Tesis Con Digsilent

INSTITUTO POLITCNICO NACIONAL

EESSCCUUEELLAA SSUUPPEERRIIOORR DDEE IINNGGEENNIIEERRAA MMEECCNNIICCAA YY EELLCCTTRRIICCAA

SSEECCCCIINN DDEE EESSTTUUDDIIOOSS DDEE PPOOSSGGRRAADDOO EE IINNVVEESSTTIIGGAACCIINNDDEEPPAARRTTAAMMEENNTTOO DDEE IINNGGEENNIIEERRAA EELLCCTTRRIICCAA

SIMULACIN DE LA APLICACIN DE LA FUNCINDE DISTANCIA EN LA PROTECCIN DE

GENERADORES SNCRONOS.

QQUUEE PPAARRAA OOBBTTEENNEERR EELL GGRRAADDOO DDEE::MMAAEESSTTRROO EENN CCIIEENNCCIIAASS

EENN IINNGGEENNIIEERRAA EELLCCTTRRIICCAA

PPRREESSEENNTTAA::

MIGUEL VELASCO ULISES

MMXXIICCOO,, DD.. FF.. 22001100

Simulacin De La Aplicacin De La Funcin De Distancia En La Proteccin De GeneradoresSncronos

ii

Simulacin De La AplicacinDe La Aplicacin De La Funcin De Distancia En La Proteccin De GeneradoresSncronos

iii

De La Funcin De Distancia En La Proteccin De Generadores


iv


v


vi


vii

RESUMENEl incremento de la demanda de energa elctrica en los sistemas de potencia donde lageneracin est alejada de los centros de consumo, implica la transmisin de grandes bloquesde potencia, requiriendo que los tiempos crticos de liberacin de fallas sean cortos y enparticular para aislar una falla cercana a una planta generadora, y as evitar que el generadorpierda el sincronismo con la red de potencia. Otros factores que llevan a la prdida desincronismo son: la operacin del generador en su regin adelantada durante periodos de cargaligera, la disminucin o prdida completa de la excitacin de la unidad o en algunas maniobrasde switcheo de lneas y cargas. En la proteccin de generadores existen protecciones basadas enel principio de distancia que realizan funciones de proteccin primaria y de respaldo.

En esta tesis se evala la aplicacin y desempeo de las funciones de proteccin disponibles enlos relevadores digitales multifuncionales basados en el principio de distancia, para laproteccin del generador sncrono. Se modela la red de prueba de nueve nodos y tresgeneradores sncronos publicada en [1], as como las funciones de proteccin 21, 40 y 68designadas de acuerdo a la norma ANSI/IEEE Standard C37.2-1996. [2]

Esta evaluacin es asistida por el software comercial DigSILENT Power Factory 13.2 yMATLAB Rb 2008, donde se modela la red de prueba previamente mencionada, simulando unaserie de casos, los cuales estn formados por diferentes contingencias logrndose verificar eldesempeo de los ajustes recomendados por la literatura especializada [3] y normas [4].

De los resultados obtenidos se concluye que la aplicacin de la funcin de proteccin derespaldo ANSI 21, solo es posible si la impedancia de la lnea es mayor que la impedancia de lafuente. Adems, el efecto infeed tiene impacto tanto en el alcance y tiempo de operacin dezona 2.

Por otro lado, con relacin a la proteccin contra prdida de excitacin, la cual est basada en elmtodo propuesto por Derby [5], tiene un desempeo que involucra varios factores tales como,la carga previa a la prdida de excitacin, los sistemas de control de voltaje, del tipo de prdidade excitacin, entre otros.

Finalmente, la aplicacin de la proteccin contra prdida de sincronismo para el generador, seidentifica mediante un mtodo grfico, el cual determina que el centro elctrico del sistema seencuentra entre el transformador y el sistema. Sin embargo las simulaciones dinmicasmuestran que el centro elctrico est en la impedancia equivalente del sistema y por lo tanto esrecomendable que la funcin contra prdida de sincronismo se habilite en los relevadores dedistancia que protegen las lneas adyacentes al generador, separando el sistema sin la necesidadde desconectar el generador.


viii


ix

ABSTRACT

The increase in demand for electrical energy in power systems where the generation is far fromconsumption centers involves the transmission of large blocks of power, requiring the criticalclearing time of faults to be short and in particular to isolate a fault near a generating plant, andthus preventing the generator from losing the synchronism with the power grid. Other factorsleading to the loss of synchronization are: the operation of the generator in the region aheadduring periods of light load, the reduction or complete loss of the excitement of the unit or gateof lines and switching loads. In the generator protection exists protections based on theprinciple of distance that perform primary and backup protection.

This thesis evaluates the implementation and performance of the functions of protectionavailable in multifunctional digital relays based on the principle of distance for the protection ofsynchronous generator. The test network of nine nodes and three synchronous generatorspublished in [1] and the protective functions 21, 40 and 68 designated in accordance with ANSI/ IEEE Standard C37.2-1996 is modeled. [2]

This assessment is assisted by the commercial software DIgSILENT Power Factory 13.2 andMATLAB Rb 2008, which models the test network, mentioned above, simulating a series ofcases which are formed by different contingencies which enable to verify the performance ofthe adjustments recommended by the literature [3] and standards [4].

The results obtained showed that the implementation of backup protection function ANSI 21 isonly possible if the impedance of the line is larger than the impedance of the source.Furthermore, the infeed effect has impact on both the scope and timing of operation in Zone 2.

On the other hand, as regards to the protection against loss of excitation which is based on themethod proposed by Derby [5], has a performance involves several factors such as previousload loss of excitement, voltage control systems, and the type of loss of excitation amongothers.

Finally, the application of protection against loss of synchronism for the generator is identifiedby a graphical method, which determines the systems electrical center is located between thetransformer and the system. However, the dynamic simulations show that the electrical center isthe equivalent impedance of the system and therefore it is recommended that the role againstloss of synchronization is enabled in the distance relays protecting the adjacent generator lines,dividing the system without need to disconnect the generator.


x


xi

DEDICATORIA

Esta oportunidad de expresar y compartir lo feliz que me siento solo lo pueden comprenderustedesPues juntos, sin querer, sin planearlo, simplemente respondiendo de manera natural,el da de hoy y por siempre les estar infinitamente agradecido.

A mis padres:Abraham Miguel AndrsPaula Velasco Jimnez

A mis hermanos:Julio C., Rosalba, Marco A, Violeta, Andrs.

A la familia Miguel Andrs y Velasco Jimnez y muchas ms que giran alrededor de estas

A mis amigos:Ricardo Salazar., Carlos Lpez, Juan C. Delgadillo, David Villareal, Antonio Castillo, GustavoTrinidad, Jess Carmona, Laura Jurez, Minoru Ishijara, Mauricio Escalona., Uriel Alcauter,Hermilo Cern, Enrique Guerrero, Gerardo Cruz, Nancy Villafuerte, Leticia A., Ivon G. ymuchos ms

En especial a Yadira Ramrez Domnguez, por cada momento que vivimos te extrao.


xii


xiii

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a mi patria la oportunidad que me ha brindado atreves de la educacin e instruccinen la Escuela Superior De Ingeniera Mecnica y Elctrica del Instituto Politcnico Nacionalesperando poder servirle de manera eficiente y contina

A mis Maestros,Arturo Galn, Ricardo Mota, David Romero, Daniel Olgun, Daniel Ruiz, Germn Rosas,Thomas Asiain, Enrique Galindo, Carlos Moran, Rafael Andrade, Ricardo Mndez, GilbertoEnrquez H., Jess Reyes. En especial al Dr. David Sebastin B., por su amistad y continuorespaldo durante mi preparacin profesional.

Agradezco a los especialistas de la subgeneracia de proteccin y medicin de la GRTC de laCFE, en especial Ing. Jorge Daz E. y M.C. Carlos Moran R., por permitirme formar parte desu distinguido equipo de trabajo.

Al CONACYT y Programa Institucional de Formacin de Investigadores para estudios demaestra, por sus apoyos correspondientes.

VIVA MXICO


xiv


xv

CONTENIDORESUMEN viiABSTRACT ixDEDICATORIA xiAGRADECIMIENTOS xiiiCONTENIDO xvLISTA DE FIGURAS ixLISTA DE TABLAS xiiiABREVIATURAS xiv

CAPTULO 1: INTRODUCCIN.

1.1 INTRODUCCIN 11.2 OBJETIVO GENERAL 2

1.2.1 Objetivos especficos 21.3 ANTECEDENTES 3

1.3.1 Trabajos relevantes en la SEPI ESIME ZAC. 51.4 JUSTIFICACIN 61.5 DEFINICIN DEL PROBLEMA 71.6 LIMITACIONES Y ALCANCES 71.7 ESTRUCTURA DE LA TESIS. 8

CAPITULO 2: ANLISIS DE LAS FUNCIONES DE LA PROTECCINDE DISTANCIA ENCARGADAS DE PROTEGEREL GENERADOR SNCRONO.

2.1 INTRODUCCIN 102.2PROTECCIN DEL GENERADOR SNCRONO CONTRAPRDIDA DE EXCITACIN. 13

2.2.1 Sistemas de excitacin de las mquinas sncronas 132.2.2 Dao al generador 172.2.3 Efectos en el SEP debido a una condicin de prdida decampo de un generador sncrono. 172.2.4 Caractersticas de la prdida de campo del generador 172.2.5 Medidas de proteccin ante la prdida de excitacinen el generador sncrono 182.2.6 Modo de disparo 21

2.3 PROTECCIN DEL GENERADOR SNCRONO ANTELA PRDIDA DE SINCRONISMO 22

2.3.1 Efectos en los generadores que operan fuera de sincronismo 222.3.2 Caractersticas de la prdida de sincronismo 232.3.3 Caractersticas de prdida de sincronismo del generador 252.3.4 Esquemas de relevadores de prdida de sincronismo para

generadores. 252.3.4.1 Relevadores de prdida de campo 252.3.4.2 Esquema de relevador mho simple 262.3.4.3 Esquema de una sola visera 272.3.4.4 Esquemas de doble lente y doble visera 282.3.4.5. Esquema de crculo concntrico 30


xvi

2.3.5 Aplicacin de un relevador mho para la proteccin de prdidade sincronismo de varias unidades 302.3.6 Modo de disparo por prdida de sincronismo 31

2.4 PROTECCIN DE RESPALDO DEL SISTEMA 31

CAPITULO 3: MODELADO DEL SISTEMA ELCTRICO DE POTENCIAY RELEVADORES DE PROTECCIN DE DISTANCIA QUE PROTEGENAL GENERADOR SNCRONO

3.1 INTRODUCCIN 333.2 ELEMENTOS DEL SISTEMA DE POTENCIA 34

3.2.1 El bus 343.2.2 La lnea de transmisin 343.2.3 Transformador 343.2.4 Carga 343.2.5 Modelado del generador sncrono 35

3.2.5.1 Limites de operacin en generadores sncronos. 373.2.5.1.1 Limite de corriente de armadura. 37

3.2.5.1.2 Limite de corriente de campo. 383.2.5.1.3 Limite de calentamiento en la regin finaldel estator y rotor 39

3.3 SISTEMA MULTIMQUINAS. 393.4 CONTROL DE VOLTAJE DEL GENERADOR 403.5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO PARA FINES DE PROTECCIN. 45

3.51. Transformadores de corriente. 453.5.2 Trasformador de voltaje. 46

3.6 MODELO DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIN DE DISTANCIAPARA LA PROTECCIN DEL GENERADOR SNCRONO 46

CAPITULO 4: EVALUACIN, AJUSTE Y COORDINACIN DELAS FUNCIONES DE PROTECCIN DE DISTANCIA DEL GENERADOR SNCRONO

4.1 INTRODUCCIN 514.2 RED DE ESTUDIO 514.3 PROTECCIN DE LNEA 554.4 AJUSTE DE LA FUNCIN DE PROTECCIN DE RESPALDODEL SISTEMA, CONTENIDA EN EL RELEVADORMULTIFUNCIONAL. 62

4.4.1 Ajuste de zona dos de la PR considerando el efecto infeedintroducido por la lnea 2. 64

4.5 PROTECCIN CONTRA PRDIDA DE EXCITACIN 744.5.1 Limite de estabilidad en estado estacionario 75

4.5.1.1 Calculo del LEEE para la MS 2 de la red de prueba. 764.6 PROTECCIN CONTRA PRDIDA DE SINCRONISMO. 80

4.6.1 Caso 1-1de prueba 814.6.2 Caso 1-2 de prueba 854.6.3 Caso 1-3 de prueba 884.6.4 Caso 2 de prueba 934.6.5 Caso 3 de prueba. 974.6.6 Caso 4 de prueba 100


xvii

CAPITULO 5: CONCLUSIONES

5.1 CONCLUSIONES 1045.2 APORTACIONES 1065.3 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS 106

REFERENCIAS 107

APNDICE A 110APNDICE B 129APNDICE C 132


xviii

LISTA DE FIGURASFig.2.0 Esquemas de proteccin tpicos para el bloque

generador-transformador 12Fig.2.1 Arreglo tpico de disparo para el bloque generado transformador 13Fig.2.2 Diagrama de bloques de un sistema de control de excitacin 14Fig.2.3 Diagrama de bloques funcional de un sistema de control de excitacin de

un generador sncrono 15Fig.2.4 Transductor del voltaje terminal y elementos del compensador de carga 15Fig.2.5 Sistemas de excitacin tpicos 16Fig.2.6 Carta de operacin del generador sncrono de polos lisos 17Fig.2.7 Comportamiento de la impedancia en las terminales del generador

sncrono, al presentarse una condicin de prdida de excitacin. 18Fig.2.8 Caracterstica del relevador mho con offset de una zona 20Fig.2.9 Caractersticas del relevador mho offset de dos zonas para la proteccin

de la prdida de excitacin de los generador sncrono 20Fig.2.10 Proteccin contra prdida de excitacin usando un elemento mho con

offset positivo supervisado por un elemento direccional 21Fig.2.11 Proteccin contra prdida de excitacin usando dos elementos mho con

offset positivo y negativo supervisado por un elemento direccional 22Fig.2.12 Trayectoria de la impedancia ante una prdida de sincronismo empleando

procedimientos grficos. 25Fig.2.13 Representacin grfica del esquema circular mho contra

prdida de sincronismo 27Fig.2.14 Esquema de una visera. 28Fig.2.15 Esquema de una visera para una oscilacin de potencia estable e inestable 29Fig.2.16 Esquema de doble lente 30Fig.2.17 Esquema de doble visera. 31Fig.2.18 Aplicacin de los relevadores de respaldo para el arreglo

generador-transformador 32Fig.2.19 Aplicacin de relevadores de respaldo para el generador

conectado directamente al sistema 32Fig.3.1 Representacin grafica del bus 33Fig.3.2 Circuito , con parmetros concentrados, para la lnea de transmisin. 33Fig.3.3 Diagrama esquemtico de una mquina sncrona trifsica de polos lisos 37Fig.3.4 Diagrama esquemtico de una mquina trifsica de polos salientes 37Fig.3.5 Definicin de los ngulos del rotor. 38Fig.3.6 Lmite de calentamiento del generador sncrono impuesto por la

corriente de armadura 39Fig.3.7 Lmite de calentamiento impuesto por la corriente de campo. 39Fig.3.8 Lmite de calentamiento del generador sncrono en la parte final del

Devanado de campo y armadura. 40Fig.3.9 Estructura del modelo de sistema de potencia completo para el

anlisis de la estabilidad transitoria. 41Fig.3.10 Modelo del excitador 42Fig.3.11 Diagrama de bloques del excitador. 43Fig.3.12 Modelo del circuito para el lazo de control estabilizador 45Fig.3.13 Diagrama de bloques para el control de voltaje del circuito 45Fig.3.14 Diagrama de bloques de la estructura del relevador. 48


xix

Fig.3.15 Caractersticas de operacin de los relevadores de distanciadisponibles en DigSILENT Power Factory 51

Fig.4.1 Sistema de prueba del IEEE de tres maquinas y nueve. 53Fig.4.2 Diagrama de bloques del sistema de excitacin DC1 de las MS del sistema

de prueba 55Fig.4.3 Determinacin de las corrientes de carga mximas de la red de prueba 57Fig.4.4 Determinacin de las corrientes de corto circuito de la red de prueba 58Fig.4.5 Caractersticas de operacin de zona 1 y 2 de los relevadores de distancia

que protegen la lnea 2. 60Fig.4.6 Caractersticas de operacin de zona 1 y 2 de los relevadores de distancia

que protegen la lnea 1 60Fig.4.7 Caractersticas de operacin de zona 1 y 2 de los relevadores de distancia




que protegen la lnea 6 62Fig.4.11 Efecto infeed introducido por alimentadores intermedios. 64Fig.4.12 Falla trifsica al 50% de la lnea adyacente ms corta en la direccin de

disparo del relevador 65Fig.4.13 Falla trifsica al 10% de la lnea 3, para determinar su TCLF 67Fig.4.14 Comportamiento del ngulo del rotor de los generadores sncronos 1 y 2

con respecto al ngulo de la mquina de referencia (generador sncrono 1) anteuna falla trifsica al 10% de la lnea 3, (falla sostenida durante 8 ciclos). 67

Fig.4.15 Comportamiento del ngulo del rotor de los generador sncrono 1 y 2 conrespecto al ngulo de la mquina de referencia (generador sncrono 1) anteuna falla trifsica al 10% de la lnea 3 (falla sostenida durante 9 ciclos, el GS-2pierde sincronismo) 68

Fig.4.16 Comportamiento del ngulo del rotor de los GS 1 y 2 con respectoal ngulo de la mquina de referencia (GS 1) ante una falla bifsica(entre las fases a y b), al 10% de la lnea 3, tc=0.13 s =8 ciclos. 69

Fig.4.17 Comportamiento del ngulo del rotor de los GS 1 y 2 con respecto al ngulode la mquina de referencia (GS 1) ante una falla bifsica (entre las fasesa y b), al 10% de la lnea 3, tc=0.15 s =9 ciclos. 70

Fig.4.18 Comportamiento del ngulo del rotor de los GS 1 y 2 con respecto al ngulode la maquina de referencia (GS 1) ante una falla bifsica a tierra(entre las fases a y b), al 10% de la lnea 3, tc=0.13 s =8 ciclos. 70

Fig.4.19 Comportamiento del ngulo del rotor de los GS 1 y 2 con respecto al ngulode la mquina de referencia (GS 1) ante una falla bifsica (entre las fasesa y b), al 10% de la lnea 3, tc=0.15 s =9 ciclos. 71

Fig.4.20 Falla trifsica al 50% de la lnea ms corta para determinar el alcancede zona 2. 71

Fig.4.21 Caractersticas de operacin de zona 1 y 2 de la PR ante una falla trifsicaal 49% de la lneas adyacente ms corta 72

Fig.4.22 Falla al 49% de la lnea 3 (verificacin de coordinacin en el plano R-X) 73Fig.4.23 Falla al 90% de la lnea 3 (verificacin de la coordinacin). 74Fig.4.24 Falla trifsica al 40% de la lnea 3 despreciando el efecto de infeed

(desconexin de la lnea 2) 74Fig.4.25 Falla trifsica al 90% de la lnea 3, despreciando el efecto infeed. 75


xx

Fig.4.26 LEEE para el arreglo GS y equivalente del sistema 77Fig.4.27 Datos del sistema equivalente para determinar el LEEE del GS-2. 77Fig.4.28 LEEE y curva de capacidad para el GS-2 en el plano P-Q 79Fig.4.29 LEEE, curva de capacidad del GS-2 y caractersticas de operacin de la

funcin de proteccin ANSI 40 79Fig.4.30 LEEE y curva de capacidad para el GS-2 en el plano P-Q, sin

considerar ningn elemento desconectado. 80Fig. 4.31 Curva de capacidad del GS-2 y caractersticas de operacin de la funcin

de proteccin ANSI 40 80Fig.4.32 Falla trifsica al 50% de la lnea tres 82Fig.4.33 Comportamiento de los ngulos de rotor con respecto al GS-1 82Fig.4.34 Valores instantneos de voltaje y corriente de la fase A ante la simulacin

de la falla del caso 1. 83Fig.4.35 Fasor de corriente de la Fase A para el caso 1. 83Fig.4.36 Fasor de voltaje de la fase A para el caso 1 84Fig.4.37 Trayectoria de la impedancia para el caso de prueba 1-1 (ohms primarios) 85Fig.4.38 Falla trifsica al 50% de la lnea tres de la red de prueba, despejada en

15 ciclos 85Fig.4.39 Comportamiento de los ngulos de rotor con respecto al GS-1 86Fig.4.40 Valores instantneos de corriente y voltaje para el caso 1-2 86Fig.4.41 Fasor de corriente para el caso de prueba 1-2 87Fig.4.42 Fasor de voltaje para el caso de prueba 1-2 87Fig.4.43 Trayectoria de la impedancia para el caso de prueba 1-2. 88Fig.4.44 Trayectoria de la impedancia aparente vista desde las terminales del

GS-2 para el caso de prueba 1-2. 88Fig.4.45 Comportamiento del ngulo de carga de los rotores en los GS, para el caso

de prueba 1-3. 89Fig.4.46 Valores instantneo de corriente y voltaje para el caso de prueba 1-3 90Fig.4.47 Fasor de corriente para el caso de prueba 1.3 90Fig.4.48 Fasor de voltaje para el caso de prueba 1-3. 91Fig.4.49 Trayectoria de la impedancia aparente vista desde las terminales del GS-2

para el caso de prueba 1-3 91Fig.4.50 Acercamiento de la figura 4.49. 92Fig.4.51 Ampliacin de la Trayectoria de la impedancia aparente vista desde las

terminales del GS-2, para el caso de prueba 1-3, donde se puede ver ladisminucin de la velocidad de la trayectoria de la impedancia. 92

Fig.4.52 Ampliacin de la Trayectoria de la impedancia aparente vista desde lasterminales del GS-2, para el caso de prueba 1-3, donde se puede ver ladisminucin de la velocidad de la trayectoria de la impedancia 93

Fig.4.53 Red de prueba bajo condiciones inciales (lnea dos fuera de servicio). 94Fig.4.54 Respuesta de los ngulos de los rotores de los GS-2 y 3 para el caso

de prueba 2. 94Fig.4.55 Diagrama unifilar de la red de prueba al finalizar la simulacin del caso 2. 95Fig.4.56 Voltaje y corriente instantneo de la fase A en las terminales del GS-2 95Fig.4.57 Fasor de corriente de la fase A para el caso de prueba 2 96Fig.4.58 Fasor de voltaje para la fase A en las terminales del GS-2 del caso 2. 96Fig.4.59 Trayectoria de la impedancia aparente vista desde las terminales del GS-2

para el caso de prueba 97Fig.4.60 Acercamiento de la trayectoria de la impedancia aparente vista desde las

terminales del GS-2 para el caso dos de prueba 97Fig.4.61 Comportamiento angular de los rotores en los GS-2 y 3 con respecto


xxi

al GS-1. 98Fig.4.62 Comportamiento instantneo de la seal de voltaje y corriente 98Fig.4.63 Fasor de corriente para la fase a del GS-2, estimado mediante la TDF 99Fig.4.64 Fasor de voltaje de la fase A del GS-2 estimado mediante la TDF 99Fig.4.65 Trayectoria de la impedancia vista desde las terminales del GS-2 para

el caso de prueba tres 100Fig.4.66 Acercamiento de la trayectoria de la impedancia mostrada en

la figura 4.64. 100Fig.4.67 Desconexin de la lnea dos para la determinacin de la trayectoria en la

impedancia para el caso de prueba cuatro. 101Fig.4.68 Comportamiento angular de los rotores de los GS 2 y 3 con respecto

al GS-1 101Fig.4.69 Voltaje y corriente instantneo de la fase A del GS-2 para el caso de

prueba cuatro 102Fig.4.70 Fasor de corriente de la fase A para el GS-2 estimado mediante la TDF 102Fig.4.71 Fasor de corriente de la fase A del GS-2 para el caso de prueba cuatro 103Fig. 4.72 Trayectoria de la impedancia vista desde las terminales del GS-2

para el caso de prueba cuatro 103Fig. 4.73 Acercamiento de la trayectoria de la impedancia vista desde las

terminales del GS-2 para el caso de prueba cuatro 104

LISTA DE TABLASTabla 4.1 Datos de TR (Transformador de potencia). 54Tabla 4.2 Datos de GS (Generadores sncronos) 54Tabla 4.3 Datos de impedancia de secuencia positiva de las lneas. 54Tabla 4.4 Datos de las carga de la red de prueba. 54Tabla 4.5 Parmetros de los sistemas de excitacin tipo DC1 de las

M.S. del sistema. 55Tabla 4.6 Hoja de datos del sistema de control de excitacin DC1.Tabla 4.7 Caso de operacin base. 56Tabla 4.8 Relaciones de transformacin para los TC y TP. 57


xxii

ABREVIATURASABB Asea Brown BoveriANSI Instituto Nacional Estadounidense de Estndares (American National

Standards Institute)ANSI 21 Relevador de distanciaANSI 40 Relevados contra prdida de excitacinANSI 78 Relevador contra prdida de sincronismoB SusceptanciaCA Corriente alternaCD Corriente directaCFE Comisin federal de electricidadCIGRE Consejo Internacional de Grandes Sistemas Elctricos (International

Council on Large Electric Systems)COMTRADE formato comn para el intercambio de datos transitorios (Common

Format for Transient Data Exchange)DigSILENT Programa de simulacin digital y calculo de redes elctricas (Digital

SImuLation and Electrical NeTwork calculation program)EHV Extra alto voltajeG ConductanciaGE General ElectricGS Generador sncronoHV Alto voltajeIEC Comisin Electrotcnica Internacional (International Electrotechnical

Commission)IEEE Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrnica (Institute of

Electrical and Electronics Engineers)LEEE Lmite de estabilidad en estado estacionarioLME Lmite de mnima excitacinMATLAB Laboratorio de matrices (MATrix LABoratory)MS Maquina sncronaP potencia activaPOTT Disparo trasferido permisivo por sobre alcance (Permissive Overreaching

Transfer Trip)PP Proteccin primariaPR Proteccin de respaldoQ potencia reactivaR ResistenciaRMS Raz Media Cuadrtica (Root Mean Square)rpm Revoluciones por minutoRTC Relacin de transformacin de corrienteRTP Relacin de transformacin de potencialS Potencia aparenteSEL 300G Relevador multifuncional digital para el generador sncronoSEL 321 Relevador multifuncional digital para la proteccin de lnea de

transmisin.


xxiii

SEP Sistema elctrico de potencia.SI Sistema internacional de unidadesTC Transformador de corrienteTCLF Tiempo crtico de liberacin de fallaTDF Transformada discreta de Fourier.TP Transformador de potencialTR Transformador de potenciaX ReactanciaY AdmitanciaZ ImpedanciaZ 0 Impedancia de secuencia ceroZ 2 Impedancia de secuencia negativaZ1 Impedancia de secuencia positivaZIP Modelo polinomial de carga


xxiv

NOMENCLATURA%Z % de impedanciaCEV Compensador esttico de VARs Voltaje de campo en eje directo Factor de compensacin por retorno de tierra.f Frecuenciafipol/ (deg) ngulo del rotor con referencia al voltaje de bus local del generador.

(Voltaje terminal)firel/ (deg) ngulo del rotor con referencia al ngulo del rotor de la mquina de

referencia (generador slack)firot/ (deg) ngulo del rotor con referencia al voltaje de la red (voltaje del bus slack).J Momento de inercia en kg-m2Pe Potencia elctricaphi/ (rad) ngulo del rotor del eje q con referencia al voltaje de la red (=firot-90).Te Torque elctricoTm Torque mecanico . Velocidad angular en rad/seg.Zn Impedancia de neutroTvm Constante de tiempo del filtro de entrada al reguladorKa Ganancia del reguladorTa Constante de tiempo del reguladorTb Constante de tiempo del reguladorTc Constante de tiempo del reguladorKe Constante de saturacin del excitadorTe Constante de tiempo del excitadorKf Constante del circuito estabilizador del reguladorTf Constante del circuito estabilizador del reguladorVr_mx Lmite de seal de voltaje internoVr_min Lmite de seal de voltaje internoe1 Constante de saturacin del excitadorse1 Constante de saturacin del excitadore2 Constante de saturacin del excitadorse2 Constante de saturacin del excitador Reactancia sncrona en el eje directo.

Reactancia transitoria en el eje directo

Reactancia subtransitoria en el eje directo Reactancia sncrona en el eje en cuadratura.

Reactancia transitoria en el eje de cuadratura

Reactancia subtransitoria en el eje de cuadratura Constante de tiempo transitoria de circuito abierto en el eje directo. Constante de tiempo transitoria de circuito abierto en el eje en cuadratura.

H Constante de inercia. ngulo de carga elctrico del rotor. Resistencia de campo


xxv

Corriente de campo Tiempo.


- 1 -

CAPTULO

INTRODUCCIN1.1 INTRODUCCIN

El generador sncrono es un elemento esencial en el sistema elctrico de potencia (SEP),encargado de convertir la energa mecnica en elctrica y consecuentemente ser la fuente desuministro de energa. Debido a este hecho el comportamiento dinmico y estacionario delgenerador sncrono junto con sus dispositivos de control y proteccin ocupan un lugar muyimportante en el estudio de los SEP.

En general, el generador sncrono es un equipo costoso y por su condicin mecnica demquina rotativa, resulta ser vulnerable junto con su turbina, en presencia de pequeos ygrandes disturbios. Es por ello que requiere de un sistema de control y proteccin, que tenga undesempeo satisfactorio y seguro, ante un importante nmero de escenarios de operacin, conel objetivo de garantizar la estabilidad del SEP as como la vida til del generador sncrono.

La proteccin de los elementos del SEP basada en relevadores detecta la existencia de fallas yregmenes de operacin anormal dentro de su zona o zonas de operacin, por medio de unsistema de monitoreo adecuado de sus variables y parmetros, el cual determina losinterruptores que deben permanecer cerrados o ser interrumpidos, mediante la activacin de suscircuitos de disparo, considerando los requerimientos de confiabilidad (la cual consta de dosaspectos: dependabilidad y seguridad)1, velocidad, selectividad y economa.

De modo general, se puede analizar a las protecciones del generador sncrono, clasificando a lasfallas o situaciones anmalas segn sus diferentes localizaciones.

En primer lugar las fallas internas, las cuales deben ser detectadas y despejadas por lascorrespondientes protecciones primarias o de respaldo.

En segundo lugar, las fallas y regmenes de operacin anormal, debido a perturbacionesoriginadas generalmente en la red externa o bien en el sistema de excitacin, turbina, etc., que

1 La dependabilidad es la habilidad del sistema de proteccin de operar correctamente cuando ocurre una fallaen su zona de proteccin.La seguridad es la capacidad del sistema de proteccin de no operar cuando no existe falla u ocurre una fallafuera de su zona de proteccin. Cabe sealar que desafortunadamente estos dos aspectos tienden acontraponerse: si se incrementa la seguridad tiende a disminuir la dependabilidad y viceversa


- 2 -

de igual forma debern ser despejadas por sus correspondientes protecciones primarias odrespaldo.

El generador sncrono operando en condiciones anormales es susceptible de sufrir dao, por loque resulta trascendental, en primera instancia, restablecer sus condiciones anormales deoperacin. En caso contrario, debern actuar las protecciones correspondientes con la probableconsecuente salida de servicio del generador sncrono.

En la actualidad el uso de relevadores microprocesados ha permitido integrar en un solomdulo, una serie de funciones de proteccin comunes que necesitan los generadores sncronos.Algunas de estas funciones de proteccin son ejecutadas por la proteccin de distancia, talcomo la funcin ANSI 40 (proteccin contra prdida de excitacin), funcin ANSI 78(proteccin contra prdida de sincronismo) y la funcin ANSI 21 (proteccin de respaldo parafallas externas).

El desempeo de los dispositivos de proteccin previamente mencionados, est relacionado confactores que involucran desde la experiencia del ingeniero en protecciones, no solo en eldispositivo de proteccin si no tambin en el conocimiento de la red donde se pretende emplearel dispositivo de proteccin. Por ello es relevante que se realicen una serie de pruebas delaboratorio y de campo, as como de simulaciones digitales que aseguren un alto nivel dedesempeo del dispositivo de proteccin.

1.2 OBJETIVO GENERAL

Evaluar el desempeo de los esquemas de proteccin del generador sncrono basados enel principio de distancia ante fallas externas y condiciones anormales de operacin delgenerador, mediante su modelado digital en software comercial.

1.2.1 OBJETIVOS ESPECFICOS`

Modelar la red de prueba de nueve nodos y tres generadores sncronos publicada en [4-1], contemplando el control de excitacin para cada generador.

Modelar las funciones de proteccin basadas en el principio de distancia para elgenerador sncrono dos (G2) de la red de prueba.

Modelar el esquema de proteccin de lnea para fallas entre fases de la red de prueba,basado en la proteccin de distancia

Determinar las condiciones que beben cumplirse para poder aplicar los esquemas deproteccin de distancia en el generador sncrono

Ajustar y coordinar los dispositivos de proteccin de distancia de la red de prueba queprotegen al generador sncrono dos y lneas de transmisin.

Modelar los escenarios de falla y contingencias para evaluar el ajuste y coordinacin delos esquemas de proteccin de distancia.


- 3 -

Evaluar la aplicacin y desempeo de los esquemas de proteccin de distancia para lared de prueba.

1.3 ANTECEDENTES-ESTADO DEL ARTE

El desarrollo de los dispositivos de proteccin basado en relevadores, se puede enmarcar encuatro grupos relevantes: relevadores electromecnicos, relevadores estticos, relevadoresdigitales y relevadores numricos.

Estos ltimos hoy en da ofrecen varias funciones de proteccin, medicin y control, que seconcentran en un solo dispositivo, reduciendo de manera importante particulares requisitos delos relevadores que tienen que ver con su costo econmico y volumen, as como en su modo deoperacin, sin embargo, en contraparte, el centralizar en un solo dispositivo la responsabilidadde detectar varias condiciones de falla, pone en peligro la integridad del sistema, debido a quelos relevadores no estn exentos de fallar, ya que existen muchas causas que pueden hacer queel relevador no opere u opere mal (saturacin de transformadores de corriente) as como laposible falla del interruptor.

Los relevadores multifuncionales que protegen a los generadores sncronos, hoy en da ofrecenuna serie de funciones, que discriminan tanto fallas internas como externas que comprometan lavida til del generador sncrono, o la estabilidad y seguridad del SEP.

Dentro de estas funciones de proteccin existen tres que se basan en el principio de operacindel relevador de distancia (ANSI 21):

1. La funcin de proteccin contra prdida de excitacin (ANSI 40, proteccin primaria)2. La funcin de proteccin contra prdida de sincronismo (ANSI 78, proteccin primaria)3. La funcin de proteccin de respaldo (ANSI 21)

Dichas funciones han sido desarrolladas a partir de 1937, y han sido mejoradas continuamente,de acuerdo con las tecnologas y requerimientos de proteccin de los equipos a proteger. Acontinuacin se presentan los antecedentes ms relevantes que han colocado a la proteccin dedistancia como un esquema de proteccin con caractersticas sobresalientes para la proteccindel generador sncrono.

En 1937 M. J. H. Neher presenta el primer reporte sobre las caractersticas de operacin de unrelevador de distancia graficadas en el plano X-R. [6]

En 1937 C. R. Mason introdujo el anlisis del comportamiento de los relevadores de distanciadurante oscilaciones de potencia, en el diagrama de impedancia (R-X), para un sistema de dosmquinas. Las mquinas estaban representadas por sus impedancias transitoriasrespectivamente. [7]

El efecto de las oscilaciones de potencia sobre las protecciones son analizadas considerando elvoltaje, corriente e impedancia aparente medida por el relevador en el nodo terminal de una de


- 4 -

las mquinas, lo que promovi el inicio del anlisis del comportamiento de los sistemas deproteccin durante oscilaciones de potencia.En 1945 Edith Clark [8] utilizando el mismo SEP que Mason, logr desarrollar el lugargeomtrico de la impedancia caracterstica de la oscilacin de potencia para diferentes valoresde la relacin de las fuerzas electromotrices de las mquinas. Con lo que obtuvo un crculocomo el lugar geomtrico de la impedancia para cada valor de la relacin y al hacer variar elngulo de defasamiento entre las fuerzas electromotrices, con centro sobre la lnea deimpedancia con radio y desplazamiento determinados por el valor de la relacin de los voltajes.

Edith Clark tambin desarroll otra familia de curvas, que representaban el lugar geomtrico dela caracterstica de la impedancia aparente, para el ngulo de desfasamiento entre las fuerzaselectromotrices constante. Si el ngulo entre las fuerzas electromotrices se mantena constante,mientras la relacin de la magnitud de los voltajes variaba, la impedancia aparente trazaba unaporcin de un crculo que pasaba por los puntos en donde se localizaban y cuyo centro caasobre el bisector perpendicular de la lnea de la impedancia del sistema.

Edith Clark finalmente combin las dos familias de curvas caractersticas anteriores, paraobtener el diagrama de impedancia generalizado en por unidad. Con este diagrama se podavisualizar y analizar como la impedancia aparente variaba cuando tanto el ngulo y la relacin de las fuerzas electromotrices variaba. [9]

Antes que C. R. Mason presentara en [10], el empleo de relevadores de distancia tipo mho conoffset para la proteccin contra prdida de campo en los generadores sncronos, se empleabanrelevadores de sub y sobrecorriente de CD, aplicados en el circuito de campo del generadorsncrono. Aunque ms selectivo que los relevadores de sub y sobrecorriente de CD, el mtodode Mason presentaba fallas, pudiendo operar indebidamente durante oscilaciones de potenciaestables.

Debido a esto en la dcada de los 70`s, muchos investigadores se dedicaron al estudio del caso.(Arndt & Rogers, 1975; Berdy, 1975 [5]; Rotating Machines Protection Subcommittee, 1975;Darron et al., 1975; Lee et al., 1979 [11]; Mackenzie et al., 1975 [12]).

Como resultado de estas investigaciones surgiran nuevos mtodos de proteccin contra laprdida de excitacin que son utilizados hoy en da. Estos mtodos se basan en los conceptos dela trayectoria de la impedancia aparente desarrollados por Mason 1949, pero tienen nuevosajustes y hacen uso de temporizadores para evitar la operacin indebida del relevador dedistancia tipo mho.

En este sentido Berdy (1975) en [5] propuso un nuevo esquema de proteccin. En lugar deutilizar una unidad mho como propuso inicialmente Mason (1949), el mtodo hace uso de dosunidades mho, temporizando la de mayor dimetro.

Lee et al., (1979) en [11], utilizan los conceptos de impedancia aparente para desarrollar unanueva tcnica, el autor presenta un mtodo basado en la cada de tensin de las terminales delGS, y de la cada de tensin en el devanado de campo durante la prdida de excitacin. Sinembargo este mtodo se utiliz de forma complementaria en los conceptos de Mason [1949].


- 5 -

Segn Mackenzie et al., 1975[12], IEEE COMMITTEE REPORT (1988) en [13], Rana et al.(1990) en [14] y Mozina (2004) en [15], promueven que la temporizacin no es una solucinideal para evitar las operaciones indebidas de la proteccin contra la prdida de excitacin,debido a que retarda la operacin de la proteccin. Por lo tanto, todava hay cierta preocupacincon respecto al rendimiento de los mtodos de proteccin contra la prdida de excitacin.Moore & Stangnberg (1998) en [16], realizaron una investigacin sobre la trayectoria de laimpedancia aparente por medio de ensayos de corto circuitos en el campo y abertura delcircuito de campo de un generador sncrono, estos autores verificaron que la trayectoria de laimpedancia aparente se presentaba de forma cmo haba reportado Mason (1949).

Algunas referencia tcnicas recientemente presentadas por Sharaf & Lie, 1994 en [17]; Tambay& Paithankar, 2005 en [18], proponen mtodos ms modernos de proteccin contra prdida deexcitacin, basados en tcnicas adaptivas.

Morais at al (2007) en [19] presentan la validacin de la eficiencia de la tcnica adaptivapropuesta por Tambay & Paithankar (2005), comparada con los mtodos de Mason (1949) yDerby (1975).

Por otro lado, con el desarrollo de los relevadores microprocesados, la caracterstica originalcircular del relevador mho ha experimentado modificaciones para mejorar el desempeo de laproteccin. Ejemplos de estas modificaciones es la caracterstica de Tomate y lenticular, loscuales se han comenzado a utilizar para la proteccin contra la prdida de excitacin.

Leite y Silveira (2007) en [20], presentan las ventajas de utilizar la caracterstica tomate en losgeneradores hidrulicos de Itaipu. Segn los autores las principales ventajas de estos mtodosson: una accin rpida de la proteccin para una prdida total de excitacin, el aumento de laconfiabilidad de la proteccin debido a los criterios del rotor y el estator; ms flexibilidad enla determinacin de ajustes y la facilidad de implementacin en los relevadores numricos.

1.3.1 TRABAJOS RELEVANTES EN LA SEPI-ESIME-ZACATENCO.

Larios y Enrquez (1997) en [21], desarrollan una metodologa para el anlisis integral de lasprotecciones ms importantes de una unidad generadora, sin embargo, no se muestra lacoordinacin de las caractersticas de LEEE (lmite de estabilidad en estado estacionario), LME(lmite de mnima excitacin) y curva de capacidad del generador sncrono con lascaractersticas de operacin mho contra prdida de excitacin (ANSI 40), ya sea en el plano R-X o P-Q.

Por otro lado no se menciona la proteccin contra prdida de sincronismo (ANSI 78), adems,la propuesta de ajuste de la proteccin de respaldo del sistema (ANSI 21) est basada en lasrecomendaciones del fabricante del relevador bajo estudio, sin considerar el posible efecto deinfeed y los tiempos crticos de liberacin de falla.

Por otro lado Romero y Mota (1997) en [22], presentan un anlisis del comportamiento de laproteccin de distancia, empleando una metodologa basada en el dominio del tiempo(estabilidad transitoria), que tiene como propsito obtener informacin sobre el diseo y lacoordinacin en el tiempo de los esquemas de proteccin en sistemas de transmisin,


- 6 -

logrndose verificar los ajustes temporales propuestos mediante mtodos estticos. Cabesealar que los resultados de la metodologa pueden ser empleados para el diseo de esquemasde bloqueo para evitar disparos en falso de la proteccin de distancia que protege lneas detransmisin o generadores ante oscilaciones de potencia estables. Sin embargo, la dinmica delsistema de prueba no considera el efecto del sistema de excitacin de la mquina sncrona aldeterminar la impedancia aparente calculada por el relevador. Adems no hacen uso de lascaractersticas de operacin conocidas como biceras.

Domnguez y Enrquez (1997) en [23] presentan un anlisis de la respuesta de los esquemas deproteccin de distancia de un SEP ante contingencias, sin embargo nicamente se emplea unmodelo de mquina bus infinito, considerando el modelo clsico de la mquina sncrona y sincontroles.

Por otro lado Reyes y Asiain (1999) en [24] presentan una metodologa para proteger elgenerador sncrono de un simulador experimental, mediante el sistema de proteccin digitalmultifuncional M-0420, del proveedor Beckwith Electric, con el propsito de analizar elcomportamiento real tanto del sistema de potencia como del sistema de proteccin digitalmultifuncional bajo condiciones de operacin con disturbio. En este trabajo, no se considera elefecto del sistema de excitacin, adems al proponer el ajuste de la funcin ANSI 40, sedesprecia la curva de capacidad del GS, as como tambin la curva de LEEE y LME. Por otrolado el relevador digital multifuncional no cuenta con la funcin de prdida de sincronismo,motivo que seguramente no les permiti evaluar su ajuste y coordinacin con los demsdispositivos de distancia.

1.4 JUSTIFICACIN

El empleo de relevadores multifuncionales para la proteccin de generadores sncronos hacrecido de manera importante a partir de la dcada de los 90 en nuestro pas, conjuntado unaserie de funciones que permiten determinar una condicin de falla u operacin anormal delgenerador sncrono.

Dentro de las funciones con las que cuentan en la actualidad los relevadores multifuncionalespara la proteccin de generadores sncronos, se tiene que por lo menos tres de estas estnbasadas en el principio de operacin de la proteccin de distancia, las cuales estn supervisadaspor otros dispositivos de proteccin, como los relevadores de voltaje, frecuencia, y corriente.

Tales funciones de proteccin, para poder ser ajustadas requieren de un anlisis en el dominiodel tiempo (estabilidad transitoria) y estacionario (estudio de fallas y flujos de potencia),considerando los ms drsticos y probables escenarios de operacin, con el objetivo de podermejorar su confiabilidad, rapidez y selectividad, contribuyendo en la continuidad, estabilidad yseguridad del servicio elctrico en beneficio de la sociedad.

Teniendo gran relevancia el empleo de simuladores digitales en el dominio del tiempo, ascomo los registros de mediciones reales que permitan visualizar el comportamiento dinmicode la frecuencia, voltaje y corriente, y en consecuencia la trayectoria de la impedancia en elplano R-X, haciendo posible la evaluacin del desempeo de los relevadores de proteccin demanera dinmica.


- 7 -

Ya que un mal funcionamiento de los relevadores, causa fuertes disturbios, lo que puede resultaen el disparo en cascada de muchos ms relevadores e interruptores. Esto puede llevar a uncolapso total de la integridad del sistema, causando gran preocupacin en trminos de carga ytiempo consumido para la resincronizacin del sistema. Por lo tanto, se tiene que investigar laimpedancia vista por un relevador de distancia como una funcin de (ngulo de carga).

1.5 DEFINICIN DEL PROBLEMA.

A lo largo de algunas dcadas pasadas, los criterios de operacin de los SEP se han vuelto msexigentes. Durante el mismo tiempo, las mejoras a los mtodos de enfriamiento en el diseo deGS han permitido mayores capacidades de KVA en volmenes dados de materiales. Estatendencia ha reducido las constantes de inercia y ha elevado las reactancias de las mquinas,especialmente en las unidades de gran capacidad. Adems, el incremento de lneas detransmisin de HV y EHV para la transmisin de grandes bloques de potencia a grandesdistancias, ha causado una reduccin en los tiempos crticos de liberacin requeridos y sobretodo para aislar una falla en el sistema cercana a una planta generadora, antes de que el GSpierda el sincronismo con la red de potencia.

Adicionalmente a la liberacin prolongada de una falla, otros factores que pueden llevar a lainestabilidad son: la operacin del generador sncrono en regin adelantada durante periodos decarga ligera, baja tensin del sistema, baja excitacin de la unidad, impedancia excesiva entre launidad y el sistema y algunas operaciones de switcheo de lneas [11]. Tales condiciones de fallau operacin anormal del generador sncrono, deben ser percibidas por los sistemas demonitoreo de sus equipos de control y proteccin, con la finalidad de tomar las accionesconvenientes que permitan salvaguardar la integridad del generador sncrono y SEP.

Por otro lado, durante una condicin de asincronismo se generan grandes variaciones decorriente y de voltaje en la red de transmisin, tambin en la posicin angular relativa de losrotores de las mquinas sncronas, que se refleja en un desequilibrio entre la potencia mecnicaque impulsa a los generadores sncronos y la potencia elctrica que alimenta al sistema detransmisin, originndose oscilaciones de potencia y la posible prdida de sincronismo entremquinas locales o entre grupos de mquinas dentro de una rea de inters.

La impedancia caracterstica de la oscilacin de potencia es determinada mediante la solucinen el tiempo de la red, el cual es el mtodo principal del anlisis de estabilidad de los SEP. Sinduda esto representa un reto para los ingenieros responsables de habilitar y ajustar las funcionesde los relevadores multifuncionales, encargados de monitorear estas variaciones de impedanciadebido a que estos estudios involucran un anlisis dinmico de la red, el cual contempla laaccin de controles, como el control de excitacin, el estabilizador del sistema de potencia, etc.

Bajo lo sealado, se plantea analizar el desempeo de las funciones de proteccin que estnbasadas en la proteccin de distancia contenida en los modernos relevadores multifuncionales.

1.6 LIMITACIONES Y ALCANCE

En la actualidad existen diferentes fabricantes de relevadores multifuncionales empleados parala proteccin del generador sncrono, los cuales cuentan con funciones de proteccin basadas en


- 8 -

el principio de distancia, sin embargo en este trabajo, solo se modelan las caractersticas tipomho para fallas entre fases, de un relevador de distancia microprocesado.

La aplicacin de estas funciones de proteccin tienen sus limitaciones, por ejemplo, losgeneradores de polos salientes son empleados en algunas ocasiones como condensadores,implicando que la proteccin contra prdida de excitacin pueda tener un mal desempeo ytengan que modificarse algunos ajustes comnmente empleados.

La proteccin de respaldo para el sistema contenida en los relevadores multifuncionales para laproteccin del generador sncrono, puede ser aplicada solo en donde la relacin de impedanciadel sistema sea pequea, es decir que la impedancia de la lnea sea mucho mayor que laimpedancia de la fuente, esto solo se cumple para lnea con una longitud larga.En contraparte la aplicacin de la proteccin contra prdida de excitacin solo es altamenterecomendable si la relacin de la impedancia de la fuente es mucha mayor que la impedancia dela lnea.

Por otro lado, se tiene que las lneas de trasmisin nicamente son modeladas por suimpedancia en serie de secuencia positiva, implicando el anlisis de la respuesta de losrelevadores nicamente para fallas trifsicas y bifsicas. Esto debido a la falta de informacin,sin embargo, es relevante mencionar que el fenmeno de prdida de sincronismo y prdida deexcitacin son fenmenos balanceados, los cuales requieren para su anlisis solo de lacomponente de secuencia positiva.

ESTRUCTURA DE LA TESIS

En el captulo 1 se presenta la introduccin, objetivo general, objetivos especficos,antecedentes, justificacin, definicin del problema, alcances - limitaciones y estructurade la tesis.

En el captulo 2 se presenta un anlisis de las funciones de proteccin basadas en elprincipio de distancia, que se encuentran disponible en los relevadores multifuncionalespara la proteccin del generador sncrono. Comenzando con la proteccin contraprdida de excitacin (ANSI 40), donde se expone la evolucin de esta funcin, deacuerdo a las caractersticas de diseo de las mquinas sncronas y filosofa deproteccin, adems se hacen recomendaciones de los posibles ajustes en cuanto alcancede las zonas, offset, lgicas de disparo para la activacin de los circuitos de disparo delos interruptores involucrados para la desconexin del generador sncrono y retardos detiempo. Del mismo modo se analiza la funcin de proteccin contra prdida desincronismo (ANSI 78) y finalmente la funcin de proteccin de respaldo (ANSI 21).

En el captulo 3 se expone la forma en que se modelan los elementos del SEP medianteel software comercial DigSILENT Power Factory 13.2, para el anlisis dinmico yestacionario de los relevadores de proteccin de distancia que protegen a losgeneradores sncronos de la red de prueba que consta de tres generadores sncronos ynueve nodos, publicada en [1]. Partiendo por el elemento conocido como bus,transformador, lnea, carga, generador sncrono, sistema de control de excitacin,transformadores de instrumento (TC y TP) y finalmente el relevador de distancia.


- 9 -

En el captulo 4, se presenta el modelado y anlisis de las funciones de proteccin parael generador sncrono dos de la red de prueba que estn basadas en el principio dedistancia. Comenzando por la proteccin de respaldo de sistema, seguida de laproteccin contra prdida de excitacin y finalizando con la proteccin contra prdidade sincronismo, esta ltima evaluada mediante diferentes casos de estudio.

En el captulo 5 se expresan las conclusiones ms importantes obtenidas en eldesarrollo de esta tesis, se presentan algunas recomendaciones para trabajos futuros.


- 10 -


- 11 -

CAPTULO

ANLISIS DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIN DEDISTANCIA ENCARGADAS DE PROTEGER AL GENERADOR

SNCRONO.

2.1 INTRODUCCIN

Los generadores sncronos a diferencia de otros componentes del SEP, requieren ser protegidosno solo contra los cortocircuitos, sino adems contra condiciones anormales de operacin, yaque el generador sncrono puede sufrir daos o falla completa en pocos segundos, en lasinstalaciones convencionales, un operador puede en ciertas ocasiones corregir una condicinanormal de operacin evitando que se desconecte el generador sncrono del servicio. Pero en lagran mayora de los casos, los eventos ocurren demasiado rpido tal que el operador no puedereaccionar, y por lo tanto, sea necesaria la deteccin y proteccin automtica. [26].

En algunas ocasiones los operadores cometen errores que llevan al sistema a condicionesanormales en las que se requiere la desconexin del generador sncrono para evitarle daos. Porejemplo, algunas acciones que se reflejan como una sobreexcitacin y la energizacininadvertida [26].

Por estas razones, los procedimientos de operacin no pueden substituir a la proteccinautomtica apropiada.

Los generadores sncronos tienen una serie de protecciones comunes, disponibles hoy en damediante tecnologas de sistemas digitales las cuales suelen estar integradas en un nicomdulo de proteccin, conocido como proteccin multifuncional, la figura 2.0 muestra lasfunciones de proteccin ms comunes para el bloque generador- transformador [26].

21 Relevador de distancia. Respaldo para fallas de fase en el sistema y en la zona delgenerador.24 Proteccin de Volts/Hz para sobreexcitacin del generador.32 Relevador de potencia inversa.40 Proteccin de prdida de campo.46 Proteccin de desbalance de corriente de secuencia negativa para el generador.49 Proteccin trmica del estator.51 GN Relevador de sobrecorriente a tierra con tiempo.51 TN Respaldo para fallas a tierra.


- 12 -

51 V Relevador de sobrecorriente de tiempo con control de tensin o restriccin de tensin.Respaldo para fallas de fase en el sistema y en el generador.59 Proteccin de sobretensin.59 GN Relevador de sobretensin. Proteccin de falla a tierra en el estator para un generador.60 Relevador de balance de tensin. Deteccin de fusibles fundidos de transformadores depotencial.

Fig. 2.0 Esquemas de proteccin tpicos para el bloque generador-transformador [25]

63 Relevador de presin del transformador.62 B Timer de falla de interruptor.64 F Proteccin de falla a tierra del campo.71 Nivel de aceite o gas del transformador.78 Proteccin de prdida de sincronismo.81 Relevador de frecuencia. Proteccin de baja o sobre frecuencia.86 Relevador auxiliar de bloqueo y reposicin manual.87 G Relevador diferencial. Proteccin primaria de falla de fases del generador.87 N Proteccin diferencial de falla a tierra del estator.87 T Relevador diferencial. Proteccin primaria para el transformador.87 U Relevador diferencial para la proteccin total de generador-transformador.


- 13 -

Dentro de estas funciones, se encuentran algunas aplicaciones de la proteccin de distancia(ANSI 21), las cuales pueden formar parte de las funciones de proteccin primaria o ensegundo plano como funciones de proteccin de respaldo, tal como la funcin ANSI 40(proteccin contra prdida de excitacin) y la funcin ANSI 78 (proteccin contra prdida desincronismo). Por otro lado, debe quedar claro que cada funcin de proteccin acta accionandolos circuitos de disparo de diferentes interruptores, tales como el interruptor principal delgenerador, el interruptor de campo y en ocasiones el acoplamiento mecnico del generadorsncrono con la turbina, en la figura 2.1 se muestra dependiendo del fenmeno que se presenteel o los dispositivo de interrupcin que deben ser accionados. Cabe sealar que el arreglo de lalgica de disparo de los interruptores depende de varios factores, los cuales tienen que ver conla capacidad del sistema para soportar los diferentes disturbios a los que puede estar expuesto.Por ejemplo, una condicin de prdida de sincronismo implica la activacin de los circuitos delinterruptor principal del generador sncrono, del interruptor de campo y del disparo delacoplamiento mecnico entre la turbina y el generador sncrono; para el caso de una condicinde prdida de excitacin, solo el interruptor de campo e interruptor principal del generador sonaccionados, ver figura 2.1.

Fig. 2.1 Arreglo tpico de disparo para el bloque generado transformador. [26]


- 14 -

2.2 PROTECCIN DEL GENERADOR SNCRONO CONTRA PRDIDA DEEXCITACIN.

2.2.1 SISTEMAS DE EXCITACIN DE LAS MQUINAS SNCRONAS.

La comprensin del fenmeno de prdida de excitacin en las mquinas sncronas es esencialpara que el mtodo ms adecuado de proteccin sea seleccionado y parametrizadocorrectamente. La funcin bsica del sistema de excitacin es proveer corriente directa en eldevanado de campo de la mquina sncrona. Por otro lado, el sistema de excitacin desempeafunciones de proteccin y control esenciales para el desempeo satisfactorio del sistema depotencia, por medio del control del voltaje y corriente de campo [26]. Las funciones de controlincluyen el control de voltaje y flujo de potencia reactiva, as como el fortalecimiento en laestabilidad del sistema. Las funciones de proteccin aseguran que los lmites de capacidad de lamquina sncrona, sistema de excitacin y otros equipos no se excedan. En la figura 2.2 semuestra el diagrama de bloques de manera simplificada de un sistema de control de excitacintpico para un generador sncrono de gran potencia [27].

El sistema de control de excitacin: es un sistema de control retroalimentado que incluye lamquina sncrona y su sistema de excitacin. El trmino es utilizado para distinguir elrendimiento de la mquina sncrona y el sistema de excitacin en conjuncin con el sistema depotencia del sistema de excitacin solo. [27]

Sistema de excitacin: es el equipo que suministra la corriente de campo a la mquina sncrona,incluyendo todos los elementos de potencia, regulacin, control y proteccin [27].

Fig. 2.2 Diagrama de bloques de un sistema de control de excitacin. [27].

En la figura 2.3 se muestra con ms detalle las funciones del sistema de control de excitacin,as como su definicin [26].

1. Excitador: Proporciona potencia de CD al devanado de campo de la mquina sncrona,constituyendo la etapa de potencia del sistema de excitacin.

2. Regulador: Procesa y amplifica las seales de entrada de control a un nivel apropiado para elcontrol del excitador.

3. Transductor de voltaje terminal y compensador de carga: Tiene la funcin de sensar,rectificar y filtrar el voltaje terminal del generador sncrono a una cantidad en CD. El filtradoasociado con el transductor de voltaje puede ser difcil de representar, sin embargo, parapropsitos de modelado este puede ser reducido a la constante de tiempo TR, la cual es muy


- 15 -

pequea para casi todos los sistemas, por lo que se deben tomar precauciones para que segnsea el caso, esta pueda considerarse cero, figura 2.4.

Fig. 2.3 Diagrama de bloques funcional de un sistema de control de excitacin de un generador sncrono[27].

El voltaje de salida del transductor es comparado contra una referencia, la cual representa elajuste deseado del voltaje terminal y est calculada para satisfacer la condicin de carga inicial,misma que no variar. Sin compensacin de carga, el sistema de excitacin intenta mantener elvoltaje en terminales de acuerdo a la seal de referencia, figura 2.4.

Fig. 2.4 Transductor del voltaje terminal y elementos del compensador de carga [28]

4. Estabilizador del sistema de potencia: Proporciona una seal de entrada adicional alregulador de voltaje, ya sea por medio de compensacin serie o compensacin enretroalimentacin, para mejorar el rendimiento dinmico del sistema de control de excitacin.Algunas seales de entrada comnmente usadas son la desviacin de la velocidad del rotor,potencia de aceleracin y la desviacin de frecuencia.

5. Limitadores y circuitos de proteccin: Aqu se incluye un amplio arreglo de funciones deproteccin y control, que aseguran los lmites de capacidad del excitador y generador sncronono sean excedidos. Algunas de las funciones comnmente usadas son el lmite de la corrientede campo, lmite de excitacin mxima, lmite de voltaje terminal, regulador y proteccin devolts por Hertz y lmite de baja excitacin.

Los sistemas de excitacin han evolucionado de muchas formas durante los ltimos aos, estospueden ser clasificados de acuerdo a las siguientes tres categoras las cuales son basadas en lafuente de potencia de excitacin usada:

1. Sistemas de excitacin tipo DC, los cuales utilizan un generador de corriente directa conun conmutador como la fuente de potencia del sistema de excitacin, figura 2.5.

= | + ( + ) | 11 +


- 16 -

2. Sistemas de excitacin tipo AC, los cuales utilizan un alternador con rectificadores, yasea estacionarios rotatorios, para producir la corriente directa necesaria para el campode la mquina sncrona.

3. Sistemas de excitacin tipo ST, en los que la potencia de excitacin es suministrada atravs de transformadores devanados auxiliares del generador y rectificadores.

Fig.2.5 Sistemas de excitacin tpicos: (a) generador de CD en cascada; (b) mquina de reluctancia conrectificador; (c) generador sncrono con rectificador rotatorio; (d) rectificador controlado alimentado defuentes auxiliares; (e) rectificador controlado alimentado de las terminales del generador; (f) rectificadorcontrolado alimentado por la corriente y voltaje del generador. SG generador sncrono, SR-anilloscolectores, ME- excitador principal, AE-excitador auxiliar, RR-rectificador rotatorio, ET-transformador deexcitacin, AS-Barra de servicios auxiliares, CT-transformador de corriente, AVR-regulador automtico devoltaje. Nota: todas las abreviaciones son por sus siglas en ingles. [29]

Debe quedar claro, que los lmites de operacin del excitador y generador sncrono, estn enfuncin de su capacidad trmica y saturacin magntica. La carta de operacin del generadorsncrono, figura 2.5, proporciona un panorama de los regmenes de operaciones del generadorsncrono. Normalmente, el sistema de excitacin del generador sncrono es ajustado de talforma que se entrega potencia real y potencia reactiva al sistema de potencia. Si el sistema deexcitacin se pierde o es reducido, el generador sncrono absorbe potencia reactiva del sistemade potencia en lugar de suministrarla y opera en la regin de subexcitacin de la carta deoperacin.

Los generadores sncrono tienen en esta rea una estabilidad baja o reducida. Si ocurre unaprdida total de excitacin y el sistema puede suministrar suficiente potencia reactiva sin unagran cada de tensin terminal, el generador sncrono puede operar como un generador deinduccin; si no es as, se perder el sincronismo. El cambio de operacin normal sobreexcitadoa operacin subexcitado ante la prdida de excitacin no es instantneo ya que ocurre en uncierto periodo de tiempo (generalmente algunos segundos), dependiendo del nivel de salida delgenerador sncrono y de la capacidad del sistema conectado.


- 17 -

La carta de operacin del generador sncrono, figura 2.6, muestra los lmites de operacin deeste. En la regin de operacin normal, estos lmites son trmicos (rotor y estator). En el rea desubexcitacin, la operacin est limitada por el calentamiento del hierro en el extremo delestator. El ajuste del control del regulador es coordinado con el lmite de estabilidad de estadoestacionario del generador, el cual es funcin del generador, de la impedancia del sistema y dela tensin terminal del generador. En [26] se proporcionan los detalles de cmo graficar la cartade operacin del generador. El control de mnima excitacin del generador evita que elexcitador reduzca el campo por debajo del lmite de estabilidad de estado estacionario. Laprdida parcial o total de campo puede dar como resultado la operacin del generador fuera delos lmites con subexcitacin. La prdida completa de excitacin ocurre cuando la fuente decorriente directa del campo del generador es interrumpida. La prdida de excitacin puede sercausada por incidentes como [30]:

circuito abierto del campo, corto circuito en el campo, disparo accidental del interruptor de campo, falla del sistema de control del regulador, prdida de campo del excitador principal, prdida de alimentacin de C.A. al sistema de excitacin.

Cuando un generador pierde su excitacin, girar a una velocidad mayor a la sncrona y operacomo un generador de induccin, entregando potencia real (MW) al sistema, pero al mismotiempo obteniendo su excitacin desde el sistema, convirtindose en un gran consumidor depotencia reactiva en el sistema. Este consumo grande de potencia reactiva causa problemas algenerador, a las mquinas adyacentes y al sistema de potencia. El impacto al sistema por laprdida de excitacin de un generador depende de la robustez del sistema conectado, de lacarga en el generador antes de la prdida de excitacin y del tamao del generador [30].

Fig. 2.6 Carta de operacin del generador sncrono de polos lisos [26].


- 18 -

2.2.2 DAO AL GENERADOR SNCRONO

Cuando el generador sncrono pierde su excitacin, opera como un generador de induccin,causando que la temperatura en la superficie del rotor se incremente debido a las corrientes deEddy inducidas por el deslizamiento en el devanado de campo, en el cuerpo del rotor, en lascuas y anillos de retencin. La alta corriente reactiva tomada por el generador sncrono delsistema puede sobrecargar el devanado del estator, causando que se incremente su temperatura.El tiempo de dao de la mquina debido a las causas anteriores puede ser tan corto como 10segundos, o hasta de varios minutos [30]. El tiempo para el dao depende del tipo de mquina,del tipo de prdida de excitacin, de las caractersticas del gobernador y de la carga delgenerador sncrono [30].

2.2.3 EFECTOS EN EL SEP DEBIDO A UNA CONDICIN DE PRDIDA DEEXCITACIN DE UN GENERADOR SNCRONO.

Una condicin de prdida de excitacin que no es detectada rpidamente, puede tener unimpacto devastador sobre el sistema de potencia, causndole una prdida en el soporte dereactivos y adems creando un consumo sustancial de potencia reactiva todo esto en un soloevento. Esta condicin puede provocar un colapso de tensin en una gran rea si no hay unafuente suficiente de potencia reactiva disponible para satisfacer la demanda de VARs creadapor la condicin de prdida de excitacin. Si el generador que ha sufrido una prdida de campono es separado, las lneas de transmisin pueden disparar debido a oscilaciones de potencia odebido al flujo de potencia reactiva excesiva hacia el generador sncrono fallado [30].

2.2.4 CARACTERSTICAS DE LA PRDIDA DE EXCITACIN DELGENERADOR SNCRONO.

El mtodo ms ampliamente utilizado para detectar una prdida de excitacin del generadorsncrono es mediante el uso de relevadores de distancia para monitorear la variacin de laimpedancia vista desde las terminales del generador. Ha sido demostrado que cuando ungenerador sncrono pierde su excitacin mientras opera a varios niveles de carga, la variacinde la impedancia, como se ve desde las terminales de la mquina, tendr las caractersticasmostradas en el diagrama R-X de la figura 2.7 [31].

Fig. 2.7 Comportamiento de la trayectoria de la impedancia en las terminales del generador sncrono, alpresentarse una condicin de prdida de excitacin.


- 19 -

Con referencia a la figura 2.7, la impedancia aparente de una mquina a plena carga sedesplazar desde el valor con carga en el primer cuadrante hacia el cuarto cuadrante, cerca deleje X y se establecer en un valor un poco mayor que la mitad de la reactancia transitoria de ejedirecto (Xd/2), en aproximadamente 5 segundos. El punto de la impedancia final depende de lacarga en la mquina antes de la prdida de excitacin, y vara desde Xd/2 a plena carga, hastaalrededor de la reactancia sncrona de eje directo (Xd) sin carga. La presencia del magnetismoresidual en el campo de la mquina, que se presenta despus de una condicin de prdida deexcitacin, puede causar una impedancia aparente mayor que Xd. [30]

El comportamiento de la trayectoria de la impedancia depende del valor de la impedancia delsistema. Las mquinas conectadas con impedancias de sistema menores aproximadamente al20% toman una trayectoria directa hacia el punto final, mientras que con impedancias desistemas mayores, la trayectoria ser en espiral hacia el punto final. La trayectoria espiral esms rpida que la trayectoria directa. [31]

Si la mquina est operando a plena carga antes de la condicin de prdida de excitacin, en elpunto de impedancia final la mquina estar operando como un generador de induccin, con undeslizamiento del 2-5% arriba de la velocidad normal. La mquina tambin comenzar a recibirpotencia reactiva del sistema, mientras que suministra potencia real reducida. Una impedanciagrande del sistema dar como resultado una potencia de salida baja y un alto deslizamiento[30].

2.2.5 MEDIDAS DE PROTECCIN ANTE LA PRDIDA DE EXCITACIN EN ELGENERADOR SNCRONO.

La proteccin de prdida de excitacin debe detectar confiablemente tal condicin, sinresponder a oscilaciones de carga, a fallas en el sistema y a otros transitorios que no causen lainestabilidad de la mquina. Los relevadores de prdida de excitacin actualmente disponiblesproporcionan proteccin confiable, con baja probabilidad de operacin incorrecta antedisturbios en el sistema [30].

Los esquemas de proteccin basados en la medicin de la corriente de campo de la mquinahan sido usados para detectar la prdida de excitacin de un generador sncrono. La medicinde corriente reactiva (o potencia reactiva) hacia el generador sncrono tambin ha sido usadapara detectar la condicin de prdida de excitacin. Sin embargo, el esquema de proteccin msusado y confiable para la deteccin de la prdida de excitacin usa un relevador tipo mho condesplazamiento (offset) [25] [30] [31].

La caracterstica de operacin de un relevador tipo mho con desplazamiento de una sola zona semuestra en la figura 2.8. El relevador es conectado a las terminales de la mquina y alimentadocon tensiones y corrientes disponibles en las terminales. El relevador mide la impedancia vistadesde las terminales de la mquina y opera cuando la impedancia de la falla cae dentro de lacaracterstica circular.

El relevador est desplazado del origen por la mitad de la reactancia transitoria de eje directoXd/2, para evitar la operacin incorrecta durante disturbios en el sistema y otras condiciones de


- 20 -

falla. El dimetro del crculo se ajusta para ser igual a Xd, y puede usarse un retardo de tiempode 0.5 a 0.6 segundos para tener seguridad contra oscilaciones de potencia estables [30] [31].

2

dXoffset

Fig. 2.8 Caracterstica del relevador mho con offset de una zona.

Estos ajustes pueden proporcionar proteccin contra prdida de excitacin del generadorsncrono desde carga cero hasta plena carga, siempre que la reactancia sncrona de eje directo(Xd) del generador sncrono est en el rango de 1.01.2 pu. Cabe sealar que las mquinasmodernas son diseada con valores mayores de reactancia sncrona de eje directo (Xd) en elrango de 1.5 2.0 pu. [30] Con estas reactancias sncronas altas, el ajustar el dimetro delrelevador mho con offset a Xd abrira la posibilidad de una operacin incorrecta del relevadordurante la operacin subexcitado.

Para evitar estas operaciones incorrectas, el dimetro del crculo es limitado a 1.0 pu. (En labase del generador sncrono), en lugar de Xd. Este ajuste reducido limita la cobertura deproteccin a condiciones de mquina con alta carga y podra no proporcionar proteccin paracondiciones de carga ligera. Para evitar las limitaciones anteriores, pueden usarse dosrelevadores mho con offset como se muestra en la figura 2.9.

R

-x

Dimetro=1.0 pu

2

dXoffset

Dimetro=Xd

Fig. 2.9 Caractersticas del relevador mho offset de dos zonas para la proteccin de la prdida de excitacinde los generadores sncronos.


- 21 -

El relevador con la caracterstica de dimetro con 1.0 pu de impedancia a la base del generadorsncrono, detectar una condicin de prdida de campo desde plena carga hasta alrededor del30% de carga, y se ajustara para operar de forma casi instantnea (0.1 s) [25] con el objetivo deproporcionar proteccin rpida para condiciones severas en trminos del posible dao a lamquina y efectos adversos sobre el sistema [30] [5]. El segundo relevador, con dimetro iguala Xd y un retardo de tiempo de 0.50.6 s proporcionar proteccin para condiciones de prdidade excitacin hasta carga cero. Las dos unidades mho offset proporcionan proteccin contraprdida de excitacin para cualquier nivel de carga. Ambas unidades se ajustan con un offset deXd/2. La figura 2.9 ilustra este enfoque. [5] Es importante destacar que los dos enfoques deajuste descritos anteriormente con elementos contra prdida de campo con offset negativo [25][31], no toman en cuenta la carta de operacin del generador sncrono, el lmite de estabilidaden estado estacionario y la caracterstica del lmite de excitacin mnima [32].

La figura 2.10 ilustra otro enfoque que es usado en la industria para la proteccin por prdidade excitacin. Este esquema usa la combinacin de una unidad mho con offset positivo y unaunidad direccional [33].

R

-x

1.1X

d

Xs

Elemento direccionalElemento mho con offset

Fig. 2.10 Proteccin contra prdida de excitacin usando un elemento mho con offset positivo supervisadopor un elemento direccional.

Los ajustes se muestran a continuacin, donde Xs representa la reactancia del transformadorelevador ms la impedancia equivalente del sistema [25]. Sin embargo estos ajustesnuevamente no consideran la carta de operacion y el lmite de excitacin mnima. El elementodireccional provee seguridad para fallas externas. Este esquema puede generar una alarma,ayudando al operador a corregir un condicion de baja o prdida completa de la excitacin [25],ya que este esquema inicia su disparo con un reterdo de tiempo, tpicamente la demora se ajustaentre 10 s y 1 minuto [34]. Este concepto ha sido mejorado mediante el empleo de un elementomho con offset negativo [25] para proteger a los generadores sncronos con gran valor dereactancias en eje directo.

La figura. 2.11, muestra este enfoque. La Zona 1 deber tener un tiempo de retraso de 0,2 a 0,3s para poder hacer caso omiso de oscilaciones y otros transitorios. La Zona 2 deber emitir unaalarma e iniciar un tiempo de retardo para emitir la seal de disparo, 1 minuto se considera unademora tpica.


- 22 -

2

dXoffset

Fig. 2.11 Proteccin contra prdida de excitacin usando dos elementos mho con offset positivo y negativosupervisado por un elemento direccional.

Las unidades mho y direccional se ajustan para coordinar con el limitador de mnima excitacindel generador sncrono y el lmite de estabilidad de estado estacionario [32] [35]. Los esquemascon offset positivo de una y dos zonas, tambin incluyen un elemento de bajo voltaje(tpicamente fijado de 0.8-0.9 del voltaje nominal del generador sncrono) el cual monitorea elefecto de la prdida de excitacin sobre el SEP. Una condicin de bajo voltaje es un medio paraque el sistema pueda colapsarse, los elementos de bajo voltaje operan acelerando la zona dos[35]. Un retardo de tiempo empleado es de 0.25-1 s., los retardos de tiempos cortos sonrecomendados para los esquemas de una sola zona, y los retardos de tiempos largos serecomiendan para esquemas de dos zonas [25]. Por otro lado, si el perfil de voltaje se encuentradentro de valores nominales, quiere decir que el sistema soport la condicin de prdida decampo del generador sncrono y no es necesario acelerar la zona dos. Cuando se aplica estaproteccin a generadores sncronos hidrulicos, existen otros factores que posiblemente debanser considerados. Puesto que estos generadores sncronos pueden ser operados en ocasionescomo condensadores sincrnicos, es posible que los esquemas de prdida de excitacinanteriores operen innecesariamente cuando el generador sncrono es operado en la regin desubexcitacin, esto es, tomando VARs cercanos a la capacidad de la mquina. Para evitaroperaciones innecesarias, puede emplearse un relevador de baja tensin para supervisar losesquemas de proteccin de distancia. El nivel de dropout de este relevador de baja tensinpodra ajustarse en 90-95% de la tensin nominal y el relevador podra ser conectado parabloquear el disparo cuando est operado (pickup) y permitir el disparo cuando est en condicinde dropout. Esta combinacin proporcionar proteccin para casi todas las condiciones deprdida de excitacin, pero podra no disparar cuando el generador sncrono est operando acarga ligera, puesto que la reduccin de tensin podra no ser suficiente para causar que elrelevador pase a condicin de dropout.

2.2.6 MODO DE DISPARO

La proteccin de prdida de excitacin es normalmente conectada para disparar el interruptorprincipal del generador, el interruptor de campo, y realizar la transferencia de auxiliares de launidad. El interruptor de campo es disparado para minimizar el dao al campo del rotor en el


- 23 -

caso de que la prdida de campo sea debida a un corto circuito en el campo del rotor o a unflameo en los anillos deslizantes [25] [30]

Sin embargo en aqullas unidades que no puedan transferir suficiente carga de auxiliares paramantener la caldera y los sistemas de combustible, como las unidades de caldera y unidades concross-compound. En estos casos, las vlvulas de paro de la turbina deben tambin serdisparadas.

2.3 PROTECCIN DEL GENERADOR SNCRONO ANTE LA PRDIDA DESINCRONISMO

Debido a famosos apagones, como el ocurrido el 9 de noviembre de 1969 en el Noreste de losEstados Unidos de Norte Amrica [30], que dej sin energa elctrica a 30 millones dehabitantes, se le dio mucha atencin a la necesidad de aplicar la proteccin por prdida desincronismo a generadores sncronos. Aunque la proteccin por prdida de sincronismo existapara cuando el centro elctrico se presentaba en las lneas de transmisin, existan pocasaplicaciones para cubrir el hueco cuando el centro elctrico pasaba a travs del transformadorelevador de la unidad y hacia dentro del generador sncrono. [30]

Este vaco exista debido a que los relevadores diferenciales y otros relevadores mho conretardo de tiempo tales como relevadores de prdida de excitacin y relevadores de distancia derespaldo de la unidad, generalmente no pueden operar para una condicin de prdida desincronismo, adems se tena la creencia que los relevadores contra prdida de excitacinconvencionales proporcionaban todos los requerimientos de proteccin de prdida desincronismo para un generador sncrono.

A lo largo de algunas dcadas pasadas, los criterios de operacin del SEP se han vuelto msexigentes. Durante el mismo tiempo, las mejoras a los mtodos de enfriamiento en el diseo degeneradores sncronos han permitido mayores capacidades de KVA en volmenes dados demateriales. Esta tendencia ha reducido las constantes de inercia y ha elevado las reactanciasde las mquinas, especialmente en las unidades de gran capacidad Adems, el empleo de mslneas de transmisin de HV y EHV para transmitir grandes bloques de potencia a grandesdistancias, ha causado una reduccin en los tiempos crticos de libramiento requeridos paraaislar una falla en el sistema, cercana a una planta generadora, antes de que el generadorsncrono pierda el sincronismo con la red de potencia. Adicionalmente a la liberacinprolongada de una falla, otros factores que pueden llevar a la inestabilidad son: operacin delgenerador sncrono en regin adelantada durante periodos de carga ligera, baja tensin delsistema, baja excitacin de la unidad, impedancia excesiva entre la unidad y el sistema yalgunas operaciones de switcheo de lneas. [11]

2.3.1 EFECTOS EN LOS GENERADORES SNCRONOS QUE OPERAN FUERA DESINCRONISMO

La condicin de prdida de sincronismo causa altas corrientes y esfuerzos en los devanados delos generadores sncronos as como altos niveles de pares transitorios en la flecha. Si lafrecuencia de deslizamiento de la unidad con respecto al sistema de potencia se aproxima a unafrecuencia torsional natural, los pares pueden ser lo suficientemente grandes para romper la


- 24 -

flecha. Por lo tanto, es deseable disparar inmediatamente la unidad, puesto que los niveles depar en la fecha se forman con cada ciclo subsecuente de deslizamiento. Esta formacin es elresultado del continuo incremento de la frecuencia de deslizamiento, la cual pasa por la primerafrecuencia torsional natural del sistema de la flecha. Los eventos de deslizamiento de los polospueden tambin dar como resultado un flujo anormalmente alto en el hierro de los extremos delncleo del estator, el cual puede llevar a un sobrecalentamiento y acortamiento en los extremosdel ncleo del estator. El transformador elevador de la unidad tambin estar sujeto a muy altascorrientes transitorias en devanados, las cuales imponen grandes esfuerzos mecnicos en susdevanados [26].

2.3.2 CARACTERSTICAS DE LA PRDIDA DE SINCRONISMO

La mejor forma para visualizar y detectar el fenmeno de prdida de sincronismo es analizar lasvariaciones en el tiempo de la impedancia aparente, vista en las terminales del generador o enlas terminales de alta tensin del transformador elevador. [36] Esta trayectoria de la impedanciaaparente depende del tipo de gobernador, del sistema de excitacin de la unidad y del tipo dedisturbio que inici la oscilacin. Esta variacin en la impedancia puede ser detectada porrelevadores de distancia tipo Mho [9] [19]. Una visualizacin simple de estas variaciones en laimpedancia aparente durante una condicin de prdida de sincronismo es ilustrada en la figura2.12. Tres trayectorias de impedancia son graficadas como funcin de la relacin de lastensiones del sistema Ea/Eb la cual se asume que permanece constante durante la oscilacin.[11]

Se requieren otras suposiciones para lograr esta simplificacin: la caracterstica de polossalientes del generador sncrono es despreciada; los cambios en la impedancia transitoriadebidos a la falla o libramiento de falla se han estabilizado; los efectos de las cargas ycapacitancias en derivacin son despreciados; los efectos de reguladores y gobernadores sondespreciados, y las tensiones Ea y Eb atrs de las impedancias equivalentes son senoidales y defrecuencia fundamental.

Cuando la relacin de tensin Ea/Eb = 1, la trayectoria de la impedancia es una lnea recta PQ,la cual es el bisector perpendicular de la impedancia total del sistema entre A y B. El nguloformado por la interseccin de las lneas AP y BP sobre la lnea PQ es el ngulo de separacin entre los sistemas.

A medida que Ea avanza en ngulo adelantado de Eb, la trayectoria de la impedancia se muevedesde el punto P hacia el punto Q y el ngulo se incrementa. Cuando la trayectoria intercepta la lnea de impedancia total AB, los sistemas estn 180 fuera de fase. Este punto es el centroelctrico del sistema y representa una falla aparente trifsica total en el lugar de la impedancia.A medida que la trayectoria se mueve a la izquierda de la lnea de impedancia del sistema, laseparacin angular se incrementa ms all de 180 y eventualmente los sistemas estarn en faseotra vez. Si los sistemas permanecen juntos, el sistema A puede continuar movindose adelantedel sistema B y el ciclo completo puede repetirse. Cuando la trayectoria alcanza el punto dondela oscilacin inici, un ciclo de deslizamiento ha sido completado. Si el sistema A se hace mslento con respecto al sistema B, la trayectoria de la impedancia se mover en la direccinopuesta, desde Q hasta P.


- 25 -

Cuando la relacin de tensin Ea/Eb es mayor que 1, el centro elctrico estar arriba del centrode impedancia del sistema (lnea PQ). Cuando Ea/Eb es menor a 1, el centro elctrico estarabajo del centro de impedancia del sistema.

Los centros elctricos del sistema varan de acuerdo a cmo vara la impedancia del sistemaatrs de las terminales de lnea y a cmo varan las tensiones internas equivalentes delgenerador. La velocidad de deslizamiento entre los sistemas depende de los pares deaceleracin y de las inercias del sistema.

Los estudios de estabilidad transitoria proporcionan el mejor medio para determinar elcomportamiento del deslizamiento y a dnde ir la trayectoria de la oscilacin de potencia enrelacin a las terminales del generador sncrono o a las terminales de alta tensin deltransformador elevador de la unidad. Cuando la ubicacin de la trayectoria es conocida, sepuede seleccionar el mejor esquema de relevadores para detectar la condicin de prdida desincronismo.

aE 0bE

Caracteristica delrelevador mho

ZB

ZA

ZL

Centro elctrico

B

A

X

R

D (alcance del relevadorde distancia)

Ea>Eb

Ea


- 26 -

2.3.3 CARACTERSTICAS DE PRDIDA DE SINCRONISMO DEL GENERADORSNCRONO

Anteriormente el centro elctrico durante la prdida de sincronismo se localizaba en el sistemade transmisin. As, la trayectoria de la impedancia poda ser detectada con facilidad por losrelevadores de lnea o esquemas de relevadores de prdida de sincronismo, y el sistema podaser separado sin la necesidad de disparar generadores. [30]

Con la llegada de los sistemas de HV y EHV, de los grandes generadores sncronos conconductores enfriados directamente, de los reguladores de tensin de respuesta rpida y

Documents

Tesis Con Digsilent