run it” o presionar las teclas del

teclado Ctrl + X.

Existe otra forma de introducir las magnitudes y ángulos con la diferencia

de que con esta forma se puede ir incrementando o disminuyendo los

valores, ya sea de las magnitudes o ángulos; para entrar a esta opción,

solo se da un clic al icono .

En este nuevo cuadro de dialogo se puede introducir las valores (magnitud

o ángulo) claro dependiendo de la prueba que se desea realizar, y para que

pueda disminuir o aumentar el valor, se tendrá que seleccionar con una

palomita.


85

Se escoge la frecuencia a la que deba estar la prueba.

Se determina el valor en que ira incrementándose o disminuyéndose, lo

que con anterioridad se ha seleccionado.

Se iniciara la prueba dando un clic en “Start”.

Se dará clic en el icono o las veces que sea necesario hasta que

ocurra la operación de la protección.

Se observara que existe un indicador de la operación de la protección y el

tiempo exacto en que opero.

V.3 CONEXIÓN DE UNA FUENTE DE TRES TENSIONES Y TRES

CORRIENTES.

La figura V.1 muestra las conexiones para usar la fuente mencionada.

Panel del relevador de salidas de tensión y corriente (DELTA_Y=Y)

IA IB IC INZ01 Z02 Z03 Z04 Z05 Z06 Z07 Z08 Z09 Z10 Z11 Z12 Z13 Z14 Z15 Z16

VA VB VC N VN NN VS NS

VA VB VCIA IB IC VS

Fuente de corriente y tensión trifásica * La fuente de Vs solo es necesaria a la pruebadel elemento 25

Figura V.1 Conexión de la fuente de prueba, tres fuentes de tensión y tres

de corriente. [9]

V.4 ELEMENTO DE DISTANCIA (21).

V.4.1 Equipo necesario.

Relevador SEL-300G.

Fuente de dos o tres terminales y tres corrientes con magnitud

ajustable y ángulo de fase.


86

PC con software apropiado y cable serial para conexión del puerto

PC-COM al relevador.

V.4.2 Conexiones de las fuentes de prueba.

Conecte de acuerdo a la fuente disponible, según la figura V.1.

V.4.3 Operación básica del elemento.

Los elementos de distancia están diseñados para proporcionar protección

de respaldo para fallas de fase a fase y fallas trifásicas en el sistema de

alimentación externa del generador. El relevador proporciona dos zonas de

protección independientes. Cada zona está equipada con la configuración

que define:

Alcance hacia delante en ohms secundarios.

Alcance hacia atrás (OFFSET) en ohms secundarios.

Ángulo de par máximo en grados.

Retardo de tiempo definido en segundos.

Compensación del transformador de potencia por la conexión Delta-

Estrella.

El desplazamiento de fase de la tensión y corriente introducido por el

transformador de potencia Delta-Estrella, cambia las señales de tensión y

corriente presentadas al relevador SEL 300G durante una falla de fase-fase

sobre el sistema.

V.4.4 Pruebas de exactitud de operación de los elementos.

Paso 1. Haga las conexiones según la figura V.1.

Paso 2. Usando el comando SHO del panel frontal o el puerto serie,

escriba los ajustes asociados con los elementos de distancia de fase del

relevador: VNOM, INOM, EDUP=D, Z1R, MTA1, Z1CMP, Z1D, Z2R, Z2O,

MTA2, Z2CMP, Z2D, MPF (factor de potencia mínimo del generador),

MXLD (carga máxima del generador en p.u.), 21PTC.

Paso 3. Este elemento es muy fácil de probar por simulación una falla

trifásica, incrementando las corrientes de prueba mientras las tensiones se

mantienen constantes. Ajuste las tensiones de la fuente en magnitudes

mas grandes o iguales a 0.45*VNOM (cuando DELTA_Y=Y) o 0.75*VNOM


87

(cuando DELTA_Y=D). Ajuste los ángulos de la fuente como se muestra en

seguida:

Cuando ajusta PHROT =ABC Ajuste del ángulo Ia= -MTAnº

Ajuste del ángulo Ib= -120-MTAnº

Ajuste del ángulo Ic= 120-MTAnº

Por lo tanto:

Ajuste del ángulo Ia= -88º

Ajuste del ángulo Ib= -120º-88º=-208º

Ajuste del ángulo Ic= 120º-88º=32º

Cuando ajusta PHROT =ACB Ajuste del ángulo Ia= -MTAnº

Ajuste del ángulo Ib= 120º-MTAnº

Ajuste del ángulo Ic= -120º-MTAnº

Paso 4. Usando el panel frontal o el comando SHO del puerto serial,

anotar los ajustes asociados con el elemento de distancia del relevador.

VNOM= 120 Volts (tensión nominal de fase a fase).

INOM= 3.8 Amps (corriente nominal de fase).

EBUP= D (ajustes de los elementos de distancia de fase).

Z1R= 3.5 ohm secundarios (ajuste del alcance de valores de la zona 1).

Z1O= 2.4 ohm secundarios (ajuste fuera de la zona 1).

MTA1= 88 grados (ángulo de par máximo de la zona 1).

Z1CMP= 0 (compensación del transformador).

Z1D= 0.6 segundos (elemento definido de tiempo de la zona 1).

Z2R= 4.6 ohm secundarios (ajuste del alcance de valores de la zona 2).

Z2O= 2.4 ohm secundarios (ajuste fuera de la zona 2).

MTA2= 88 grados (ángulo de par máximo de la zona 2).

Z2CMP= 0 (compensación del transformador).

Z2D= 0.6 segundos (elemento definido de tiempo de la zona 2).

MPF= (factor de potencia mínimo del generador).

MXLD= por unidad (carga del generador máxima).

21PTC=_______________!3PO______________________________________________


88

Ajuste de control de par (los elementos están activos cuando 21PTC = 1 lógico).

Paso 5. Usando el panel frontal o el comando SHO G del puerto serial,

anotar los ajustes de PHROT y DELTA_Y:

PHROT = ABC ABC o ACB (rotación de fases del generador)

DELTA_Y= Y Y o D (conexión de fases de generador)

Paso 6. Usando la siguiente ecuación se obtendrá el valor de corriente en

la cual la protección de distancia operara.

[V.4.1]

Sustituyendo valores en la ecuación anterior queda:

Iop= 15.42 A

Usando la ley de ohm tenemos que la corriente para esta magnitud de

impedancia es de 15.42 es decir, si la corriente supera su valor entonces el

valor de la impedancia se ve reducida y por lo tanto la protección actuara.

21P1P= compara cuando la magnitud de corriente de fase es igual

15.50 A secundarios (Iprueba).

Teniendo en cuenta el valor de la corriente de prueba que fue similar al de

ajuste se tiene que el % de error se obtendrá de la siguiente manera

%error

*100 [V.4.2]


% error

* 100 = 0.46%

%error= 0.46 %

El valor de prueba supero al valor calculado es decir la impedancia fue

reducida un poco más al valor del ajuste y se obtuvo un el resultado

menor de 1% de error esto nos da una confiabilidad en la protección ya

que el valor fue muy próximo.


89

V.4.5 Pruebas de exactitud de los elementos de tiempo.

El objeto de la prueba de exactitud de los elementos de tiempo es aplicar

señales predefinidas al relevador y medir el tiempo de respuesta. Hay dos

métodos disponibles para medir el tiempo de respuesta del elemento,

revisar el SER y los contactos de salida de operación.

V.4.5.1 Prueba de exactitud del retardo de tiempo, 21P1D.

Paso 1. Configurar las fuentes de prueba actual para aplicar equilibrada,

las tres corrientes de fase con magnitud igual a 1,1 • ITEST, medido por la

prueba de precisión realizada 21P1P por encima de.

Paso 2. Esperar 21P1T afirmar Z1D segundos después de las señales de

prueba se aplican.

Paso 3. Aplique las tensiones de prueba calculadas en el paso 1. A

continuación, aplique las corrientes de prueba y registre el tiempo de

operación del elemento, Ttest. Retire las tensiones y corrientes.

T test= 0.604 segundos

Paso 4. Calcule el error del tiempo usando la ecuación:

%error

*100 [V.4.3]


% error

*100 = 0.66%

% error = 0.66 %

El elemento de distancia actúa bajo dos zonas de operación la primera

zona de operación que tiene una cobertura solo al generador y al lado

secundario del trasformador y la segunda zona se encuentra en un rango

desde el generador hasta antes de la barra de alta tensión.

En la simulación del elemento la corriente de prueba supero a la de

operación y esto nos dio un valor menor de impedancia lo cual hizo que la


90

protección operara y el porciento de error fue de un valor adecuado para

considerarse a la prueba satisfactoria.

Observación.

El elemento de distancia en nuestro caso es tomado como una

simulación ideal ya que es protección de respaldo y es necesario

quitar las palabras bit del relevador en las ecuaciones lógicas de

disparo referente a las protecciones primarias ya que si no se hiciera

la protección de respaldo no actuaria.

Es difícil en la práctica real ajustar este elemento ya que cuando exista

una falla de cortocircuito en el generador por la ley de Ohm la impedancia

del circulo Mho varia ya que la corriente va en aumento, pero en este caso

la simulación es de una falla ideal y es por eso que el porciento de error de

ajuste es pequeño.

V.5 ELEMENTO POTENCIA INVERSA (32).


Relevador SEL-300G.

Fuente de prueba con dos o tres tensiones y corrientes, con magnitud y

ángulos de fase ajustable,

PC con software para prueba de relevadores y conexión para conectar

la PC con el relevador.

V.5.2 Conexiones de la fuente de prueba.

Cuando DELT_Y=Y conectar la fuente de tensión como se muestra en la

figura V.1.


El elemento de baja potencia y potencia inversa del SEL_300G esta

designado para detectar las condiciones de motorización del generador y

proporcionar la alarma de disparo. El relevador mide la tensiones y

corrientes de fase del generador, a su vez que calcula la potencia de las

tres-fases en por unidad de la potencia nominal del generador usando la

ecuación.


91

Potencia =

* cos (Ѳ) per unit [V.5.1]

Los elementos 32P1 y 32P2 son elementos de baja potencia y potencia

inversa, de tiempo definido. Si la potencia trifásica medida es menor que

la del ajuste, el relevador efectúa la palabra en bit lógico 1 del relevador

del 32P1 y 32P2. Si esta condición continua la asocia al retraso de la

definición de tiempo, el retardo actúa al 32P1T o 32P2T palabra lógica 1

del relevador.

V.5.4 Pruebas de exactitud de los elementos de operación,

DELTA_Y=Y.

Paso 1. Efectué las conexiones de la fuente de prueba de acuerdo a la

figura V.1.

Paso 2. Usando el comando SHO del panel frontal o puerto serie, escriba

los ajustes asociados con los elementos de potencia inversa del relevador:

VNOM, INOM, E32=Y, 32P1P, 32P1D, 32P2P, 32P2D y 32PTC

Use el comando SHO del panel frontal o del puerto serie y escriba el ajuste

global, PHROT:


Paso 3. Este elemento es muy sencillo de probar cambiando las corrientes

de prueba mientras las tensiones de fase a fase se mantienen igual a la

VNOM. Ajustar las magnitudes de tensión de prueba igual a VNOM/1.73.

Ajustar los ángulos de tensión de la fuente de prueba como se muestran

en seguida

Cuando ajuste 32PnP >0.0 Ajuste del ángulo Ia= ángulo de Va

Ajuste del ángulo Ib= ángulo de Vb

Ajuste del ángulo Ic= ángulo de Vc

Cuando ajuste 32PnP < 0.0 Ajuste del ángulo Ia= ángulo Va -180º

Ajuste del ángulo Ib= ángulo Vb-180º

Ajuste del ángulo Ic= ángulo Vc-180º

Usando el panel frontal o el comando SHO del puerto serial, anotar los

ajustes asociados con el elemento de distancia del relevador.


92

VNOM= 120 Volts (tensión nominal de fase a fase)

INOM= 3.8 Amps (corriente nominal de fase del generador)

E32= Y (ajuste en operación del elemento de potencia inversa)

32P1P= -0.0500 potencia inversa por unidad (ajuste del elemento)

32P1D= 20.00 segundos (definición de tiempo del elemento)

32P2P= 1.0500 potencia inversa por unidad (ajuste del elemento)

32P2D= 1.00 segundos (definición de tiempo del elemento)

32PTC=___________!60LOP________________________________________________

Ajuste de control de par (los elementos esta activos cuando 32PTC = 1 lógico)

Use la ecuación siguiente para predecir la magnitud de corriente donde el

elemento operará.

Iopn= 32PnP * INOM A secundarios. [V.5.2]

Iop1= 0.19 A secundarios


La tabla V.1 resume los ángulos de fase y relaciones de operación

representada en la figura V.2.

Tabla V.1 Resumen de la señal de prueba del elemento de potencia inversa.

Cuando 32PnP<0: Cuando 32PnP>0

Ajuste el ángulo de fase de Ip igual al

ángulo de fase de Vp-180

Ajuste el ángulo de fase de Ip igual a el

ángulo de fase de Vp

Palabra bit del relevador 32Pn es 1

lógico cuando |Ip|>|Iopn|

Palabra bit del relevador 32Pn es 1

lógico cuando |Ip|<|Iopn|


93

opera

32Pn=lógica 1

para | IP | > | IOP |

32Pn=lógica 0

para | IP | < | IOP |

opera

32Pn=lógica 1

para | IP | < | IOP |

32Pn=lógica 0

para | IP | > | IOP |

32PnP<0 32PnP>0

Figura V.2 Región de operación de elemento 32Pn depende en la señal del

ajuste 32Pn. [9]

Paso 4. Ajuste los ángulos de las corrientes de fase de la fuente para

probar la operación del 32P1, basados en los ajustes del relevador y la

información anterior. Conecte las corrientes y gradualmente incremente la

magnitud de las tres corrientes. Registre la magnitud de la corriente

aplicada al relevador cuando el elemento bajo prueba acierta o desacierta.

Itest1= 0.20 A secundarios

Si es necesario, cambien los ángulos de las corrientes de fase de la fuente

para probar el 32P2, basados en los ajustes del relevador y la información

anterior. Conecte las corrientes y gradualmente incrementar la magnitud

de las tres corrientes. Registre la magnitud de la corriente aplicada al

relevador cuando el elemento bajo prueba acierta o desacierta.


Paso 5. Use la ecuación siguiente para calcular el error del elemento.

% error

* 100% [V.5.3]

Sustituyendo los valores en la ecuación anterior se tiene:


94

Error1= 5.26 %

Error2= 3.25 %

El ajuste de esta protección resulto de forma correcta ya que opero

perfectamente, con las dos condiciones anormales en las que es necesario

el ajuste; baja potencia o potencia inversa en el generador.

Como conclusión se tiene que el ajuste del 32P1 que es un valor negativo

el ajuste de la condición de potencia inversa, el relevador detecta una

motorización del generador y es cuando el elemento 32P1 acierta ya

después de veinte segundos que es el tiempo de ajuste del 32P1D opera la

palabra en Bit del relevador 32P1T que es el elemento disparo al

interruptor principal del generador, para así evitar un daño al generador.

Lo mismo ocurre cuando existe una baja potencia hacia adelante, ya que

cuando existe esta situación el elemento 32P2 opera y después del valor de

ajuste del 32P2D acierta la palabra en BIT 32P2T que es cuando libra la

falla.

V.6 ELEMENTO DE PÉRDIDA DE CAMPO (40).


Relevador SEL-300G.

Fuente de prueba con dos o tres tensiones y corrientes, con magnitud y

ángulos de fase ajustable,



V.6.2 Conexión de la fuente de prueba.

Cuando DELTA_Y=Y conectar la tensión y corriente de la fuente como se

muestra en la figura V.1.


95


El elemento de pérdida de campo del relevador SEL-300G consiste de dos

zonas desplazadas (OFFSET) que operan sobre la base de impedancia de

secuencia positiva.

Los elementos 40Z1 y 40Z2 son elementos mho desplazadas de tiempo

definido que operan usando la impedancia de secuencia positiva. Si la

impedancia de secuencia positiva cae dentro de la zona de los elementos

mho, el relevador acierta las palabras en bits del relevador 40Z1 o 40Z2 a

lógica 1. Si esta condición permanece con los tiempos de retardo

asociados, el relevador acierta las palabras en bits del relevador 40Z1T o

40Z2T a lógica 1.

V.6.4 Prueba de exactitud del elemento de operación.

Paso 1. Efectué las conexiones de acuerdo a la figura V.1.

Usando el panel frontal o el comando SHO del puerto serial, anotar los

ajustes asociados con el elemento de distancia del relevador.


E40= Y (ajuste en operación del elemento de potencia inversa)

40Z1P= 18.05 ohm secundarios (ajuste del diámetro de elemento mho zona 1)

40XD1= -1.20 ohm secundarios (ajuste fuera del elemento mho de la zona 1)

40Z1D= 0.00 segundos (tiempo definido del elemento en la zona 1)

40Z2P= 30.8 ohm secundarios (ajuste del diámetro de elemento mho zona 2)

40XD2= -1.2 ohm secundarios (ajuste fuera del elemento mho de la zona 2)

40Z2D= 0.50 segundos (definición de tiempo de elemento en la zona 2)

40DIR= grados (supervisión direccional de la zona 2, solo aparece si

40XD2> 0.0)

40ZTC=______________!60LOP____________________________________________

Ajuste de control de par (los elementos están activos cuando 40ZTC = 1 lógico)


96

Paso 2. Usando el panel frontal o el comando SHO G del puerto serial,

anotar los ajustes de PHROT y DELTA_Y:


DELTA_Y= Y Y o D (conexión de fases de generador)



VNOM. Ajuste las magnitudes de tensión de prueba igual a VNOM/1.73

(DELTA_Y=Y) o VNOM (DELTA_Y=D). Ajustar los ángulos de tensión de la

fuente de prueba como se muestran en seguida:

Cuando ajuste PHROT=ABC Ajuste del ángulo Ia= 90º

Ajuste del ángulo Ib= -30º

Ajuste del ángulo Ic= -150º

Cuando ajuste PHROT=ACB Ajuste del ángulo Ia= 90º



X

RPrueba Xbn

40XDn

40ZnP

PruebaXan

40Znpalabra bitdelrelevadoracertada

Figura V.3 Diámetro del elemento de pérdida de campo y offset 40XD2<0.

[9]


97

Paso 4. Con respecto a las consideraciones anteriores la corriente de

operación para este elemento se calcula con la siguiente ecuación, esta

corriente será aplicada a nuestra fuente de prueba.

IopXA1

A secundarios [V.6.1]

Sustituyendo los valores en la ecuación anterior tenemos que:

IopXA1= 3.62 A secundario

La corriente anterior es el valor que se aplicara a la fuente para la realización de

la simulación de la falla.

IopXA2= 2.10 A secundario

La corriente anterior es el valor que se aplicara a la fuente para la realización de

la simulación de la falla.

Paso 5. Aplicando las corrientes de operación de prueba previamente

calculadas obtenemos magnitudes muy similares, lo que nos dice que

prueba concuerda con lo calculado.

ItestXA1= 3.59 A secundarios

ItestXA2= 2.12 A secundarios

A continuación se muestran los cálculos de porciento de error para

verificar la confiabilidad de la prueba.

errorXAn =

[V.6.2]

errorXA1= 1.01 %

errorXA2= 1.23 %


98

El elemento de pérdida de campo opera cuando hay una sobreexcitación

en la maquina y el relevador actué como un generador de inducción eso

causa que las corriente sean muy grandes y sobrecaliente la maquina en

un tiempo muy corto.

Para determinar esta falla es necesario tener dos zonas de protección que

son desplazamientos de impedancias teniendo en cuenta el valor a una

mitad de la reactancia transitoria del generador.

En los cálculos se encontró la impedancia de ajuste lo que nos permitió

obtener el valor de corriente de falla aproximado, para la prueba.

Las corrientes efectuadas en la prueba con relación a las calculadas son

muy similares lo que nos dice que la prueba se realizo satisfactoriamente.

V.7 ELEMENTO DE SECUENCIA NEGATIVA (46).


Relevador SEL-300G.

Fuente de prueba con corriente monofásica, con magnitud ajustable,



V.7.2 Conexiones de la fuente de prueba.

Conectar la fuente de corriente a la entrada de IA, IB o IC, como se

muestra en la figura V.4.

IA IB IC IN

Z01 Z02 Z03 Z04 Z05 Z06 Z07 Z08 Z09 Z10 Z11 Z12 Z13 Z14

VA VB VC N VN NN

IA

Panel del relevador de salidas de tensión y corriente

Fuente monofásica de corriente

Figura V.4 Conexión de prueba para la fuente de corriente monofásica. [9]


99


Elemento de sobrecorriente de secuencia negativa del relevador SEL-300G

está diseñado para detectar corrientes desbalanceadas en el generador. El

relevador mide las corrientes de fase del generador, calcula la corriente de

secuencia negativa, y opera los elementos de protección de tiempo inverso

y definido.

El 46Q1 es un elemento de sobrecorriente de secuencia negativa de tiempo

definido típicamente aplicado como una alarma. Si la corriente de

secuencia negativa está arriba del ajuste 46Q1P, el relevador acierta la

palabra en bits del relevador, 46Q1 a la lógica 1. Si esta condición

continua por 46Q1D segundos, el relevador acierta la palabra en bits del

relevador, 46Q1T, a la lógica 1. Cuando la condición desaparece, el

relevador desacierta ambas palabras en bits del relevador a lógica 0. El

elemento 46Q2 es un elemento de sobrecorriente de secuencia negativa de

tiempo inverso con una característica de operación .

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

Paso 1. Conecte la fuente de corriente a la corriente a la entrada de IA, IB

o IC.


anotar los ajustes asociados con el elemento del relevador de secuencia

negativa.

INOM= 3.8 Amps (corriente nominal de fase)

E46= Y (Ajustes activos de los elementos de secuencia negativa)

46Q1P= 8 % corriente de sec negativa (valor de ajuste del elemento)

46Q1D= 5.00 Segundos (tiempo definido de la alarma)

46Q2P= 8 % corriente de sec negativa (elemento de tiempo -inverso)

46Q2K= 10 (dial tiempo del elemento de tiempo-inverso)

46QTC= __________________________________________________________________

Ajuste de control de par (los elementos están activos cuando 46QTC=1 lógico)


100

Paso 3. Calcule la magnitud de corriente de prueba con cada elemento que

operará usando la ecuación:

Iopn

A secundarios [V.7.1]

Sustituyendo los valores en la ecuación anterior, se tiene:



Paso 4. Gradualmente incrementar la magnitud de la corriente de prueba.

Hasta alcanzar la magnitud de corriente aplicada al relevador cuando el

elemento instantáneo acierte bajo la prueba.



Use la ecuación de abajo para calcular el error del elemento:

errorn =

*100% [V.7.2]

Error1= 0.877 %

Error2= 0.877 %

V.7.5 Prueba de exactitud del elemento de tiempo.

Nota: Este procedimiento usa lo establecido de la prueba de exactitud de la

operación del elemento. Efectué la prueba de exactitud de operación antes

de proceder con la prueba de exactitud del elemento de tiempo. El objeto


101

de la prueba de exactitud del elemento de tiempo es aplicar señales

predefinidas al relevador y medir el tiempo de respuesta del elemento.

V.7.5.1 Prueba de exactitud del elemento con retardo de tiempo,

46Q1D.

La palabra en bits del relevador, 46Q1D,, acierta 46Q1D segundos

después que la corriente de secuencia negativa excede el ajuste 46Q1P. La

prueba de exactitud de la operación del elemento verifica la operación del

elemento 46Q1P. Esta prueba aplica señales más grandes que el ajuste

46Q1P y mide el tiempo definido de operación del elemento.

Paso 1. Basados en un método para medir el tiempo de operación,

seleccione un método y efectué las conexiones necesarias para soportar la

selección. Configurar la corriente de la fuente de prueba para aplicar una

corriente monofásica con magnitud igual a 1.1 * Itest1, como es medida

por la prueba del 46Q1P efectuada anteriormente.

Paso 2. Espere que 46Q1T acierte 46Q1D segundos después que las

señales de prueba son aplicadas.

Paso 3. Aplique la corriente de prueba calculada en el paso 1 y registre el

tiempo de operación del elemento, Ttest1. Retire las corrientes de prueba.

Ttest1= 0.355 segundos

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

El elemento de sobrecorriente de secuencia negativa, 46Q2 opera como un

elemento de tiempo inverso, mostrado en la figura V.5. Este procedimiento

de prueba usa tres puntos para verificar que el elemento está operando

apropiadamente.


102

Porcentaje de INOM

Pru

eba 1

Pru

eba 2

Pru

eba 3

tsegundos

46Q

2P 25 50 100

I2

Tiempo definidio actualde disparo del ajuste 46Q2K

Figura V.5 Prueba del elemento 46 de tiempo-inverso. [9]

Paso 1. Use las ecuaciones de abajo para calcular las magnitudes de la

corriente de prueba para la prueba del punto 1, prueba del punto 2 y del

punto 3.

Itest1= 3*0.25*INOM A secundarios


Itest2=3*0.5*INOM A secundarios


Itest3=3*1.0*INOM A secundarios


Topn =

segundos [V.7.3]

Top1= 73.67 segundos

Top2= 6.75 segundos

Top3= 0.816 segundos

Paso 2. Basados en un método para medir el tiempo de operación,

seleccione un método y efectué las conexiones necesarias para soportar la

selección. Configurar la corriente de la fuente de prueba para aplicar una

corriente monofásica con magnitud igual a Itest1.

Paso 3. Aplique la corriente de prueba y registre el tiempo de operación,

Ttest1. Retire la corriente de prueba por lo menos 4 minutos para permitir


103

que el elemento se restablezca completamente. Repita usando Itest2 y

Itest3.




Paso 4. Calcule los errores de tiempo del relevador en cada punto de

prueba usando la ecuación:

errorn =

* 100% [V.7.4]

Error1= 11.64 %

Error2= 3.85 %

Error3= 20.09 %

Este tipo de protección protege al generador contra corrientes

desbalanceadas lo cual causan un alto calentamiento al rotor, por eso es

necesario que el fabricante del generador proporcione de cuanto es la

corriente que es capaz de soportar sin que sufra ningún daño y así se

podrá realizar un ajuste apropiado para esta protección.

Cuando existan corrientes desbalanceadas esta protección emitirá una

alarma de que existe esta condición y así el operador en turno podrá

reducir la corriente de secuencia negativa, reduciendo la carga del

generador por mencionar un ejemplo, En la realización de la prueba la

corriente desbalanceada simulada resulto aproximada a la corriente de

operación calculada resultando un porciento de error pequeño por lo que

se concluye que los valores de ajuste introducidos son los correctos.

V.8 ELEMENTO DE TIERRA DEL ESTATOR AL 100% (64)

V.8.1 Equipo requerido.

Relevador SEL-300G.

Fuente de prueba de tensión monofásica con magnitud ajustable para

probar el elemento 64G1.

PC con software apropiado y cable serie para conectar la PC con el

relevador.


104

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

Paso 1. Conecte la fuente de tensión de acuerdo a la figura V.6.

Z01 Z02 Z03 Z04 Z05 Z06 Z07 Z08 Z09 Z10 Z11 Z12 Z13

IA IB IC IN

VA VB VC N VN

Z14

NN

VNFuente de tensión del neutro

Panel del relevador salidas de tensión y corriente

Figura V.6 Conexión de tensión de neutro de prueba 64G1. [9]

E64= Y (ajuste en operación del elemento de tierra del estator al 100%)

64G1P= 3.3 V secundarios (ajuste del elemento de sobretensión en el neutro)

64GD1= 0.75 segundos (ajuste tiempo de sobretensión)

64GTC=_________________________________________________________________ Ajuste del control de par (los elementos se activan cuando 64GTC= 1 lógico) FNOM= 60 Hz (frecuencia nominal del generador)

Paso 2. Ajustar la frecuencia de la fuente de prueba igual a FNOM.

Gradualmente incrementar la magnitud de la tensión de prueba al valor

aproximado del ajuste del elemento 64G1. Registrar la tensión de prueba

aplicada al relevador cuando la palabra en bit del relevador acierta al

64G1.

La aplicación de tensión empezara desde un valor de 0 y gradualmente la

tensión de prueba se incrementara hasta llegar a un valor superior o igual

al de ajuste, este valor de prueba será el que necesita el relevador para

operar.

Vtest= 3.32 Volts


105

Paso 3. Use la ecuación siguiente para calcular el error del elemento.

error =

*100 [V.8.1]


error =

*100% = 0.60%

Error= 0.60 %

Paso 4. Registre el tiempo de operación de la falla y calcule el error de la

operación.

Ttest= 0.760 segundos

error =

*100% [V.8.2]

*100 = 1.3 %

Error= 1.3 %

La falla del elemento de falla a tierra del estator es una de las más

comunes en las máquinas es por eso que se agrego en nuestras

protecciones consideradas. Como en la protección de una falla a tierra en

un generador se complica cuando el generador se aterriza con un

transformador de distribución como es especificado en el ejemplo, porque

en este caso es aterrizado a través de una resistencia en el secundario

igual o ligeramente menor que la capacitancia menor al sistema, esto trae

como consecuencia que la corrientes es muy pequeña y las sobretensiones

sean igual pequeñas, y esta sería la justificación de del porque ajustar esta

protección ya que este tipo de corrientes no la detectaría un relevador

diferencial.

El ajuste cuenta con dos tipos de condiciones anormales para la

operación, en este caso se ajusto la localización de sobretensión en el

neutro.

En este caso cuando exista una falla a tierra, una tensión aparece en el

neutro del generador y cuando exista una magnitud de tensión en el

neutro mayor al valor de ajuste el relevador operara, por eso esta

protección es de gran ayuda para así evitar una falla aun peor como sería

una falla bifásica a tierra, donde claro la corriente es aún mayor.


106

V.9 ELEMENTO DE FUERA DE PASO (78) BLINDAJE SIMPLE.

Paso 1. Realiza la prueba de acuerdo a las conexiones de la fuente de la

figura V.1

Paso 2. Usando el panel frontal o comando SHO del puerto serie, anotar

los ajustes asociados con el elemento fuera de paso.


E78= 1B (ajustes activos del elemento fuera de paso)

78FWD= 8.0 Ohms secundarios (ajuste delante del rango)

78REV= 8.0 Ohms secundarios (ajuste detrás del rango)

78R1= 6.0 Ohms secundarios (ajuste del blindaje derecho)

78R2= 6.0 Ohms secundarios (ajuste del blindaje izquierdo)

PHROT= ABC ABC o ACB (rotación de fases del generador)

DELTA_Y= Y Y o D (conexión del generador)



VNOM. Ajustar las magnitudes de tensión de prueba igual a VNOM/1.73

(DELTA_Y) o VNOM (DELTA_Y=D). Ajustar los ángulos de tensión de la

fuente de prueba como se muestran en seguida








107

78R2

Blindaje izquierdo

78R1

Blindaje derecho

78R1operación

78R1operación

78REV

78R2 78R1

78FWD

78Z1

C B A

Figura V.7 Elemento de blindaje simple fuera de paso, diámetro y blindaje

de prueba. [9]

Con la ecuación [V.9.1] se obtendrá la corriente de operación, el resultado

calculado será un valor aproximado a la corriente de prueba, para que

después calcular el porciento de error.

Iop78Z1=

[V.9.1]

Sustituyendo los valores en la ecuación anterior se tiene:

Iop78Z1=

= 8.29 A

Iop78Z1= 8.29 A secundarios

Paso 4. Encienda las fuentes de prueba de corriente y aumentar

gradualmente la magnitud de las tres corrientes de fase. Registrando la

magnitud de la corriente aplicada cuando el elemento 78Z1 acierte.

Itest78Z1= 8.50 A secundarios

Paso 5. Use la siguiente ecuación para calcular el porciento de error.

Error78Z1 =

*100% [V.9.2]


108

Sustituyendo valores de la ecuación anterior se tiene:

Error=

*100=1.4%

Error78Z1= 1.4 %

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

Paso 1. Realiza la prueba de acuerdo a las conexiones de la fuente de la

figura V.1

Paso 2. PHROT= ABC ABC o ACB (rotación de fases del generador)

DELTA_Y= Y Y o D (conexión del generador)



VNOM. Ajustar las magnitudes de tensión de prueba igual a VNOM/1.73

(DELTA_Y) o VNOM (DELTA_Y=D). Ajustar los ángulos de tensión de la

fuente de prueba como se muestran en seguida



Ajuste del ángulo Ic= 120º


Ajuste del ángulo Ib= 120º


Consulte la Figura V.7. En esta figura el elemento 78R1 operará si la

relación entre la tensión y la corriente aplicada es igual o menor que el

valor de 78R1.

Con la siguiente ecuación calcular la corriente de operación.

Iop78R1 =

[V.9.3]


Espera Iop78R1= 11.06 A secundarios


109



magnitud de la corriente aplicada cuando el elemento 78R1 acierte.

Itest78R1= 11.10 A secundarios

Paso 5. Use la siguiente ecuación para calcular el porciento de error.

Error78R1 =

* 100% [V.9.4]

Sustituyendo valores en la ecuación anterior se tiene lo siguiente:

Error =

*100 = 0.6%

Error78R1= 0.6 %

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

Para probar 78R2, las corrientes de prueba deben ser desplazadas en 180°

de las corrientes de prueba utilizados en la prueba de precisión de

operación 78R1. Por ejemplo, si la corriente inyectada “IA” usada para la

prueba del 78R1 estaba en fase con la de “VA”, la “IA” usada para la

prueba del 78R2 serán desplazados en 180 °.

Siga los pasos 1 a 3 del elemento 78R1 de manejo exactitud de la prueba.

Siga los pasos 4 y 5 para completar la prueba 78R2 elemento.



magnitud de la corriente aplicada cuando el elemento 78R2 acierte.

Itest78R2= 11.10 A secundarios

Paso 2. Use la ecuación siguiente para calcular el porciento de error.

error78R2 =

[V.9.5]



110

Error =

*100 = 0.6%

Error78R2= 0.6 %

La oscilación de potencia da como consecuencia la pérdida de sincronismo

con el sistema al que esté conectado, porque varían los parámetros, como

son: tensión, corriente, potencia activa y reactiva y al presentarse estas

condiciones, la impedancia también oscilara.

Tomando en cuenta lo anterior es importante tener un buen ajuste de la

impedancia aparente, ya que esta protección ayuda a bloquear el relevador

de distancia, cuando se presente alguna oscilación de potencia.

Así que cuando ocurra esta condición, si no se bloquea al relevador de

distancia, éste mandaría disparar la máquina innecesariamente, dejándola

fuera de servicio y con el relevador de fuera de paso, se logra evitar que

ocurra esto.

Además con el elemento fuera de paso, permite que la máquina regrese a

su condición normal, en un determinado tiempo; si esta condición anormal

persiste y sobrepasa el intervalo dado en los ajustes de tiempo, mandará

una señal de disparo a la máquina para que no pierda su sincronismo y

así se pueda lograr su reincorporación al sistema lo más rápido posible.

Con la simulación realizada se pudo observar el comportamiento de esta

protección y su eficaz comportamiento en esta condición anormal.

V.10 ELEMENTO DE SOBRE Y BAJA FRECUENCIA (81).

Paso 1. Usado el panel frontal o el comando SHO del puerto serial, anotar

los ajustes asociados con los elementos de frecuencia.


E81 = 2 (número de ajustes del elemento de frecuencia)

27B81P= 20.00 Volts secundarios (ajuste del elemento de baja tensión)

81D1P= 59.10 Hertz (valor de frecuencia del nivel 1)

81D1D= 0.03 segundos (tiempo del nivel 1)


111

Usando el panel frontal o el comando SHO por el puerto serial, anotar los

ajustes FNOM, PHROT y DELTA_Y:

FNOM= 60 Hz (frecuencia nominal del generador)

PHROT= ABC ABC o ACB (rotación de fases del generador)

DELTA_Y= Y o D (conexión del lado primario del generador)

Paso 2. Ajustar la fuente de tensión a una magnitud igual a VNOM/1.732

(DELTA_Y=Y) o VNOM (DELTA_Y=D). Ajustar la fuente de prueba con los

ángulos de fase de tensión como se muestra en la figura V.1.

Paso 3. Gradualmente cambiar la frecuencia de la fuente de tensión

aproximadamente al valor del ajuste del elemento bajo prueba. Registrar la

frecuencia de prueba aplicada al relevador cuando el elemento bajo prueba

instantáneo acierte.

Ftest= 59.10 Hertz

La frecuencia de prueba solamente puede ser realizada si se decrementa

gradualmente esto se hace con la finalidad de simular la operación en

tiempo real.

Paso 4. Use la ecuación siguiente para calcular el error de prueba del

elemento.

Error= Ftest – 81Dnp [V.10.1]

Error= 59.10- 59.10

Error= 0 Hertz

El error de la operación del 81 será cero ya que el ajuste concuerda con

nuestro valor de prueba es decir, lo que significa que la protección actúa

de manera adecuada.

El tiempo de prueba será igual a 0 ya que la protección actuó como

instantáneo con el valor de la frecuencia.

Ttest= 0 segundos

Error =

*100% [V.10.2]

Error= 0 %


112

El elemento de baja y sobre frecuencia es uno de los que más tienen

relevancia con el relevador ya que de eso depende nuestra tensión y la

velocidad que pueda llegar a tener la maquina.

La causa de esta falla está dada por la relación que existe de la carga y la

potencia dada por la maquina ya que si existe una carga superior la

maquina puede ir más lento y puede afectar las partes mecánicas esta

protección nos puede servir para disparar una alarma o en su defecto

activar la protección, ya que si existe baja frecuencia mientras hay

generación se puede desconectar carga del sistema y seguir con la

operación, pero si la carga aumenta considerablemente y no existe el

tiempo de tirar carga la protección puede actuar dependiendo del ajuste

dado.

En el ajuste tomamos un valor de frecuencia bajo y conforme se fue

reducido la frecuencia en la prueba, la operación del relevador era más

notable cuando llega al punto de ajuste dado.

V.11 ELEMENTO DIFERENCIAL (87).


Relevador SEL-300G.

Fuente de prueba trifásica de C.A. con magnitud y ángulos de fase y

frecuencias ajustables.



V.11.2 Operación de los elementos básicos.

El elemento diferencial es uno de los componentes que tiene el SEL-30G.

La figura V.8 da una representación de las características del diferencial y

el plano de cada prueba.


113

IOP

U87P

O87P

O87P100 IRS1 IRT

87R Región del

elemento Restringido

Puntos de prueba IRT seleccionados

87U Región de operación

del elemento sin Restringir

87R Región de operación

del elemento Restringido

SLP1

Prueba

SLP2

Prueba

Figura V.8 Características porcentuales de las restricciones del elemento

diferencial. [9]

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

Paso 1. Conectar una sola corriente de la fuente a IA o IA87 corriente de

entrada.


anotar los ajustes asociados con el elemento 87U:

E87= T (ajustes activos del elemento de corriente diferencial)

TRCON= DABY (ajuste de la conexión del transformador)

CTCON= Y (ajuste de conexión del TC, oculto cuando E87=G)

TAP1= 3.8 A (corriente de entrada del valor del TAP)

TAPD= 1.71 A (entrada del 87 TAP)

U87P= 10 múltiplo del TAP (valor del elemento sin restringir)

El elemento 87U sale de operación cuando la corriente de operación del

diferencial excede el ajuste del U87P.

Paso 3. Calcular la corriente de operación de elemento usando la siguiente

ecuación.

Io = U87P * TAP1 * A [V.11.1]

Io = U87P * TAPD * B [V.11.2]


114

Donde A es seleccionado de la tabla V.2 cuando la corriente de prueba es

aplicada a IA, IB o IC. Por lo tanto, en este ejemplo para calcular la

corriente de operación se sustituirán valores de la ecuación [V.11.1],

sustituyendo también el valor del TAP1, por lo que se tiene:

Iop = 10 * 3.8 * 1= 38 A secundarios

Iop= 38 A secundarios

Ahora B es seleccionada de la tabla V.2, cuando la corriente de prueba es

aplicada en IA87, IB87 o IC87, y además sustituyendo el TAP1 por el valor

de TAPD, por lo tanto en este ejemplo para calcular la corriente de

operación se sustituirán valores de la ecuación [V.11.2] quedando:

Io = 10 * 1.71 * = 29.61 A secundarios


Tabla V.2 Modificación de la corriente de prueba, factores de prueba.

Ajuste TRCON Ajuste CTCON A B

YY Y

YDAC Y

1

YDAB Y

1

DABY Y 1

DACY Y 1

E87=G y todos los otros E87=T combinaciones de conexión 1 1

Cuando se realizan las pruebas manualmente, es muy fácil de determinar

cuando un elemento instantáneo opera, observando el estado del elemento

directamente, usando el panel frontal en la función TARGET, cuando se

haya seleccionado esta función se tendrá que posicionar en la TAR número

34 y aquí es donde se podrá observar al elemento cuando opere.

Paso 4. Gradualmente incrementar la magnitud de corriente. Registrar la

corriente de prueba aplicada al relevador cuando la palabra en bit del

relevador acierta al valor del 87U.


115

Iop= 38 A secundarios


Itest= 38.15 A

Itest87= 29.94 A

Paso 5. Usar la siguiente ecuación para calcular el error del elemento.

Error=

*100 [V.11.3]


Error=

* 100 = 0.39%

Error= 0.39 %

Error=

*100= 1.08

Error= 1.08 %

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

Paso 1. Conectar una corriente simple en la fuente a IA o IA87 corriente de

entrada.


anotar los ajustes asociados con el elemento 87U:

E87= T (ajustes activos del elemento de corriente diferencial)

TRCON= DABY (ajuste de la conexión del transformador)

CTCON= Y (ajuste de conexión del TC, oculto cuando E87=G)

TAP1= 3.8 A (corriente de entrada del valor del TAP)

TAPD= 1.71 A (entrada del 87 TAP)

O87P= 0.30 múltiplo del TAP (valor del elemento sin restringir)


116

Paso 3. El elemento 87R sale de operación cuando la corriente de

operación del diferencial excede el ajuste del U87P si la corriente de

prueba es los suficientemente baja no mover la prueba dentro de las

características del porcentaje restringido del elemento.

Paso 4. Calcular la corriente de operación de elemento usando la siguiente

ecuación.

Io = O87P * TAP1 * A [V.11.4]

Io = O87P * TAPD * B [V.11.5]

Donde A es seleccionada de la tabla V.2 cuando la corriente de prueba es

aplicada a IA, IB o IC. Por lo tanto en este ejemplo para calcular la

corriente de operación se sustituirán valores de la ecuación [V.11.4],

sustituyendo también el valor del TAP1 por lo tanto se tiene:

Io = 0.30 * 3.8 * 1 = 1.15 A secundarios

Iop= 1.15 A secundarios

Ahora B es seleccionada de la tabla V.2, cuando la corriente de prueba es

aplicada en IA87, IB87 o IC87, y además sustituyendo el TAP1 por el valor

de TAPD, por lo tanto en este ejemplo para calcular la corriente de

operación se sustituirán valores de la ecuación [V.11.5] quedando:

Io = 0.30 * 1.71 * = 0.88 A secundarios


Cuando se realizan las pruebas manualmente, es muy fácil de determinar

cuando un elemento instantáneo opera, usando el estado del elemento

directamente, usando el panel frontal en la función TARGET, cuando se

haya seleccionado esta función se tendrá que posicionar en la TAR número

33 y aquí es donde se podrá observar al elemento cuando opere.

Paso 5. Gradualmente incrementar la magnitud de corriente. Registrar la

corriente de prueba aplicada al relevador cuando la palabra en bit del

relevador acierta al valor del 87U.

Itest= 1.15 Amps

Itest87= 0.92 Amps


117

Usar la ecuación [V.11.6] para calcular el error del elemento.

Error=

*100 [V.11.6]

Sustituyendo valores en la ecuación anterior se tiene:

Error=

* 100 = 0.87%

Error= 0.87 %

Error=

* 100 = 3.54%

Error= 3.54 %

Aplicando una corriente de operación con respecto al elemento

diferencial restringido, se obtuvo una corriente de 1.14, esta

corriente se aplico a la prueba en la fase IA con un ángulo de 0º y en

la corriente de IA87 se mantuvo la corriente con un ángulo de la

misma magnitud, observando la operación en el TAR 33 se

comprobó la operación del elemento restringido apareciendo las

palabras en bit 87R y 87R1.

Cuando se realizó la prueba del elemento diferencial sin restringir (U87P)

como se menciono en el capítulo IV en el apartado del elemento diferencial,

el elemento U87P esta propuesto para determinar corrientes diferenciales

muy grandes, lo que en realidad seria una falla interna. Por lo tanto con

los resultados obtenidos en la prueba el porciento de error es muy

pequeño, lo cual se concluye que los valores de ajuste para este elemento

están correctos y que se puede confiar en este elemento.

Así como en el elemento diferencial restringido, ya que este elemento es

puesto a mínimo valor para incrementar la sensibilidad, pero bastante alta

como para evitar la operación incorrecta, debido a los continuos errores en

el TC y como se observa en los resultados el porciento de error es muy

pequeño, así que el diferencial opera correctamente y opera cuando debe

de operar.


118

Lo recomendable primordialmente es realizar un correcto esquema de

protección diferencial por que este elemento es uno de las protecciones

más importante, ya que es de las protecciones que operan más rápido y de

las que protegen mejor contra alguna falla, ya sea trifásica, bifásica o

bifásica a tierra, por eso se recomiendo que con elemento diferencial,

proteger cada elemento del sistema eléctrico de potencia y tomar muy en

cuenta la relación de los TC’s porque estos equipos son los que

proporcionan la corriente y si alguno es mal calculado o si tiene alguna

falla, el relevador no proporcionara la protección que se necita.

El tipo de diseño del esquema de protección va depender de muchos

aspectos como desde el tamaño del generador, la importancia del mismo,

el aspecto económico y entre otros la persona que diseñe el esquema de

protección.

Tabla V.3 Lógica de Disparo Recomendada.

Elemento Disparo del Interruptor

del Generador

Disparo del Interruptor de Campo

Transferencia de

auxiliares

Disparo de la

Turbina

Únicamente alarma

21 X

32 X X X X

40 X X X X

46 X

64G Nota Nota X

78 X

81 X

87 X X X X

Nota: Puede ser conectado para disparar por el fabricante del generador.


119

C A P Í T U L O VI

A N Á L I S I S D E R E S U L T A D O S

VI.1 CONCLUSIONES GENERALES.

En este trabajo se han analizado las partes que componen un sistema de

protecciones por medio de relevadores, así como sus principales

características y funciones. Se describieron algunos de los diferentes tipos

de relevadores y su principio básico de funcionamiento, de tal manera que

pueden proteger al sistema y su tiempo de respuesta ante la presencia de

una falla o alguna condición anormal de operación de un sistema eléctrico

de potencia.

Se puedo observar que los relevadores microprocesados poseen notables

ventajas sobre los relevadores electromagnéticos o los electromecánicos,

además de contar con funciones adicionales a las de protección, como

pueden ser medición, cálculo y localización de la ubicación de la falla,

brindan opciones de control sobre el sistema y tiene una alta velocidad de

disparo en comparación con otros tipos de relevadores.

En este proyecto se propusieron los ajustes del relevador SEL-300G para

la protección del generador síncrono de la Turbina de Vapor de la Central

Termoeléctrica de Ciclo Combinado de Rosarito, Baja California,

perteneciente a Comisión Federal de Electricidad; así mismo se simularon

diferentes tipos de fallas mediante el equipo de prueba AMS y se

analizaron los resultados para verificar que operara adecuadamente.

Se pueden hacer varias acciones con este relevador ya que además de que

sirve como protección, también sirve como registrador de eventos, es decir,

menciona las acciones ocurridas, de cuál fue la protección que opero o que

es lo que sucedió cuando se detecto la falla y con estos datos se puede

hacer un análisis de las circunstancias en las que ocurrió.


120

Tabla VI.1 Resumen general de los elementos de protección.

Pro

tecció

n

recom

endada

87.

21.

50/51P.

50/51N

.

40.

Consecuencia

s o

daño e

n l

a M

áquin

a

Alt

as c

orr

ien

tes e

ncon

tradas,

lo q

ue c

au

sa u

n

dañ

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Dete

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dor

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En

gen

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Cu

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n,

cau

san

do

qu

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te

mpera

tura

en

la

su

perf

icie

del

roto

r

se in

cre

men

te debid

o a la

s corr

ien

tes E

ddy

indu

cid

as p

or

el

deslizam

ien

to e

n e

l devan

ado

de c

am

po,

en

el

cu

erp

o d

el

roto

r, e

n l

as c

uñ

as

y a

nillo

s d

e r

ete

nció

n.

La

alt

a

corr

ien

te

reacti

va

tom

ada

por

el

gen

era

dor

del

sis

tem

a

pu

ede sobre

carg

ar

el

devan

ado

del

esta

tor,

cau

san

do

qu

e

se

incre

men

te s

u t

em

pera

tura

.

La con

dic

ión

m

ás crí

tica,

es la

pérd

ida del

soport

e d

e p

ote

ncia

reacti

va.

Causa

de

la

falla

o

Condic

ión A

norm

al

Defe

cto

s

en

la

s

con

exio

nes

o

en

el

ais

lam

ien

to

de

los

an

illo

s d

e c

abezale

s

Falla T

rifá

sic

a.

Falla d

e F

ase a

Fase.

Cir

cu

ito

abie

rto

del

cam

po.

Dis

paro

accid

en

tal

del

inte

rru

pto

r de c

am

po.

Cort

ocir

cu

ito

en

el

cam

po,

(Fla

meo e

n l

os

an

illo

s d

eslizan

tes).

Falla

del

sis

tem

a

del

con

trol del re

gu

lador.

Falla

en

el

sis

tem

a

regu

lador

de t

en

sió

n.

Pérd

ida

de

alim

en

tació

n de C

. A

.

al

sis

tem

a

de

excit

ació

n.

Fall

a

o

Condic

ión

Anorm

al

Falla d

e F

ase

Pérd

ida

de

Cam

po


121

Tabla VI.1 Resumen general de los elementos de protección (continuación).

Pro

tecció

n

recom

endada

32.

46.

Consecuencia

s

o

dañ

o

en l

a M

áquin

a

Esta

con

dic

ión

pu

ede

resu

ltar

en

un

a s

evera

depre

sió

n

local

de

la

ten

sió

n

del

sis

tem

a

pu

die

ndo

indu

cir

se

corr

ien

tes

dañ

inas

en

el

cu

erp

o y

devan

ado

del

roto

r del

gen

era

dor,

tr

ayen

do

com

o

con

secu

en

cia

dañ

o a

la c

ald

era

.

Esta

con

dic

ión

in

du

ce

un

a

corr

ien

te

su

perf

icia

l de

doble

frecu

en

cia

en

el

roto

r

qu

e flu

ye a tr

avés de

los

an

illo

s

de

rete

nció

n,

los

bord

es

de

las

ran

ura

s

y

en

men

or

gra

do

en

el

devan

ado d

e c

am

po.

Esta

s corr

ien

tes en

el

roto

r pu

eden

cau

sar

tem

pera

tura

s

alt

am

en

te

dañ

inas

en

mu

y c

ort

o t

iem

po.

Causa d

e l

a f

all

a o

Con

dic

ión A

norm

al

La m

oto

rizació

n del

gen

era

dor

ocu

rre cu

an

do se

cort

a

la

en

erg

ía

su

min

istr

ada

al

pri

mom

oto

r

mie

ntr

as

qu

e

el

gen

era

dor

aú

n

perm

an

ece

en

lín

ea.

Cu

an

do esto

ocu

rre,

el

gen

era

dor

actu

ará

com

o m

oto

r sín

cro

no accio

nan

do al

pri

mom

oto

r.

El

inte

rés

pri

mari

o

es

la

pro

tecció

n

del

pri

mom

oto

r qu

e p

uede r

esu

ltar

dañ

ado d

ura

nte

la

con

dic

ión

de m

oto

rizació

n.

Desde

un

pu

nto

de

vis

ta

del

sis

tem

a,

la

moto

rizació

n está

defin

ida com

o el

flu

jo de la

pote

ncia

re

al

hacia

el

gen

era

dor

actu

an

do com

o

un

m

oto

r.

Con

la

corr

ien

te

en

el

devan

ado

de

cam

po,

el

gen

era

dor

perm

an

ecerá

en

sin

cro

nis

mo

con

el

sis

tem

a y

actu

ará

com

o u

n m

oto

r sín

cro

no.

Si

está

abie

rto

el

inte

rru

pto

r de

cam

po,

el

gen

era

dor

actu

ará

com

o u

n m

oto

r de in

du

cció

n.

Asim

etr

ías del

sis

tem

a (lín

eas de tr

an

sm

isió

n n

o

tran

spu

esta

s).

Carg

as d

esbala

nceadas.

Fallas d

esbala

nceadas e

n e

l sis

tem

a.

Apert

ura

de f

ases.

La

mayor

fuen

te

de

corr

ien

te

de

secu

en

cia

negati

va e

s la f

alla f

ase a

fase e

n e

l gen

era

dor.

Fall

a

o

Condic

ión

Anorm

al

Pote

ncia

invers

a

Corr

ien

tes

Desbala

ncea

das.


122


Pro

tecció

n

recom

endada

64G

.

78.

Consecuencia

s o

daño e

n l

a M

áquin

a

Los flu

jos desbala

nceados en

el

en

treh

ierr

o de

la

máqu

ina

las

cu

ale

s

pro

du

cen

fu

erz

as

magn

éti

cas d

esbala

nceadas.

Esto

da c

om

o r

esu

ltado v

ibra

ció

n y

dañ

o a

los

devan

ados.

Cale

nta

mie

nto

del

hie

rro d

el

roto

r debid

o a

las

corr

ien

tes d

esbala

nceadas.

Los a

ltos p

icos d

e l

as c

orr

ien

tes r

esu

ltan

tes y

la

opera

ció

n f

uera

de f

recu

en

cia

cau

san

esfu

erz

os

en

lo

s

devan

ados,

pare

s

pu

lsan

tes

y

reson

an

cia

s m

ecán

icas q

ue s

on

pote

ncia

lmen

te

dañ

inas

al

gen

era

dor

y

la

flech

a

del

turb

ogen

era

dor.

Los

even

tos

de

deslizam

ien

to

de

los

polo

s

pu

eden

ta

mbié

n dar

com

o re

su

ltado u

n flu

jo

an

orm

alm

en

te a

lto e

n e

l h

ierr

o d

e l

os e

xtr

em

os

del

nú

cle

o d

el

esta

tor,

el

cu

al

pu

ede l

levar

a u

n

sobre

cale

nta

mie

nto

.

El tr

an

sfo

rmador

ele

vador

de la u

nid

ad t

am

bié

n

esta

rá s

uje

to a

mu

y a

ltas c

orr

ien

tes t

ran

sit

ori

as

en

devan

ados,

los

cu

ale

s

impon

en

gra

ndes

esfu

erz

os m

ecán

icos e

n s

us d

evan

ados.

La o

scilació

n d

e p

ote

ncia

da c

om

o c

on

secu

en

cia

la p

érd

ida d

e s

incro

nis

mo c

on

el

sis

tem

a a

l qu

e

es

con

ecta

do,

porq

ue

varí

an

lo

s

pará

metr

os,

com

o s

on

: te

nsió

n,

corr

ien

te,

pote

ncia

acti

va y

reacti

va y al

pre

sen

tars

e esta

s con

dic

ion

es,

la

impedan

cia

tam

bié

n o

scila.

Causa

de

la

falla

o

Condic

ión A

norm

al

Fase a

tie

rra.

Dos f

ases a

tie

rra.

Pro

lon

gados

tiem

pos

de

libera

ció

n

de

la

falla.

Baja

te

nsió

n

del

sis

tem

a.

Baja

excit

ació

n de

la m

áqu

ina.

Alt

a

impedan

cia

en

tre el

gen

era

dor

y e

l sis

tem

a.

Fall

a

o

Condic

ión

Anorm

al

Falla a

Tie

rra

Oscilacio

nes

de P

ote

ncia

.


123


Pro

tecció

n

recom

endada

81.

Consecuencia

s o daño en

la M

áquin

a

Las

con

dic

ion

es

de

frecu

en

cia

pu

eden

cau

sar

dis

paro

s

de

gen

era

dore

s,

qu

e

lín

eas

de en

lace se abra

n por

sobre

carg

a o qu

e part

es

del

sis

tem

a

se

separe

n

debid

o a

las o

scilacio

nes

de

pote

ncia

y

la

inesta

bilid

ad r

esu

ltan

te.

La

con

dic

ión

de

baja

frecu

en

cia

pu

ede d

añ

ar

a

los

ála

bes

de

la

turb

ina

y

al

gen

era

dor

por

el

sobre

cale

nta

mie

nto

.

Esta

con

dic

ión

afe

cta

n a

l

gen

era

dor,

al

tran

sfo

rmador

ele

vador,

a

la

turb

ina

y

a

las

carg

as

au

xilia

res

de

la

su

besta

ció

n.

Los

ála

bes

más

larg

os

asocia

dos c

on

la t

urb

ina

de baja

pre

sió

n,

son

lo

s

más

su

scepti

ble

s

a

dañ

ars

e p

or

la o

pera

ció

n

pro

lon

gada a

fre

cu

en

cia

s

an

orm

ale

s.

Causa d

e l

a f

all

a o

Con

dic

ión A

norm

al

La

opera

ció

n

de

gen

era

dore

s

a

frecu

en

cia

s

an

orm

ale

s

pu

ede

resu

ltar

de

un

re

ch

azo

de

carg

a

o

de

la

igu

ald

ad

en

tre

la

carg

a

del

sis

tem

a y

la g

en

era

ció

n.

El

rech

azo d

e c

arg

a l

e

cau

sará

al

gen

era

dor

sobre

velo

cid

ad

y

opera

ció

n a a

lgu

na f

recu

en

cia

por

arr

iba d

e l

a

norm

al.

El

rech

azo

de

carg

a

parc

ial

o

tota

l

pu

ede debers

e a la

libera

ció

n de fa

llas en

el

sis

tem

a o por

el

rech

azo de u

n blo

qu

e carg

a

mayor

du

ran

te

un

a

gra

n

pert

urb

ació

n

del

sis

tem

a.

Baja

F

recu

en

cia

. O

cu

rre

en

u

n

sis

tem

a

de

pote

ncia

com

o

resu

ltado

de

un

a

sú

bit

a

redu

cció

n

en

la

pote

ncia

de

en

trada

por

la

pérd

ida d

e g

en

era

dor(

es)

o p

érd

idas d

e e

nla

ces

cla

ve de im

port

ació

n de pote

ncia

. E

sto

pu

ede

pro

du

cir

u

n

decre

men

to

en

la

velo

cid

ad

del

gen

era

dor,

lo q

ue c

au

sa u

na d

ism

inu

ció

n d

e l

a

frecu

en

cia

del sis

tem

a.

Sobre

frecu

en

cia

. O

cu

rre c

om

o r

esu

ltado d

e u

na

pérd

ida sú

bit

a de carg

a o pérd

ida de en

laces

cla

ve d

e e

xport

ació

n d

e p

ote

ncia

. La s

alida d

el

impu

lsor

qu

e

alim

en

ta

la

carg

a

inic

ial

es

absorb

ida p

or

la a

cele

ració

n d

e e

sta

s u

nid

ades

y p

uede r

esu

ltar

un

in

cre

men

to e

n la f

recu

en

cia

del

sis

tem

a.

En

gen

era

l,

la

con

dic

ión

de

frecu

en

cia

alt

a

(sobre

frecu

en

cia

) n

o

pla

nte

a

seri

os

pro

ble

mas

ya

qu

e

el

opera

dor

y/o

la

acció

n

del

con

trol

pu

eden

em

ple

ars

e

para

rápid

am

en

te

resta

ble

cer

la

velo

cid

ad

del

gen

era

dor

y l

a f

recu

en

cia

norm

al

sin

necesid

ad

de d

ispara

r al gen

era

dor.

Fall

a

o

Condic

ión

Anorm

al

Falla

de

Fre

cu

en

cia

An

orm

al

(Alt

a o

Baja

Fre

cu

en

cia

).


124

VI.2 RECOMENDACIONES FUTURAS.

Visualizar de una forma más práctica, utilizando el software que

simule el comportamiento de un generador y modificar ciertos datos

específicos del generador, que hagan operar al relevador.

Implementar el esquema de protección propuesto en este proyecto y

comparar los resultados con los datos obtenidos en el desarrollo de

este trabajo.

Proponer un nuevo esquema de protección que mejore las

características de protección al generador, transformador principal,

transformador auxiliar, transformador de tierra y si existe al

transformador de excitación. Y analizar que protecciones serán

utilizadas y verificar su comportamiento.

Simular fallas que provengan del sistema y lleguen al generador y

así observar y concluir si operaria o no el relevador adecuadamente.


125

REFERENCIAS

Libros.

[1] Donald G. Fink; Jorge Humberto Romo Muños. “Manual de

Ingeniería Eléctrica”. Editorial: México: McGraw Hill, 1996.

[2] Theodore Wildi; Rodolfo Navarro Salas. “Máquinas Eléctricas y

Sistemas de Potencia”. Editorial: México: Pearson/Educación, 2007.

[3] Guillermo Enríquez Harper. “Elementos de Centrales Eléctricas”.

Editorial: México, D.F: Limusa, 1982-1983.

[4] Stephen J. Chapman; Octavio Posada Salazar. “Máquinas

Eléctricas”. Editorial: Santafé de Bogotá: McGraw Hill, 1993.

[5] Bhag S. Guru; Javier Enríquez Brito; Daniel Díaz del Castillo.

“Máquinas Eléctricas y Transformadores”.

Editorial: México D.F.: Oxford University Press, 2003.

Manuales.

[6] Guía Para La Protección De Generadores De corriente Alterna.

[7] IEEE Std C37.102-1995.

[8] Tutorial IEEE De Protección Para Generadores Síncronos

[9] Manual De Instrucción Del SEL-300G Relevador Multifuncional Del

Generador

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE -...

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