universidad veracruzana

________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA
“PROTECCIONES EN GENERADORES
SÍNCRONOS”
MONOGRAFIA
Que para obtener el título de:
INGENIERO MECÁNICO ELÉCTRICISTA
PRESENTA:
JOSÉ MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ
DIRECTOR:
ING. EDUARDO REYNOSO GUILLAUMIN
XALAPA, VER.
AGOSTO 2011
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. i
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. ii
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
INDICE.
Introducción
8
CAPITULO 1 PRINCIPIOS DE ELECTROMECANICA
9
1.1 Definiciones de los aspectos básicos de electromecánica
9
1.2 Transformación de energía electromecánica
13
1.3 Perdidas en la conversión de energía electromecánica
15
1.4 Inducción electromagnética y fuerza electromagnética
16
1.5 Principios de generadores simples
19
CAPITULO 2 ASPECTOS OPERATIVOS DEL GENERADOR DE C.A. SÍNCRONO
25
2.1 Tipos de máquinas eléctricas
25
2.2 Partes primordiales del generador síncrono
26
2.3 Generación de voltaje en un alternador
28
2.3 Tipos de alimentación de c.d. para el generador síncrono
30
2.4 Relación de velocidad en un generador síncrono
31
2.5 Comportamiento del generador síncrono en vacio y con tipos diferentes de cargas
32
CAPITULO 3 FALLAS TIPICAS PRESENTADAS EN GENERADORES SÍNCRONOS
47
3.1 Principales componentes en un sistema de potencia
47
3.2 Aspectos básicos en un generador síncrono
48
3.3 Características operacionales de un generador síncrono
50
3.4 Condiciones de corto circuito en un generador síncrono
51
3.5 Practicas de puesta a tierra para un generador
58
3.6 Fallas de fases del estator del generador
60
3.7 Falla de tierra en el campo
60
3.8 Falla a tierra en el devanado del estator
61
3.9 Falla por frecuencia anormal
62
3.10 Falla de sobreexcitación y sobretensión
66
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. iii
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
3.11 Falla por perdida de señal en transformador de potencia
69
3.12 Falla por perdida de campo
69
3.13 Falla por perdida de sincronismo
71
3.14 Falla por desbalance de corriente (secuencia negativa)
71
3.15 Fallas entre fases y fallas de fase a tierra (protección de respaldo del sistema)
73
3.16 Falla por energización inadvertida del generador
73
3.17 Falla de interruptor del generador
74
CAPITULO 4 PROTECCIONES BASICAS PARA GENERADORES SÍNCRONOS
75
4.1 Principios de relevadores
75
4.2 Protección para fallas de fases del estator del generador
78
4.3 Protección de tierra en el campo
82
4.4 Protección de falla a tierra en el devanado del estator
85
4.5 Protección contra frecuencia anormal
91
4.6 Protección de sobreexcitación y sobretensión
93
4.7 Protección para pérdida de señal en los transformadores de potencial
96
4.8 Protección de pérdida de campo
98
4.9 Protección para pérdida de sincronismo
101
4.10 Protección de desbalance de corriente (secuencia negativa)
106
4.11 Protección de respaldo del sistema
109
4.12 Protección por energización inadvertida del generador
113
4.13 Protección por falla del interruptor del generador
117
4.14 Protección mediante disparo del generador
119
CONCLUSIONES
122
BIBLIOGRAFIAS
123
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. iv
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
INDICE DE FIGURAS.
REPRESENTACIÓNES VECTORIALES DE FUERZA Y DESCOMPOSICION DE UNA
FUERZA F A 2 FUERZAS EQUIVALENTES F/2
PROPIEDAD DE REPULSION Y ATRACCION DE CARGAS POSITIVAS Y
NEGATIVAS.
REPRESENTACIÓN GRAFICA DE LAS LINEAS DE FUERZA GENERADAS POR UN
CAMPO MAGNETICO EN UN IMAN
LINEAS DE FUERZA Y DENSIDAD DE FLUJO MAGNETICO EN UN IMAN.
11
REPRESENTACIÓNES GRAFICAS DE LA TRANSFORMACION DE LA ENERGIA
POR MEDIO DE a) MOTOR ELECTRICO; b) GENERADOR ELECTRICO.
PRINCIPIO DE INDUCCION ELECTROMAGNETICA
14
17
FIGURA 1.8
REPRESENTACIÓNES GRAFICAS DE TIPOS DE CONCATENACION EN UN
CONDUCTOR.
REGLA DE FLEMING.
FIGURA 1.9
GENERADOR ELEMENTAL DE 2 POLOS Y 1 ESPIRA.
20
FIGURA 1.10
REPRESENTACIÓN DE UN GENERADOR DE 2 POLOS Y 1 ESPIRA.
21
FIGURA 1.11
23
FIGURA 2.1
REPRESENTACIÓN TRIGONOMETRICA DEL COMPORTAMIENTO DEL
GENERADOR ELEMENTAL.
PARTES PRINCIPALES DE UN GENERADOR SINCRONO (INDUCTOR MOVIL)
FIGURA 2.2
TIPOS DE ROTORES. (POLOS NO SALIENTE O LISOS Y POLOS SALIENTES)
28
FIGURA 2.3
PARTES QUE INTERVIENEN EN EL FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR
SINCRONO.
ESQUEMA DE UN GENERADOR SINCRONO
29
31
FIGURA 2.7
ESQUEMA DE UN GENERADOR SINCRONO ALIMENTADO POR UNA FUENTE
DE EXITACION SIN ESCOBILLAS.
REPRESENTACIÓNES VECTORIALES DE GARGAS: RESISTIVAS, INDUCTIVAS Y
CAPACITIVAS.
ESQUEMA DE UN GENERADOR OPERANDO EN VACIO.
FIGURA 2.8
DEL COMPORTAMIENTO DE UN GENERADOR EN VACIO.
35
FIGURA 2.9
ESQUEMA DEL COMPORTAMIENTO DE UN GENERADOR AL TENER
REACTANCIA SINCRONA
COMPORTAMIENTO FASORIAL DEL GENERADOR SINCRONO CON CARGA
RESISTIVA (1).
COMPORTAMIENTO FASORIAL DEL GENERADOR SINCRONO CON CARGA
INDUCTIVA (-).
COMPORTAMIENTO FASORIAL DEL GENERADOR SINCRONO CON CARGA
CAPACITIVA (+).
CIRCUITO DE DOS ALTERNADORES EN PARALELO.
36
CIRCUITO REPRESENTATIVO DE UN ACOPLAMIENTO DE GENERADORES EN
PARALELO.
DIAGRAMA FASORIAL DE SECUENCIA ENTRE DOS GENERADORES A1 Y A2.
40
FIGURA 1.1
FIGURA 1.2
FIGURA 1.3
FIGURA 1.4
FIGURA 1.5
FIGURA 1.6
FIGURA 1.7
FIGURA 2.4
FIGURA 2.5
FIGURA 2.6
FIGURA 2.10
FIGURA 2.11
FIGURA 2.12
FIGURA 2.13
FIGURA 2.14
FIGURA 2.15
11
12
12
16
18
27
29
33
34
37
37
38
39
41
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
FIGURA 2.16
DIAGRAMA FASORIAL DE DOS GENERADORES MAL SECUENCIADOS.
41
FIGURA 2.17
DIAGRAMA DEL FENOMENO DE HISTERESIS.
44
FIGURA 2.18
ESQUEMA BASICO DE LAS PÉRDIDAS EN UN GENERADOR SINCRONO.
45
FIGURA 2.19
46
FIGURA 3.1
REPRESENTACIÓN GRAFICA DE LAS PERDIDAS Y POTENCIAS QUE
INTERVIENEN EN UN GENERADOR SINCRONO.
ESQUEMA GENERAL DE UN SISTEMA DE POTENCIA.
FIGURA 3.2
ESQUEMA ELEMENTAL DE UN GENERADOR SINCRONO.
49
FIGURA 3.3
TURBINA DE VAPOR.
49
FIGURA 3.4
TURBINA HIDRAULICA.
50
FIGURA 3.5
TIPOS DE CONEXIONES A UN SISTEMA DE POTENCIA PARA UN GENERADOR.
51
FIGURA 3.6
REPRESENTACIÓN DE LA COMPONENTE SIMETRICA DE SECUENCIA POSITIVA.
52
FIGURA 3.7
53
FIGURA 3.8
REPRESENTACIÓN DE LA COMPONENTE SIMETRICA DE SECUENCIA
NEGATIVA.
REPRESENTACIÓN DE LA COMPONENTE SIMETRICA DE SECUENCIA CERO.
FIGURA 3.9
FALLA TRIFÁSICA.
54
FIGURA 3.10
FALLA DE FASE A FASE.
54
FIGURA 3.11
FALLA DE FASE A TIERRA.
55
FIGURA 3.12
FALLA DE FASE A FASE A TIERRA.
56
FIGURA 3.13
COMPORTAMIENTO DE ONDA EN LA CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO DE UN
GENERADOR.
COMPORTAMIENTO DE LAS FASES EN CORRIENTE DIRECTA PARA UNA FALLA
TRIFÁSICA.
CIRCUITO REPRESENTATIVO DE LA PRUBA DE PUESTA A TIERRA DE BAJA
IMPEDANCIA.
CIRCUITO REPRESENTATIVO DE LA PRUBA DE PUESTA A TIERRA DE ALTA
IMPEDANCIA.
REPRESENTACIO DEL FLUJO MAGNETICO DE DISPERSION PRESENTADO EN
UNA FALLA POR SOBREEXITACION.
CONSTRUCCION TIPICA DE UN NUCLEO DEL ESTATOR DEL GENERADOR.
57
68
FIGURA 3.20
FLUJO DE DISPERSIÓN Y CORRIENTES INDUCIDAS EN LOS EXTREMOS DEL
NUCLEO.
CURVA DE CAPABILIDAD DEL GNERADOR.
FIGURA 3.21
ROTOR DEL GENERADOR EXPUESTO POR EFECTO PIEL.
72
FIGURA 4.1
REPRESENACION DE LAS PARTES BASICAS DE UN RELEVADOR.
75
FIGURA 4.2
REPRESENTACIÓN DE UN TRANSFORMADOR TC O TP.
78
FIGURA 3.14
FIGURA 3.15
FIGURA 3.16
FIGURA 3.17
FIGURA 3.18
FIGURA 3.19
47
53
58
59
59
67
68
70
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
79
FIGURA 4.5
REPRESENTACIÓN GRAFICA DE LA CURVA DE OPERACIÓN DE LOS RELÉS
DIFERENCIALES DE PORCENTAJE.
CONEXION DE UN RELÉ DIFERENCIAL DE PORCENTAJE A UN GENERADOR
CONEXCION ESTRELLA-SEIS BOQUILLAS
CONEXIÓN DE UN RELÉ DIFERENCIAL DE ALTA IMPEDANCIA.
FIGURA 4.6
CONEXIÓN DE UN RELEVADOR AUTOBALANCEADO.
80
FIGURA 4.7
ESQUEMA DE RELEVADOR DE FASE PARTIDA
81
FIGURA 4.8
ESQUEMA DE CONEXIÓN PARA UN RELEVADOR DIFERENCIAL TOTAL.
82
FIGURA 4.9
PROTECCIÓN POR MEDIO DE UN RELEVADOR EN SERIE CON UNA FUENTE DE
CD
PROTECCIÓN POR MEDIO DE UN RELÉ DE SOBRETENSION Y UN DIVISOR DE
TENSION.
PROTECCIÓN POR MEDIO DE ESCOBILLAS PILOTO.
83
CIRCUITO DE CONECCION DE RELEVADORES DE FASE Y SOBRE CORRIENTE
(87N) PARA PRUEBAS DE BAJA IMPEDANCIA.
COMPOSICION DE LOS RELÉS PARA UNA PRUEBA DE PUESTA A TIERRA DE
ALTA IMPEDANCIA.
CIRCUITO REPRESENTATIVO DE LA PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA DE BAJA
TENSION DE TERCERA ARMONICA.
CIRCUITO REPRESENTATIVO DE LA PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA DE BAJA
TENSION DE TERCERA ARMONICA.
CIRCUITO DE CONEXIÓN PARA UN COMPARADOR DE TERCERA ARMONICA.
85
90
FIGURA 4.19
CIRCUITO DE CONEXIÓN PARA LA INYECCION DE TENSION RESIDUAL O DE
NEUTRO.
LIMITES DE OPERACIÓN PARA TURBINAS DE VAPOR EN RELACION A
FRECUENCIA Y TIEMPO.
DIAGRAMA DE BLOQUES DE LA PROTECCIÓN PARA FRECUENCIA ANORMAL.
FIGURA 4.20
CURVA LIMITE TIPICA DE V/HZ PARA GENERADORES
93
FIGURA 4.21
CURVA LIMITE TIPICA DE V/HZ PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
93
FIGURA 4.22
CONBINACION DE CURVAS V/HZ DE GENERADORES Y TRANSFORMADORES.
94
FIGURA 4.23
CURVA CARACTERISTICA PARA UN RELÉ DE TIEMPO DEFINIDO.
94
FIGURA 4.24
CURVA CARACTERISTICA PARA UN RELÉ DE TIEMPO INVERSO.
95
FIGURA 4.25
ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE NIVEL DUAL MEDIANTE RELÉ DE TIEMPO
DEFINIDO (A) Y RELÉ DE TIEMPO INVERSO (B).
ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA EL RELEVADOR DE BALANCE DE TENSION.
95
INCLUSION DE UN RESISTOR LIMITADOR DE CORRIENTE PARA UNA
RELEVADOR DE BALANCE DE TENSION.
AREGLO DE RESISTORES LIMITADORES DE CORRIENTE INDIBIDUALES PARA
TPs.
CURVA DE COMPORTAMIENTO DE UN GENERADOR POR FALLA DE
PERDIDA DE CAMPO.
97
FIGURA 4.3
FIGURA 4.4
FIGURA 4.10
FIGURA 4.11
FIGURA 4.12
FIGURA 4.13
FIGURA 4.14
FIGURA 4.15
FIGURA 4.16
FIGURA 4.17
FIGURA 4.18
FIGURA 4.26
FIGURA 4.27
FIGURA 4.28
FIGURA 4.29
79
80
83
84
86
88
89
90
91
92
96
98
99
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
FIGURA 4.30
GRAFICA DE OPERACIÓN DE UN RELEVADOR MHO-OFFSET DE UNA ZONA.
99
FIGURA 4.31
GRAFICA DE OPERACIÓN DE UN RELEVADOR MHO-OFFSET DE UNA ZONA.
100
FIGURA 4.32
ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA FALLA DE PERDIDA DE CAMPO.
101
FIGURA 4.33
102
FIGURA 4.35
CIRCULOS CARACTERISTICOS DEL COMPORTAMIENTO DE UN RELÉ DE
PERDIDA DE CAMPO.
CIRCULO DE FUNCIONAMIENTO DE UN RELEVADOR TIPO MHO. CONECTADO
ALAS TERMINALES DE ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR ELEVADOR
ESQUEMA DE VISERAS Y RELÉ DE SUPERVICION.
FIGURA 4.36
ESQUEMA DE DOBLE LENTE.
105
FIGURA 4.37
ESQUEMA DE DOBLE VISERA.
106
FIGURA 4.38
CONEXIÓN DE RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA
NEGATIVA.
CAPASIDAD DE CORRIENTE DE DESBALANCE DE CORTO TIEMPO DE
GENERADORES.
GRAFICA DE TIEMPO DE FUNCIONAMIENTO DEL RELEVADOR
ELECTROMAGNETICO.
CURVAS DE FUNCIONAMIENTO DEL RELEVADOR DE TIPO ESTATICO.
107
110
FIGURA 4.46
APLICACIÓN DE RELÉS DE RESPALDO DE SISTEMA-ARREGLO UNITARIO
GENERADOR-TRANSFORMADOR.
APLICACIÓN DE RELÉS DE RESPALDO DE SISTEMA-GENERADOR CONECTADO
DIRECTAMENTE AL SISTEMA.
CARACTERISTICA DEL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE CON RESTRICCION
DE TENSION.
ESQUEMA DE PROTECCIO SUPERVISADO POR FRECUENCIA.
FIGURA 4.47
ESQUEMA DE PROTECION SUPERVISADO POR TENSION.
114
FIGURA 4.48
115
FIGURA 4.49
ESQUEMA DE PROTECCIÓN POR MEDIO DE RELÉS DE SOBRECORRIENTE
DIRECCIONAL.
ESQUEMA DE PROTECION MEDIANTE RELEVADORES DE IMPEDANCIA.
FIGURA 4.50
ESQUEMA DE PROTECCIÓN POR MEDIO DE CONTACTO AUXILIAR.
116
FIGURA 4.51
SISTEMA DE INTERRUPTORES PARA DOS UNIDADES GENERADORES.
117
FIGURA 4.52
CONFIGURACION DE BUS EN ANILLO.
118
FIGURA 4.53
COORDINACIÓN DE TIEMPOS PARA UNA FALLA DE INTERRUPTOR.
118
FIGURA 4.34
FIGURA 4.40
FIGURA 4.41
FIGURA 4.42
FIGURA 4.43
FIGURA 4.44
FIGURA 4.45
103
104
108
108
109
110
111
113
116
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. viii
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
INDICE DE TABLAS.
TABLA 2.1
TABLA 3.1
TABLA 4.1
TABLA 4.2
RANGO DE VELOCIDADES PARA GENERADORES DE 50 Y 60 HZ
CORRIENTES PERMISIBLES PARA DISTINTOS TIPOS DE
GENERADORES.
CONSTANTE PERSIBLES PARA TIPOS DE GENERADORES.
ACCION DE DISPARO.
32
72
107
121
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. ix
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. x
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
INTRODUCCION.
Gran parte del desarrollo del ser humano ha sido gracias a la energía eléctrica, para
prácticamente cualquier actividad o trabajo en la vida cotidiana del ser humano. Por un lado
se tiene las necesidades para la vida domestica, es decir todo tipo de dispositivos o
herramientas que nos facilitan de una forma u otra realizar ciertos trabajos o proyectos.
Tales trabajos implican desde la limpieza de una vivienda, mediante bombas
suministradoras de agua, aspiradoras, lavadoras entre otros dispositivos de limpieza. Hasta
sistemas que nos permiten el conservar o cocinar alimentos de una forma más rápida y de
mejor calidad, como estufas eléctricas, hornos o refrigeradores entre otros. Cabe mencionar
que independientemente de cuál sea la situación económica del consumidor. Es muy
probable que la gran mayoría de las personas cuenten con un dispositivo, el cual opere
mediante energía eléctrica. Ahora bien por el lado del consumo de la industria, tenemos una
innumerable gama de dispositivos los cuales gracias a la energía eléctrica son capaces de
proporcionar una ayuda considerable para el desempeño de ciertos trabajos. Estos
dispositivos pueden ser desde una simple bomba o motor eléctrico, utilizado para múltiples
funciones, hasta dispositivos de mayor magnitud y complejidad para realizar tareas más
duras o peligrosas para el ser humano.
Al ser la energía eléctrica algo tan indispensable para el ser humano, es lógico que
este desarrollo de la antes mencionada implique una serie de dispositivos, los cuales
además de funcionar de manera optima para su obtención, deben de contar con una serie de
aditamentos los cuales le puedan brindar una seguridad lo suficientemente confiable, para
que se obtenga tanto la energía eléctrica demandada además de un ingreso sustentable.
Este escrito abarcara una de las ramas más importantes de la generación de energía
eléctrica, es decir las protecciones requeridas para el óptimo funcionamiento de las
centrales generadoras. Dicho de un modo más puntual, abarcara las protecciones utilizadas
para la parte de generación. Es decir generadores. Se partirá desde la base teórica y
principios básicos para el entendimiento de su funcionamiento, además de exponer ciertos
casos de fallas, que se han presentado. Todo esto gracias a experiencias documentadas en
escritos de la IEEE. Al tener presentes que tipos de fallas pueden llegar a presentarse en
este tipo de máquinas eléctricas, se continuara con una detallada explicación de la
protección a emplear para cada falla, además de su desglose de funcionamiento, conexión,
ventajas y desventajas de la misma.
Al tener presente todos estos aspectos se podrá entender de manera un poco más
clara la gran importancia de la protección para estos dispositivos. Todo esto encaminado
hacia el óptimo funcionamiento de las centrales generadoras. Para tener de esta forma una
idea más clara y consiente de la gran importancia que se le da a la protección en
generadores, que a su vez son las responsables de suministrar a todo consumidor el servicio
de energía eléctrica.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 8
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
CAPITULO 1
PRINCIPIOS DE ELECTROMECÁNICA.
1.1 DEFINICIONES DE LOS ASPECTOS BÁSICOS DE ELECTROMECÁNICA.
Desde principios de los tiempos en que la tecnología comenzaba a tener un auge lo
suficientemente considerable, un notable grupo tanto de investigadores como de científicos
empeñados en la compresión y posible manipulación de ciertos procesos o fenómenos
físicos, se encargaban de tratar de entender estos fenómenos y poderlos aprovechar. Cabe
mencionar que uno de los principales visionarios de estos acontecimientos fue Michael
Faraday, el cual mediante sus aportes y sus descubrimientos es uno de los científicos que
mayor aporte a dado por medio de la electromecánica, aplicando la conversión
electromagnética. Es necesario recalcar que gracias a los conocimientos de este gran físico,
gran parte de nuestros actuales dispositivos eléctricos que nos permiten una vida mucho
más cómoda y placentera no existirían, ya que Faraday fue el descubridor de la parte más
importante que puede determinar el funcionamiento de un dispositivo eléctrico, o dicho de
otra forma, su fuente la electricidad. Además de que gracias a sus aportes y estudios, dio
lugar a los pilares para la creación de dispositivos eléctricos las cuales son capaces de
generar energía eléctrica, la cual podemos utilizar para un innumerable uso, tanto en la
parte domestica como en la parte industrial.
Este primer capítulo describirá ciertos conceptos básicos, así como aquellas
definiciones, que nos permitan entender de una manera más extensa y clara el
comportamiento y fenómenos ocurridos en la conversión de energía. Pero antes de
comenzar es prudente que se tengan bien claros los conceptos utilizados para este proceso,
y de esa manera teniendo una visión más clara podamos enfocarnos en los aspectos básicos
del funcionamiento de una máquina eléctrica, es decir los aspectos de la electromecánica.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 9
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Energía.
La energía como tal tiene una infinidad de definiciones dependiendo el tipo de enfoque que
se le dé, en términos físicos la energía se puede definir como: la capacidad de hacer un
trabajo.
La energía además de tener un amplio concepto de definición, es sumamente
extenso el tipo de características que puede poseer, es decir por su tipo de composición
química, su estructura física, su masa, su temperatura, sus reacciones con otras energías o
consigo misma, etc.
Principio de conservación de la energía.
Como principio de conservación de la energía, establece de manera resumida, que en un
sistema cerrado la cantidad de energía que es trasmitida de un medio a otro, debe de ser la
misma, este concepto por supuesto hace afirmación y referencia a sistemas, los cuales no se
presentan ninguna otra manifestación de energías. Para el análisis de este capítulo estos
casos serán manejados como casos ideales, pero debe de mencionarse que en un sistema
real estos procesos implican una transformación de la energía, la cual no es deseada,
subsecuentemente definida como perdidas. Este concepto de pérdidas se especificara más
adelante.
Además de las consideraciones ya hechas al concepto de conservación de la energía,
se debe mencionar que por medio de este criterio se establece una propiedad sumamente
importante de la energía: LA ENERGIA NO SE CREA NI SE DESTRUYE, SOLO SE
TRANSFORMA. Teniendo en cuenta esta condición podemos de manera fácil deducir que
en este proceso, tendremos una transición de la energía o dicho de una manera más puntual,
una transformación de la energía.
Fuerza.
La fuerza en términos físicos se define como: la capacidad de influir o de provocar cierta
acción que modifique el estado de reposo o su dirección de un cuerpo, mediante la
interacción de las partículas de ambas partes. Dicha fuerza puede ser iniciada o generada,
por varios tipos de fuentes, las cuales al tener una cierta influencia física en un cuerpo
modifican su estado.
Visto de una forma vectorial la fuerza se puede representar como una flecha en línea
recta. E independientemente de la cantidad de fuerzas que intervengan en un determinado
cuerpo, pueden variar tanto en magnitud como en Angulo.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 10
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
figura 1.1 Representaciones vectoriales de fuerza y descomposición de una fuerza f a 2
fuerzas equivalentes f/2. [5]
Magnetismo
El magnetismo es la propiedad que contienen ciertos materiales los cuales en su
composición contienen magnetita, es decir un mineral de hierro constituido por óxido
ferroso-di férrico (Fe3O4) con propiedades ferro magnéticas, la cual ya sea por forma
natural o artificial que haya obtenido dichas propiedades, pueden atraer ciertos materiales
de composición metálica, además de que algunos materiales magnéticos pueden atraer el
cobalto y el níquel.
Dichos materiales al tener esta cualidad tan importante, presentan además la
característica de que tienen dos polos, un polo NORTE y un polo SUR o dicho de otro
modo un polo positivo y un polo negativo. Además al tener por ejemplo dos imanes con sus
polaridades juntas, es decir norte con norte o sur con sur, se repelen, mientras que si dichos
polaridades son contrarias, se atraen con una determinada fuerza, esto se debe a que al tener
cargar positivas en un extremo y negativas en otro tienden a atraerse por las diferencias de
carga. En la figura 1.2 se pude observar este comportamiento:
figura 1.2 Propiedad de repulsión y atracción de cargas positivas y negativas. [5]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 11
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Campo Magnético
El campo magnético como su nombre lo describe es aquel fenómeno que ocurre en los
materiales que poseen caracterizas magnéticas, dicha cualidad se manifiesta ya que al tener
polaridades positivas y negativas respectivamente se produce una carga, la cual se desplaza
de un polo a otro y de esta forma da a la creación de líneas de fuerza, dichas líneas de
fuerza tienen una magnitud definida y de manera gradual dependiendo su distancia o
posición, ya que la máxima densidad de líneas de fuerza, se encuentra en el punto más
próximo de los polos.
figura 1.3 Representación grafica de las líneas de fuerza generadas por un campo
magnético en un imán [5]
Densidad de Flujo Magnético.
La densidad de flujo magnético, es el flujo magnético por unidad de área, de una sección
normal a la dirección del flujo y es igual a la intensidad del campo magnético. Dicha
densidad de campo o de flujo magnético, se puede representar como las líneas que se
producen en un imán común producto de la interacción de sus dos polos. Esto se puede
apreciarse gráficamente en la figura 1.4.
figura 1.4 Líneas de fuerza y densidad de flujo magnético en un imán. [5]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 12
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Inducción.
Para términos de comprensión en este capítulo definiremos a la inducción como un cambio
o manifestación externa producida en un cuerpo A respecto a un cuerpo B, y dicha
variación es provocada por el cuerpo B.
Electromecánica.
El término de electromecánica se refiere a la interacción de la energía eléctrica-magnética y
la energía mecánica. En términos de ingeniería se refiere a la asociación de las ciencias de
electromagnetismo y mecánica que mediante una serie de procesos dependiendo, se puede
obtener ya sea energía eléctrica o energía mecánica.
Al tener en cuenta estos conceptos se puede establecer mediante las propiedades de
cada ciencia, que la electromecánica es la etapa de transición por medio de la cual pasa la
energía, es decir se transforma. [5] [3]
1.2 TRANSFORMACION DE ENERGIA ELECTROMECANICA.
Fuentes de energía
Para el comienzo de la transformación de la energía, por medio de la electromecánica es
necesario un medio primario, el cual nos permita obtener de primera mano la energía la
cual transformaremos. Dichos medios pueden ser obtenidos de forma natural, es decir todas
las fuentes naturales que podemos obtener de nuestro entorno, ya sea por medio de la
energía que puede contener la caída de agua de una rio, corrientes tanto marinas como
corrientes de aires, gases geotérmicos expulsados por el interior de nuestro planeta, o
inclusive la energía radiante o térmica despedida por la más importante fuente de energía
que existe en nuestro planeta, es decir el sol, entre otras fuentes. además de estas fuentes de
energías naturales se tienen también aquellas fuentes de energía que por medio del ingenio
del hombre se han podido acondicionar de tal manera que se pueda aprovechar una cierta
cantidad de su energía, tal es el caso por ejemplo de las represas las cuales por medio de
embalses construidos por el hombre, se almacena grandes cantidades de agua con la cual se
utilizara la energía hidráulica para mover una turbina, otro claro ejemplo son los reactores
nucleares, los cuales por medio de la manipulación de ciertos elementos como el uranio y
por un proceso de fisión nuclear se obtienen energía en forma de calor la cual es
aprovechada por una turbina de vapor.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 13
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Principios De Transformación De Energía Electromecánica.
Teniendo claras las fuentes, que se pueden aprovechar para la transformación de la energía,
se puede determinar cuál es el procedimiento que se debe de tener para la transformación
de una energía determinada.
Podríamos decir que en un caso ideal por ejemplo, que por medio de la energía
calorífica obtenida en un proceso nuclear por medio de fisión, calentamos agua a una cierta
temperatura la cual movería una turbina, en esta transición habría una transformación de la
energía del vapor de agua, a una energía potencial y cinética la cual provocaría un
movimiento mecánico en la turbina, esta turbina a su vez giraría para mover un eje que a su
vez estaría acoplado a un dispositivo el cual nos daría la transformación de la energía que
buscamos es decir energía eléctrica. Para este caso particular el dispositivo necesario para
esta conversión seria un generador eléctrico.
De la misma forma en que planteamos el caso anterior, ahora supongamos que
tenemos una cisterna la cual necesitamos retirar y debemos de utilizar un dispositivo el cual
nos permita retirar el agua de dicha cisterna, en este caso en particular se podría emplear
una bomba para extraer el agua, esta bomba debe de obtener de una cierta fuente, la energía
necesaria para realizar su trabajo, podríamos decir que de una toma de corriente, siendo este
el caso, la bomba antes mencionando tendría que tener un motor eléctrico, el cual por
medio de la energía eléctrica suministrada, provocaría un movimiento en lo álabes de la
bomba que a su vez succionaría el agua que queremos retirar de nuestra cisterna.
Estos dos ejemplos ideales nos muestran los tipos o casos en que se puede obtener la
conversión de la energía tanto eléctrica como mecánica. Para ejemplificarlo de una manera
más grafica se puede observar la siguiente figura:
figura 1.5 Representaciones graficas de la transformación de la energía por medio de a)
motor eléctrico; b) generador eléctrico. [6]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 14
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1.3 PERDIDAS EN LA CONVERSIÓN DE ENERGÍA ELECTROMECÁNICA.
Como se definió inicialmente en los problemas antes descritos, dichos casos se plantearon
de forma ideal, es decir que toda la energía obtenía de la fuente, independientemente de si
es motor o es generador, es aprovechada y transformada a su vez por dichos dispositivos.
Pero tanto en un sistema como en un análisis real, esto no sucede de la misma manera ya
que en todo proceso de transformación, sea eléctrico o mecánico, se presentan perdidas, las
cuales pueden ser de distintos tipos.
Como se ha estado manejando desde el principio de ese capítulo, decimos que la
energía sufre una transformación, el hablar de perdidas es exactamente lo mismo, solo que
con la variante de que esta transformación de energía, no la podemos controlar en su
totalidad, ya que lo ideal en todo proceso de transformación de energía, seria que toda la
energía fuera aprovechada, a pesar de que esto es demasiado difícil, las pérdidas sufridas en
los dispositivos de transformación (máquinas eléctricas), son mínimas, gracias a los
dispositivos y materiales utilizados en la composición de las máquinas eléctricas. Estas
pérdidas se pueden clasificar de la siguiente manera:
1.- Pérdidas en el cobre de los devanados (rotor y estator): Las pérdidas en el
cobre de una máquina, son las pérdidas por calentamiento debido a la resistencia de los
conductores del rotor y del estator.
2.- Pérdidas en el núcleo: Las pérdidas del núcleo se deben a la histéresis y a las
corrientes parásitas. Con frecuencia a estas pérdidas se les conoce como pérdidas de vacío o
pérdidas rotacionales de una máquina en vacío, toda la potencia que entra a la máquina se
convierte en estas pérdidas.
3.- Pérdidas mecánicas: Las pérdidas mecánicas se deben a la fricción de los
rodamientos y debido al aire.
4.- Pérdidas adicionales: Las pérdidas adicionales son todas aquellas pérdidas que
no se pueden clasificar en ninguna de las categorías descritas arriba.
El análisis y obtención de los valores de estas pérdidas determina en gran medida
tanto el buen o mal funcionamiento de nuestra máquina, a si como el criterio o posibles
acciones a tomar para el mantenimiento óptimo de la misma. En capítulos posteriores
analizaremos de unas formas un poco más detalladas estas pérdidas. [8]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 15
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1.4 INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA Y FUERZA ELECTROMAGNÉTICA.
Como se definió de manera simple al principio de este capítulo, la inducción es aquella
relación que existe entre dos cuerpos y que debido a una cierta acción generada por uno de
los cuerpos, el otro sufre un cambio y viceversa.
Al hablar de inducción electromagnética podemos deducir desde un principio, que
se refiere a la relación existente entre dos cuerpos. Y que al referirse a la parte
electromagnética, nos referimos al medio o características por las cuales se da este
fenómeno.
La inducción electromecánica se define como la tensión generada o producida en un
conductor eléctrico el cual se encuentra ubicado en un campo magnético, y dicho conductor
se encuentra en movimiento. Al tener estas condiciones y como se ha definido
anteriormente un campo magnético se puede lograr u obtener por medio un material el cual
contenga ciertas propiedades magnéticas (imán), y debido a esto obtengamos un campo
magnético, con un determinado número de líneas de fuerza, que a su vez estas líneas de
fuerza tienen una magnitud, es decir una densidad de flujo magnético. Al tener un
conductor en dicho campo, sin que exista una necesidad de contacto físico entre ambos
cuerpos (conductor e imanes), pero si un movimiento con una cierta velocidad, se producirá
o mejor dicho de inducirá un voltaje. [1]
Por medio de la ley de Faraday se puede expresar de manera más clara esta
explicación:
“El valor de la tensión inducida en una sola espira de hilo es proporcional a la
velocidad de las líneas de fuerza que la atraviesan”.1
Para expresar de manera más clara esta definición, se puede tomar la figura 1.6
figura 1.6 Principio de inducción electromagnética. [1]
1 Tomado de [1]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 16
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Posteriormente y por medio de arreglos matemáticos y cuantitativos Neumann expreso esta
definición en una ecuación:
Emed = ф/t ab volts = ф/t x 10-8 V*
Sabiendo que:
Emed: Es la tensión media generada en una sola espira.
ф: Número de maxwells o líneas de fuerza magnéticas concatenadas con la espira.
t: Es el tiempo en que son concatenadas las líneas de flujo.
10-8: Es el número de líneas que una sola espira debe concatenar cada segundo a fin
de inducir un voltaje de 1 volt.
La ecuación antes descrita define la tensión media generada en una sola espira, pero
en condiciones ideales, es decir las líneas de fuerza cortan totalmente el conductor y el
circuito magnético de uno es prácticamente igual al otro. Debido a que como ya se ha
mencionado es muy difícil que en un sistema real se llegue tener estas condiciones, pero se
puede tener un valor instantáneo teniendo la velocidad, la densidad de flujo magnético y la
longitud del conductor al cual se le está induciendo un voltaje. Es decir:
e= Blv 10-8*
Al tener en cuenta la importancia de las condiciones que se tienen en el análisis, se
debe de tener además claro el comportamiento del voltaje dependiendo la posición en la
que se podría encontrar el conductor situado en el campo magnético y observando su
movimiento en relación con este. En la figura 1.7 se presentan algunos casos.
figura 1.7 Representaciones graficas de tipos de concatenación en un conductor. [1]
* Tomadas de [1]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 17
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Partiendo de las definiciones y conceptos ya expuestos, se puede determinar que
para el caso de la figura 1.7 a) el voltaje inducido en el conductor será máximo, debido a
que el movimiento del conductor, es decir su velocidad, está dirigida de forma
perpendicular con respecto a la dirección de las líneas de fuerza producidas por el campo
magnético. Dicho de otra forma, las líneas de fuerza de campo, cortan en su totalidad al
conductor debido a su dirección. Por otro lado en el caso del inciso b) se puede observar
que la dirección de la velocidad del conductor, se dirige en forma paralela y en dirección
contraria, a la dirección de las líneas de fuerza producidas por el campo magnético, esto
nos lleva a deducir que no existe un corte de líneas de flujo con el conductor, lo cual no
induce voltaje alguno para este caso. Ahora si se analiza de forma trigonométrica, el
comportamiento de estos dos casos, se puede llegar a la conclusión de que la relación que
existe entre la dirección de la velocidad del conductor y la dirección de las líneas de fuerza
producidas por el campo magnético, da como resultado un comportamiento sinodal, ya que
si tomamos como referencia las líneas de fuerza del campo, la dirección de la velocidad en
el caso a) está a 90°, y en el caso de b) el Angulo es de 0°. Ahora bien teniendo claro este
comportamiento se puede obtener de manera más fácil el voltaje inducido en el conductor,
independientemente de cuál sea su dirección, es decir su ángulo en que se desplaza el
conductor. Tomando como punto de partida para la obtención del voltaje inducido en un
conductor desplazándose en un ángulo la siguiente ecuación:
e= [Blv sen (B, v)] 10-8 V o [Blv sen (ϴ)] 10-8 V *
Sabiendo que ϴ es el ángulo formado entre la dirección de la velocidad del
conductor y las líneas de fuerza de campo como referencia.
REGLA DE FLEMING. [1]
La regla de Fleming es una forma de ver de manera clara la dirección tanto del movimiento
del conductor como la del campo y de la corriente que se produce en el voltaje inducido.
Dicha regla se ejemplifica a continuación en la figura siguiente:
figura 1.8 Regla de FLEMING. [1]
* Tomado de [1]
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Como se observa en la figura anterior mediante la regla de Fleming se puede
determinar mediante la mano derecha, los sentidos de la velocidad del conductor (dedo
pulgar), la dirección de la fem inducida (dedo medio) y la dirección de las líneas de fuerza
(dedo índice).
LEY DE LENTZ. [1]
Desde principios de este capítulo se ha hablado de la inducción de un voltaje en un
conductor el cual es movido a una velocidad en un campo magnético, pero además de este
fenómeno que ocurre en el conductor se debe analizar para su mayor comprensión por
medio de la ley de LENTZ.
La ley de Lenz define que en todos los casos de inducción electromagnética, la
tensión inducida tendera a hacer circular en un circuito cerrado una corriente en un sentido,
tal que su efecto magnético se oponga a la variación que la ha engendrado.
Esta ley nos aclara y puntualiza de manera directa el principio de conservación de la
energía. Ya que señala que para una acción, es decir la corriente que se produce por medio
de la tensión inducida existe una oposición o reacción.
Al tener en cuenta la serie de acontecimientos que conllevan el proceso de
inducción electromagnética, nos lleva seguidamente a la definición de fuerza
electromagnética, es decir aquella fuerza producto de la interacción de las líneas de fuerza
de campo con respecto al conductor. Al tener presente dichos fenómenos, se da el origen o
la creación de una fuerza electromotriz (fem).
1.5 PRINCIPIOS DE GENERADORES SIMPLES
Hemos definido de manera específica y clara los conceptos principales que constituyen la
composición elemental de un dispositivo, el cual nos permite por medio de la conversión
electromagnética la obtención de energía eléctrica y energía mecánica. Por supuesto que en
este escrito pondrá énfasis, a la parte eléctrica, es decir al generador eléctrico.
Basado en los principios antes expuestos podemos construir de manera sencilla
nuestro generador simple o elemental de la siguiente manera:
-Un par de polos.
-un conductor de área uniforme.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 19
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Al tener estos dispositivos, en las posiciones pertinentes, podemos deducir que
tendremos un campo magnético en los polos, y dicho campo contendrá líneas de fuerza. Al
tener nuestro conductor en movimiento, y sea dirigido al interior del campo magnético. El
conductor por causa del movimiento producirá un corte en las líneas de fuerza del campo
magnético, dicho corte en las líneas dará lugar una tensión inducida.
Este modelo, es el cual hemos estado manejando desde un principio. Para la
composición de nuestro generador elemental tendremos ciertas variantes, en lugar de tener
un conductor que es considerado como un cable, modificaremos ese elemento por una
espira sencilla, además consideraremos que la espira se encontrara en un circuito cerrado,
de esta manera y como ya es sabido, al inducir un voltaje inducido, dará lugar a una
corriente con una cierta dirección, la cual se especifica y comprueba por medio de las reglas
de Fleming y Lenz. [1] [2]
En la figura siguiente se puede ver de manera grafica la composición de nuestro
generador elemental de una espira y dos polos.
figura 1.9 Generador elemental de 2 polos y 1 espira. [1]
Como se muestra en la figura 1.9 a) nuestro generador elemental al tener su espira
en el campo magnético y por causa de la tensión inducida se generara una corriente, en la
figura 1.9 b) podemos observar que a causa del campo magnético de los polos se genera un
fuerza contraria de oposición en la espira, es decir un campo magnético en la espira. Este
campo magnético es empujado por un fuerza resultante de la interacción de ambos campos
magnéticos provocando que la espira se mueva en una cierta dirección, todo esto
dependiendo del sentido en que se encuentren los campos de las partes que interactúan
tanto el campo de los polos como el de la espira. Si se observa tanto los incisos a) y b)
podremos darnos cuenta de que la espira por medio de la tensión inducida a provocado que
tengan una polaridad positiva y negativa en cada punta, además de que podemos en el
inciso c) que por medio de la regla de la mano derecha (regla de Fleming) determinamos las
direcciones que tendrá la corriente en ese instante. Se nota que para el caso del extremo
izquierdo de la espira, la corriente sale hacia fuera de la página, mientras que por el lado
derecho de la espira entra a la hoja. Es claro que tanto la regla de Fleming como la regla de
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 20
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Lenz son de suma importancia para el desarrollo de este tipo de máquinas, ya que por
medio de ellas se puede determinar tanto el sentido de la corriente, como el sentido del
movimiento producto del campo generado en el conductor.
COMPORTAMIENTO DE UN GENENRADOR.
Debido a que nuestro generador es capaz de provocar un movimiento en la espira de la
figura 1.9, es prudente el pensar que nuestra espira girara. Al girar la espira y experimentar
un cambio de polaridad se comportara de manera en que en una cierta posición de la espira
tendrá un voltaje máximo positivo, así como también al estar en otra posición llegara a
tener un voltaje igual a cero debido a que no habrá corte por parte de la espira en la líneas
de fuerza del campo magnético de los polos, además de que se obtendrá un voltaje máximo
pero negativo. La explicación antes descrita se puede apreciar de mejor manera en la figura
siguiente:
figura 1.10 Representación de un generador de 2 polos y 1 espira. [1]
Como se observa en la figura ilustrada, la espira de secciones a, b, c, d. girara en
sentido de las manecillas del reloj ya que por medio de la regla de Fleming y sabiendo que
la dirección del campo producido por el par de polos es de derecha a izquierda, es decir de
norte a sur.
Al producirse este movimiento se observa que si analizáramos la espira sección ab
llega a la posición número 1, esta estará a 45° referenciado a las líneas de fuerza producto
del campo magnético generado por los polos, y mediante la ecuación e= [Blv sen (B,v)] 10 8
podremos determinar el voltaje inducido que recibe este extremo de la espira.
Ahora si la posición de la espira siguiera su curso y llegara hasta la posición 2, es
más simple por su análisis ya que se sabe que por el hecho de que la dirección del
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 21
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movimiento esta a 90° de la referencia, su voltaje inducido será el mayor, además de que
podemos determinar que en esta posición su polaridad será positiva.
Ahora si la espira continua girando hasta llegar a la posición número 3 de la figura,
se observa que estaría a 135°, lo que nos dice que como tal es un Angulo suplementario de
45° y se comportara de la misma forma, como en el punto 1, esto provocaría que el voltaje
máximo inducido en el punto 2 decayera una magnitud igual al punto 1.
Al seguir su curso la espira se observa que si la espira llega a la posición número 4,
tendrá un comportamiento igual al de el punto 0. Además de que es notable el ver que no
existe un corte en las líneas de fuerza de campo magnético de los polos, lo que implica que
no se induce ningún voltaje.
Nos podemos dar cuenta que hasta este punto hemos llegado a la mitad del giro
completo de la espira. Y nuestro comportamiento analizado en el plano x-y, nos muestra
que nuestros valores del voltaje inducido son positivos, lo que nos lleva a la deducción de
que para el caso de una espira alojada en un campo magnatico de dos polos, al llegar la
espira de 0° a 180° mecánicos los valores serán positivo.
Ahora continuando con el movimiento de la espira, si la espira continua girando y
llega a la posición número 5, experimentara un cambio relativamente similar al de la
posición número 1 y 3 ya que se encontrara en un ángulo de 225° respecto al campo
magnético, esto significa que la magnitud de el voltaje inducido en este punto será el
mismo pero de signo contrario.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 22
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De igual manera si la espira se sigue moviendo y llega al punto número 6, esta
tendrá un voltaje inducido máximo pero de signo negativo debido a su ángulo de 270° o
visto de otra forma -90°.
Finalmente cuando la espira llega al punto 7 tendrá de nuevo un decremento en el
voltaje inducido como en el punto 5 con un ángulo de 315°. Y al regresar la sección de la
espira al punto de partida al no haber cortes en las líneas de fuerza de campo como en el
punto 4, su voltaje será de cero. Todo el comportamiento de la espira se puede observar en
la figura siguiente: 2
figura 1.11 Representación trigonométrica del comportamiento del generador
elemental. [1]
2 para encontrar más detalles consultar [1] y [2]
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Además de analizar solo esta sección de nuestra espira queda aún pendiente los
segmentos bc, cd y da.
De primera instancia se puede observar que la sección cd de la espira se comportara
de la misma forma en que se comporta la sección anteriormente analizada, es por esto que
al analizar ambas se puede llegar a la conclusión de que el resultado de el voltaje inducido
para estas dos secciones es simplemente el doble del resultado dado independientemente de
cuál de las dos secciones ab o cd, sea analizada.
En lo que respecta a las secciones bc y da, estas secciones se puede observar al
analizarlas que no se tiene nunca un corte en las líneas de fuerza del campo magnético, por
lo tanto su voltaje inducido y su fem son cero en todo momento del análisis.
Al tener bien analizado el comportamiento en los pasos más importantes que
conforman al generador eléctrico, podemos deducir 2 principios fundamentales.
1.- El comportamiento de la onda resultado de un generador de 1 espira y 2 polos es
sinoidal.
2.- Dicha onda sinoidal se comporta de forma alterna, es decir en un determinado
lapso de tiempo se encuentra situada en valores positivos, posteriormente, transcurrido el
mismo tiempo la posición se sitúa en valores negativos.
NOTA: Cabe señalar que a pesar de que este estudio se enfoca directamente en
máquinas de corriente alterna, es de suma importancia señalar que tanto las máquinas de
corriente alterna y máquinas de corriente directa, parten del mismo principio, y que además
las máquinas de corriente directa, mal planteado desde un principio, son de igual manera de
corriente alterna, salvo por un dispositivo que le permite mediante un corto circuito
reorientar la onda sinoidal y posicionarla siempre en una solo parte, es decir ya sea solo en
la parte negativa o en la parte positiva.
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CAPITULO 2
ASPECTOS OPERATIVOS DEL GENERADOR SÍNCRONO.
2.1 TIPOS DE MÁQUINAS ELECTRICAS.
Como se ha venido estudiando, hemos determinado de una manera clara y precisa cual es el
funcionamiento y principios del dispositivo, el cual nos permite mediante conversión
electromecánica, la transformación de la energía. Y siendo más puntal la transformación de
la energía mecánica a energía eléctrica, todo esto por medio de una máquina electica
utilizada como generador eléctrico. Dicho dispositivo por el hecho de ser una máquina
eléctrica, conlleva a una amplia definición, ya que la máquina eléctrica como tal, tiene un
considerable y extenso uso. Ya que por medio de esta se pueden obtener distintas
configuraciones o dispositivos los cuales pueden ser usados para un sin número de
utilidades.
En lo que se refiere a los tipos de dispositivos que se pueden obtener con una
máquina eléctrica se entienden los siguientes:
1.- MÁQUINA DE CORRIENTE CONTINUA (C.D.).- Este tipo de
máquina eléctrica cuenta con un inducido móvil y un inductor fijo.
2.- MÁQUINA SÍNCRONA (C.A).- Esta máquina cuenta con un inducido
móvil y un inductor fijo. O un inducido fijo y un inductor móvil.
3.- MÁQUINA ASÍNCRONA (C.A.) En este caso los devanados del
inducido son tanto fijos como móviles.
Como se puede observar el implicar el nombre de máquina eléctrica, conlleva una
amplia gama de dispositivos con respecto a generadores y motores los cuales se desglosan
de este simple nombre. Para nuestro caso nos enfocaremos simplemente en los casos que
incluyen a la máquina síncrona como generador, es decir en las partes de inductor móvilinducido fijo.
En nuestro estudio nos enfocaremos en los aspectos fundamentales de un generador
síncrono, a si como sus distintas características que poseen, además de hacer una
comparación entre si mismo pero con distintas configuraciones. [1]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 25
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2.2 PARTES PRIMORDIALES DEL GENERADAR SÍNCRONO.
El generador síncrono o alternador como es llamado comúnmente se conforma de una parte
móvil (ROTOR) y una parte fija (ESTATOR). Estas dos partes fundamentales en el
desempeño del generador son la parte de la máquina llamada también inducido, y la parte
del inductor. Estas pueden ser utilizadas de dos maneras distintas, ya sea que se tenga una
parte inducida fija y un inductor móvil, o viceversa, el tener un inductor fijo y una parte
inducida móvil. Si se recuerda en el capitulo anterior se hablo de un generador, el cual tenía
una parte inducida móvil y una parte de campo fija. Este arreglo principalmente fue hecho
para tener una comprensión más óptima del funcionamiento de la máquina. Pero ya en el
diseño, pueden tener ya sea la primera o la segunda configuración. Para nuestro estudio
pondremos énfasis en el estudio de la parte de una máquina la cual tenga una configuración
de inducido-fijo e inductor-móvil.
La máquina síncrona como tal está compuesta básicamente por su parte fija
(inducido o estator) y su parte giratoria (inductor o rotor), además de tener un espacio sin
interacción física directa el cual lleva el nombre de entrehierro.
Las partes que componen al generador se dividen en dos:
PARTES DEL ROTOR.
PARTES DEL ESTATOR.
Las partes principales que componen al rotor son:
El eje del inductor: El cual proporciona el giro necesario para el núcleo del
inductor y a sus respectivos devanados.
El núcleo del inductor: El cual esta creado de láminas de aceros especialmente
diseñadas para máquina eléctricas, dicho material es primordial para la obtención de
la menor cantidad de perdidas parasitas en el núcleo.
Bobina de excitación: Se compone de bobinas aisladas entre sí, embebidas y
conectadas eléctricamente entre sí.
Polos de excitación: Construidos de chapa de acero.
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Las principales partes del estator son:
El yugo: Es una carcasa cilíndrica de acero fundido o laminado, el cual sostienen
los componentes del generador además de que permite la salida del voltaje inducido.
Los devanados del inducido: Consta de espiras enrolladas y conectadas
eléctricamente.
figura 2.1 Partes principales de un generador síncrono (inductor movil) [1]
Cabe mencionar que además de tener los generadores estas características, su
estructura en lo que respecta a los polos puede ser de dos tipos, de POLOS SALIENTES o
de POLOS NO SALIENTES.
La determinación de si nuestro generador será de polos salientes o polos no saliente
se obtiene por la cantidad de polos que contenga el rotor y la velocidad que se pretende
utilizar. La configuración para polos no salientes se aplica a generadores de 2 y 4 polos,
mientras que la configuración para polos salientes se aplica a generadores de 4 o más
polos.[1]
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figura 2.2 Tipos de rotores. (polos no saliente o lisos y polos salientes). [10]
2.3 GENERACION DE VOLTAJE EN UN ALTERNADOR
La generación de un voltaje en un generador comienza debido a que por medio de una
fuente de energía externa y de corriente directa (C.D.), es aplicada a la parte móvil del
generador, es decir al rotor. Y por un método de arranque por medio de un motor primario,
se inicia el giro del rotor. Seguidamente y como ya lo hemos mencionado esta unido a una
fuente de fuerza mecánica que le proporciona el movimiento de giro a una velocidad
relativa. Dicho movimiento de giro, en conjunto con el campo magnético generado por la
fuente externa de corriente directa. Provocan que se tenga un campo giratorio en el rotor de
nuestro generador síncrono. Dicho campo magnético giratorio en conjunto con el estator
provoca un corte en las líneas de fuerza, lo que provoca que se induzca un voltaje en las
terminales del estator, y teniendo de esta manera un voltaje generado de onda sinoidal y de
forma alterna. [2] [1] [3]
La figura siguiente muestra un esquema de la forma en que se encuentran
distribuidos los componentes que permiten el funcionamiento de un generador síncrono:
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figura 2.3 Partes que intervienen en el funcionamiento de un generador síncrono. [10]
En la siguiente figura se puede observar el esquema de un generador síncrono.
figura 2.4 Esquema de un generador síncrono. [2]
Mediante la figura mostrada podemos determinar que la parte que conforma al
inductor, es decir al rotor se encuentra en la posición izquierda de la figura, mientras que la
parte del inducido, es decir al estator se encuentra en la parte derecha.
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2.3 TIPOS DE ALIMENTACION DE C.D. PARA EL GENENRADOR SÍNCRONO.
[2]
Como se observo en la figura anterior, el generador debe de constar con una fuente de
corriente directa, la cual le pueda suministrar una corriente para a si producir un campo
magnético en sus devanados. Esta fuente de corriente directa puede intervenir en el
generador de dos formas:
1.- Suministrando potencia de corriente directa desde una fuente externa hacia
el rotor por medio de escobillas y anillos rosantes.
2.- Suministrando potencia de corriente directa por medio de una fuente
especial montada directamente en el eje del generador síncrono.
Los anillos rosantes son de tipo metálico que circulan el eje del rotor, y que a su vez
se encuentran aislados del mismo. Estos anillos se encuentran conectados a los devanados
del rotor y por medio de escobillas las cuales se componen de bloques de carbón con
grafito, conducen la electricidad de manera libre. Y tienen una fricción relativamente
pequeña, para proteger a los anillos. Al ser conectados las terminales positivas y negativas
de la fuente de corriente directa, a pesar de la posición del eje del rotor, sus polaridades se
mantendrán iguales.
Este dispositivo el cual trasmite la potencia de corriente directa es relativamente
bueno, salvo que resulta ser poco redituable para máquinas de un tamaño considerable,
debido a la constante vigilancia y mantenimiento de las escobillas. Este tipo de dispositivo
es utilizado principalmente en generadores síncronos pequeños.
Otra forma más ligada al contacto físico se puede hacer por medio de un dispositivo,
el cual no tenga contacto con el rotor por medio de un rose, de esta manera se evitaría el
constante mantenimiento por desgaste o posibles pérdidas parasitas. Este dispositivo está
conectado por su parte de campo al estator y por el circuito de armadura se encuentra
conectado al rotor. Además, sabiendo que la salida de este dispositivo tendrá una salida
sinoidal de corriente alterna, se incluye también un rectificador, el cual por medio de diodos
nos corregirá la señal de corriente alterna a una señal de corriente directa. El dispositivo al
que estamos haciendo mención es llamado excitador o excitatriz. Además es comúnmente
incluido un pequeño generador de C.A. con un par de imanes permanentes colocados en el
rotor, y un devanado trifásico en el estator se obtiene la potencia que active al excitador y
de esta manera el mismo excitador active la máquina principal. De esta manera no se tiene
la necesidad de tener una fuente externa de accionamiento.
En la figura siguiente se muestra un circuito con excitador y excitatriz piloto:
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figura 2.5 Esquema de un generador síncrono alimentado por una fuente de excitación sin
escobillas. [2]
Partiendo de este esquema simple podemos ejemplificar de manera esquemática la
configuración que se debe de tener para el caso en que no se tuvieran escobillas en la parte
del excitador.
2.4 RELACION DE VELOCIDAD EN UN GENERADOR SÍNCRONO.
Los generadores síncronos como su nombre lo indica se refiere a una sincronía. Dicho
término se le atribuye debido a que la velocidad mecánica que es transmitida a través del
eje del rotor por una fuente, está ligada a la frecuencia que posee la máquina, todo esto
dependiendo de la cantidad de polos que contenga la máquina. Dicha relación se expresa de
la siguiente manera:
Siendo:
f= La frecuencia eléctrica.
n= La velocidad mecánica del campo.
p= Numero de polos que tiene el generador.
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La siguiente tabla muestra una serie de velocidades que tienen los generadores
síncronos dependiendo su frecuencia y el número de polos:
tabla 2.1 Rango de velocidades para generadores de 50 y 60 hz. [9]
Cabe señalar que se manejan las frecuencias de 50 y 60 Hz debido a que en estas
frecuencias son utilizados los alternadores para la generación de corriente eléctrica
comercial.
Como se puede observar en la tabla a menor número de polos la velocidad será
mayor. [2] [1]
2.5 COMPORTAMIENTO DEL GENERADOR SÍNCRONO EN VACIO Y CON
TIPOS DIFERENTES DE CARGAS.
Mediante el transcurso de nuestro análisis hemos obtenido un conjunto de fenómenos,
reglas y partes esenciales que determinan tanto el comportamiento de generador síncrono,
como su óptimo desempeño. Pero además de estos aspectos expuestos, es importante el
recalcar que nuestro generador al inducir un voltaje, se generara con un fin.
Independientemente si se utilizara para la alimentación de ciertas ciudades, o zonas
industriales. El objetivo de el generador es el de abastecer a estos lugares de energía
eléctrica para su uso. Esto nos lleva a una pregunta ¿existe alguna diferencia entre el
entregar energía eléctrica a un hogar común, y entregar a una fabrica? La respuesta es un
tanto compleja, pero a su vez su análisis es más sencillo. Primero es necesario el definir y
aclarar algo bien; todo tipo de cargas que se tengan, sean casas, comercios,
establecimientos, fabricas o industrias en general son cargas, quizá algunas mayores que
otras por la demanda que requieran, pero de igual forma son cargas. La particularidad de
este aspecto es que las cargas en si pueden ser de 3 tipos: cargas resistivas, cargas
capacitivas y cargas inductivas. Si se analizan estos tres tipos de cargas vectorialmente en
relación a su corriente y su voltaje obtendremos un comportamiento como se señala en la
figura siguiente:
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figura 2.6 Representaciones vectoriales de cargas: resistivas, inductivas y capacitivas. [9]
Esta representación mostrada, nos puede dar a comprender que para cierto tipo de
cargas, nuestro generador se comportara de una forma, a para otro tipo de cargas, se
comportara distinto. Dicho o nombrado de otra forma, al analizar la imagen, nos podemos
cerciorar de que al tener una carga inductiva se tendrá una corriente atrasada en relación
con el voltaje, y al tener una carga capacitiva se tendrá un corriente adelantada en relación
también con el voltaje. Es debido a este fenómeno que al analizar el comportamiento del
generador, se utilizaran los términos de cargas adelantadas y cargas atrasadas. Para el caso
de cargas resistivas se puede observar en la figura que no se tiene ni un atraso ni un
adelanto en la corriente con respecto al voltaje. Es decir las cargas resistivas tienen un
comportamiento lineal.
Este análisis es de suma importancia para el desempeño de nuestra máquina ya que
además de tener una variedad de cargas las cuales se presentaran, es importante el señalar
que al tener por ejemplo cargas inductivas o de factor de potencia atrasado (-), presentan el
fenómeno de desmagnetización de nuestro rotor, y por otro lado si se tienen cargas
capacitivas o de factor de potencia adelantado (+), provocan la magnetización del rotor.
Pero antes de señalar y ejemplificar estos aspectos, analizaremos al generador en su
comportamiento cuando no se tiene presencia de ninguna de las tres cargas antes descritas.
Es decir el comportamiento del generador en vacio. [1]
Generador en vacio
Si se recuerdan los componentes del generador, sabemos que tanto la parte del inductor
como la parte del inducido, no tienen un contacto físico entre ellos, y dicho espacio fue
señalado con el nombre de entrehierro. Si bien dentro de este espacio es muy importante el
puntualizar que a pesar de que no se tiene un contacto físico directo, se debe de entender
que en esta sección acontece el proceso de la inducción de voltaje y por consiguiente es una
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zona la cual presentara ciertas modificaciones, dependiendo las características de carga que
se tengan.
Para el caso del análisis del generador en vacio se puede entender que este caso no
tendrá una repercusión en el comportamiento del generador. La figura siguiente muestra de
una manera grafica dicho comportamiento.
Sabiendo:
N= rpm
Φ=flujo del inductor
Ie=intensidad de excitación
K=Cte. de proporcionalidad
figura 2.7 Esquema de un generador operando en vacio. [9]
Al no acontecer ningún tipo de carga, y entendiendo que el flujo del entrehierro es
libre, se entiende entonces que solo se determina mediante la excitación de campo de CD.
En la figura 2.8 muestra el comportamiento del alternador en condiciones de vacío.
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figura 2.8 Grafica del comportamiento de un generador en vacio. [9]
Mediante la figura se puede observar que se comporta de forma lineal hasta llegar al punto
de saturación del núcleo.
ALTERNADOR CON CARGAS. 3
Para el estudio del generador con cargas, debemos de tener en cuenta que esto depende de
la relación que exista entre los Amper-vuelta del rotor y los Amper-vuelta del estator, ya
que estos últimos mencionados pueden oponerse debido a las características de las cargas
tanto inductivas como capacitivas. Es decir la desmagnetización o magnetización
respectivamente.
Teniendo en cuenta estos aspectos, podemos definir que el voltaje interno E v
generado en relación con el voltaje U que se suministrara a la carga cambia. Y solo será
contrario si no circulara corriente de armadura en nuestro generador.
Los factores que determinaran el comportamiento del generador serán:
1. La distorsión que ocurre en el entrehierro debida a una corriente que esta
fluyendo en el estator. O dicho de otra manera una reacción en el inducido.
2. La autoinductancia que se ocasiona en la bobinas de la armadura.
3. La resistencia la cual se encuentra en las bobina de armadura.
4. El efecto ocasionado por la forma de los polos salientes del rotor.
3 para mas detalles consultar [1] [2] y [3]
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Como se puede observar, todos los aspectos que intervienen en el desempeño e
inducción son afectados por distintos sucesos.
Para nuestro análisis y para la mejor comprensión de los mismos, la reacción del
inducido así como también la autoinductancia. Se pueden tomar como valores de
reactancia, esto realizado con la finalidad de poder simplificar estos factores y de esta
manera mediante una suma, se pueda obtener un solo valor que generalmente es llamada
REACTANCIA SÍNCRONA.
Xs = X + XA [9]
Es de suma importancia el entender y señalar que debido a que por razones de
simplificación, desde el esquema mostrado anteriormente del generador síncrono. Se tomo
solo el análisis de una de sus tres fases. Esto debido a que el comportamiento de las tres
fases del generador se comporta de la misma forma. Con la única diferencia en que están
defasadas.
Teniendo claro este aspecto se puede continuar con el análisis y de este modo
podemos determinar la ecuación para la obtención de voltaje U.
U = EV – RI – jXSI [9]
Dicha ecuación expuesta se obtiene por el análisis de la siguiente figura:
figura 2.9 Esquema del comportamiento de un generador al tener reactancia síncrona. [6]
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Se puede observar y deducir de manera clara que la obtención de la ecuación es un
análisis por medio de ley de voltajes de kirchoff.
Ahora al tener en cuenta estos factores que intervienen en el desarrollo de la
generación de voltaje, podemos entrar en el análisis del comportamiento del generador,
teniendo en cuenta el tipo de carga con la que se someta el generador. Es ya sabido que el
generador tendrá solo tres tipos de comportamiento dependiendo el tipo de carga al cual sea
sometido.
En las figuras siguientes se puede observar que tipo de comportamiento fasorial
tendrá el alternador al tener cada una de estas cargas:
figura 2.10 Comportamiento fasorial del generador síncrono con carga resistiva (1). [9]
Como se observa en la figura, esta representación fasorial nos afirma el
comportamiento que anteriormente habíamos analizado, el cual nos indica que la corriente
que se tendrá en relación con el voltaje entregado a la carga se comportara de forma lineal.
figura 2.11 Comportamiento fasorial del generador síncrono con carga inductiva (-). [9]
Al observar la representación fasorial del generador con carga inductiva, se
determina que su comportamiento será de forma atrasada, además de tener en cuenta que
mediante la aplicación de este tipo de carga, el generador tendera a desmagnetizarse debido
al efecto inductivo.
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figura 2.12 Comportamiento fasorial del generador síncrono con carga capacitiva
(+). [9]
Al tener una carga capacitiva la corriente se adelantara al voltaje y causara una
magnetización debido al efecto capacitivo.
ALTERNADOR EN PARALELO. [9]
Hasta este momento nuestro estudio nos ha enfocado simplemente en el funcionamiento
del generador, al tener cargas resistivas, inductivas, capacitivas y su funcionamiento en
vacio. Pero es necesario el tener presente que estos factores, son solo una parte de lo que en
realidad comprende al funcionamiento normal y completo de un generador. En algunas
ocasiones, un solo generador no es lo suficientemente capaz de abastecer la demanda de
energía que se necesita. Y por consiguiente, se puede optar ya sea por dos opciones: La
sustitución de nuestro generador por una unidad nueva de mayor capacidad, la cual nos
pueda proveer de la energía eléctrica necesaria ó el incluir una unidad adicional a la unidad
ya existente para que de esta manera, en conjunto pueda abastecer la demanda.
Además de esta posible situación de ampliación de la carga, que es muy común en
los sistemas de potencia. Un factor muy relévante en la decisión de utilizar generadores
adicionales en los sistemas de potencia, es el hecho de que al tener mayor número de
unidades trabajando, ya sea en conjunto o independientemente, ayuda al posible
mantenimiento de las otras unidades. Es decir por ejemplo, si una central hidroeléctrica la
cual abasteciera una zona altamente industrial, por medio de 2 generadores. Y suponiendo
que estas unidades trabajan en conjunto un determinado tiempo, a una hora precisa, es decir
en una hora determinada en que la demanda de energía es mayor, y por lo tanto los
generadores deben de estar operando en conjunto. Supongamos que una de las unidades
comenzara a deteriorarse, quizá por una falla mecánica, esto provocaría que el sistema
fallara. Se puede hacer un pequeño arreglo el cual nos permita interrumpir el
funcionamiento de la unidad dañada, para que de este modo podamos repararla, y lo más
importante, no haya necesidad de que el servicio sea interrumpido.
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Mas que ser una solución correcta, este tipo de dilemas son mas enfocados al
aspecto económico, ya que debido a todos los factores que influyen tanto en la adquisición
de la unidad, su costo, su instalación, sus pruebas, su mantenimiento, entre otros factores.
La determinación de si se adquirirá una unidad de mayor capacidad o se añadirá otra unidad
a la ya existente. Es analizando y preguntándose si será redituable.
Para nuestro caso nos enfocaremos en el caso de que se necesitara una unidad
adicional. Esto nos lleva a una pregunta ¿cómo es posible el poder tener dos generadores
funcionando de manera que puedan abastecer una carga considerablemente grande?
figura 2.13 Circuito de dos alternadores en paralelo. [6]
Para la obtención o mejor dicho la unión de dos generadores para abastecer una
mayor demanda de carga es necesario que estos dispositivos se sincronicen en cuando a sus
características de funcionamiento. Ya que el objetivo primordial es que no se interrumpa en
lo absoluto el servicio, es de suma importancia tener en cuenta estos factores para el
acoplamiento de los generadores con una conexión en paralelo.
Para que un acoplamiento de dos generadores sea óptimo se deben de cumplir estas
condiciones:
1. LOS VOLTAJES EFICACES DE LOS GENERADORES EN PARALELO
DEBEN SER IGUALES.
2. LOS ALTERNADORES DEBEN DE TENER LA MISMA SECUENCIA
DE FASE.
3. LOS ANGULOS DE FASE DE AMBOS ALTERNADORES DEBEN DE
COINCIDIR, ES DECIR DEBE DE SER LOS MISMOS.
4. LA FRECUENCIA DE AMBOS DEBE DE SER LA MISMA, O MUY
APROXIMADA.
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Si se cuentan con todas estas condiciones sin excepción, solo es cuestión de hacer
los siguientes pasos para el acoplamiento de los generadores, tomando como referencia la
figura siguiente:
figura 2.14 Circuito representativo de un acoplamiento de generadores en paralelo. [6]
Suponiendo que el primer generador A1 está conectado a la red, y que el circuito
muestra un generador A2 el cual buscamos acoplar al circuito.
Como primer paso y teniendo bien claras las características de funcionamiento del
generador A1, debemos de llevar al generador A2 muy próximo a la velocidad de
sincronismo del generador A1. Todo esto mediante la ecuación que ya hemos estudiado que
relaciona la frecuencia, la velocidad, y el numero de polos del generador.
Seguidamente de que se tiene la misma velocidad en el generador A1 como en el
generador A2, se procede a la igualación de los voltajes U2 con U1. Todo esto mediante la
excitación del generador U2.
Al tener estos dos pasos realizados se continua mediante la manipulación de
velocidad del generador A2 de tal modo que la frecuencia del generador A2 se muy
próxima a la de la frecuencia que se presenta en el generador A1.
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Como siguiente paso para este caso se debe de contar con un sistema de visual con
lámparas indicadoras, el cual nos permita ver de manera clara si por medio de la frecuencia
la cual se busco igualar en el paso 2, coincide una con otra. En determinado caso de que las
lámparas indicadoras tuvieran una secuencia alternada de encendido y apagado, esto se
debería a una conexión errónea en el circuito. La cual se corregiría invirtiendo la conexión
de 2 terminales.
Finalmente por medio del sistema de lámparas descrito anteriormente y
comprobando que dicho sistema este funcionando de manera idéntica, es decir que ambas
lámparas estén parpadeando al mismo tiempo y sin tener una acción alternada entre ellas.
Solo es cuestión de cerrar el interruptor que permita la conexión del generador A2 a la red
donde está operando el generador A1. Pero antes de haber constatado que la secuencia del
sistema de lámparas ha durado 3 segundos, de este modo se tiene un criterio seguro de que
están operando en sincronía.
Para la comprensión óptima del sistema de lámparas antes descrito se ilustra en la
siguiente figura:
figura 2.15 Diagrama fasorial de secuencia entre dos generadores a1 y a2. [6]
Como se puede observar la figura mostrada anteriormente, la secuencia de ambos
generadores es correcta, ya que hablando en términos de los fasores se observa que tanto el
primer generador como el segundo llevan la misma secuencia. Lo que nos afirma que en el
dispositivo de lámparas prenderán al mismo tiempo y se podrá alcanzar el tiempo de
aceptación de 3 segundos para afirmar que se están bien sincronizados.
figura 2.16 Diagrama fasorial de dos generadores mal secuenciados.[6]
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Por otro lado si se presentara la peculiaridad de que en el sistema de lámpara no
tuviera una secuencia fija, entonces podríamos tener una serie de errores los cuales se
tendrían que corregir, tales errores podrían ser debido a que probablemente la velocidad de
sincronismo no es la correcta y debido a esto la frecuencia de ambos generadores no
coincide. Entre otras posibles fallas.
PRINCIPALES PÉRDIDAS DE LOS GENERDORES SÍNCRONOS.
Como último apartado en este capítulo remontaremos un tema que se analizo de una
manera superficial en el capitulo anterior. El término perdidas se refiere básicamente a la
perdida de energía en el proceso de transformación por medio de una transformación no
aprovechable para el uso. Estas pérdidas parten desde el principio de la eficiencia de las
máquinas de corriente directa. Decimos máquinas de corriente directa ya que este tipo de
pérdidas se presentan independientemente de que tipo de máquina se tenga, ya sea un
generador o un motor. Se generan en ambos dispositivos.
En esencia lo esperado para cualquier máquina de corriente alterna es que mediante
una fuente de energía se pueda llevar a cabo el proceso de transformación de la energía
(mecánica a eléctrica, eléctrica a mecánica). Esta transformación tomando en cuenta el
factor que tendrán las perdidas, repercutirán de manera que en una máquina eléctrica la
potencia de salida en relación de la potencia de entrada determinara la eficiencia de la
máquina. Dicho de otro modo el cociente de la potencia de salida sobre la potencia de
entrada determina la eficiencia de una máquina de corriente alterna.*
* Para mayor información consultar [1] [2]
Centrando nuestra atención en las perdidas contenidas en el generador síncrono,
podemos determinar que existen 4 tipos de perdidas las cuales se pueden dar de la siguiente
forma:
1.- PÉRDIDAS ELECTRICAS EN EL COBRE.
2.- PÉRDIDAS ELECTRICAS EN EL NUCLEO.
3.- PÉRDIDAS MICELANEAS.
4.- PÉRDIDAS DISPERSAS O ADICIONALES.
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1.- PERDIDAS ELECTRICAS EN EL COBRE.
Este tipo de pérdidas se refiere principalmente al fenómeno que ocurre en los devanados
tanto del rotor como del estator, el cual a causa del efecto resistivo del cobre provoca un
calentamiento. Este tipo de pérdidas pueden llegar a tener consecuencias significativas en el
desempeño del generador ya que al estar a temperaturas altas puede ocasionar un deterioro
de gran magnitud en la máquina.
Las pérdidas del cobre al dividirse en pérdidas del rotor y pérdidas del estator se
pueden determinar de la siguiente manera:
Para las perdidas en el cobre del estator (SCL)
PSCL = 3I2A RA
Siendo:
PSCL = Perdidas en el cobre del estator.
IA= Corriente que corre en cada fase de la armadura.
RA = Resistencia de cada fase de la armadura.
Para las perdidas en el cobre del rotor (RCL)
PRCL=3I2FRF
Siendo:
PRCL= perdidas en el cobre del rotor.
IF= La corriente que fluye en el devanado del rotor.
Rf= La resistencia del devanado de campo.
Cabe señalar que para el caso de la resistencia en el devanado de campo de las
pérdidas de cobre en el rotor, el valor de la resistencia puede ser la del devanado a
temperatura normal.
2.- PERDIDAS ELECTRICAS EN EL NUCLEO.
En lo que respecta a las perdidas en el núcleo podemos incluir a las perdidas por histéresis
y las perdidas por corrientes parasitas.
Las perdidas por histéresis se refiere a la propiedad que contienen los materiales la
cual nos dice que al ser expuesto algún material a un campo magnético, y
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subsecuentemente este es retirado, el cambio producido en el material por el campo se
mantendrá no de igual magnitud, pero no desaparecerá al instante.
En la figura siguiente se puede observar el fenómeno de histéresis:
figura 2.17 Diagrama del fenómeno de histéresis.[7]
Básicamente el fenómeno de histéresis se puede definir como el retardo que sufre un
material para volver a sus propiedades originales al ser inducido por un campo magnético.
Las corrientes parasitas o de Foucault, es una creación de pequeños electroimanes
los cuales se generan al tener un conductor en un campo magnético. Estos electroimanes
generan un campo contrario al del campo magnético que los género. Quizá este término sea
un poco mas entendible por medo de la regla de Lenz la cual se vio en el capitulo anterior.
3.- PERDIDAS MECANICAS.
Estas pérdidas se pueden entender por dos tipos:
1.- Perdidas por el rozamiento mecánico.
2.- perdidas por el rozamiento del aire.
Las perdidas por rozamiento mecánico como su nombre lo dice, es un conjunto de
rozamiento los cuales acontecen en los cojinetes de la misma máquina y provoca un
deterioro mecánico.
Las perdidas por rozamiento del aire, se refiere al conjunto de partes móviles que se
encuentran en el interior de la máquina y que por rose de mismo aire contenido en el
interior. Dan lugar a la creación de estas pérdidas.
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4.- PERDIDAS MICELANEAS O PÉRDIDAS DISPERSAS.
Debido a que el análisis de las pérdidas es un poco extenso y no se puede tener un criterio
exacto de todas las pérdidas, existen las pérdidas misceláneas o dispersas que es el conjunto
de pérdidas que no se han incluido en las definiciones anteriores. Generalmente este tipo de
pérdidas se puede tomar convencionalmente como el 1% de del valor de plena carga a la
que está trabajando el generador.
Una de las formas más convenientes para poder entender y ordenar tanto las
potencias de entrada como la de salida es mediante un esquema el cual muestra de manera
simbólica la interacción de las perdidas.
La figura siguiente ejemplifica esto.
figura 2.18 Esquema básico de las perdidas en un generador síncrono.[8]
Mediante la figura mostrada se puede apreciar de manera clara las potencias
intervienen en el funcionamiento del generador eléctrico, tales como la potencia de
excitación y la potencia mecánica. Y por otra parte la salida, que incluye a la potencia del
generador entregada a la carga, y las respectivas pérdidas. Para un mejor entendimiento de
lo antes descrito se presenta de una forma grafica, la interacción de las entradas con las
salidas y sus pérdidas en la figura siguiente.
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figura 2.19 Representación grafica de las perdidas y potencias que intervienen en un
generador síncrono.[8]
Ahora por medio de la figura mostrada se puede observar de manera más clara y
precisa el comportamiento y depreciación de la potencia de entrada al pasar por la
transformación de la energía.
Cabe mencionar que esta es una representación grafica, a pesar de que las perdidas
en los generadores existen, el buen y optimo manejo del equipo a si como su
mantenimiento definirá en gran medida la magnitud de daño que puedan repercutir estas
pérdidas.
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CAPITULO 3
FALLAS TIPICAS PRESENTADAS EN GENERADORES
SÍNCRONOS.
3.1 PRINCIPALES COMPONENTES EN UN SISTEMA DE POTENCIA.
Independientemente de si se utilizara para una zona grande o pequeña, el conjunto de
elementos que conforman un sistema de potencia hablando de manera general se pueden
observar en la figura siguiente:
figura 3.1 Esquema general de un sistema de potencia.[8]
Podemos notar que un sistema de potencia implica una amplia gama de
componentes, por medio de los cuales se cumple el proceso, desde la generación hasta la
distribución de la Potencia Eléctrica, a saber:
GENERACION.
TRANSFORMACION.
TRANSMISIÓN.
DISTRIBUCION.
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Los generadores son los elementos del sistema eléctrico de potencia que pueden
estar sometidos al mayor número de condiciones anormales de operación diferentes. Esas
condiciones anormales pueden deberse al propio generador, a su motor primario o al
sistema eléctrico con el que está conectado y pueden en general subdividirse en:
FALLAS INTERNAS
REGIMENES ANORMALES DE OPERACIÓN
FALLAS INTERNAS EN EL ESTATOR
Cortos circuitos entre fases
Cortocircuitos entre vueltas de una fase
Cortocircuitos a tierra
REGIMENES ANORMALES DE OPERACIÓN
Sobrecorrientes debidas a sobrecargas o cortocircuitos externos
Pérdida o reducción de excitación
Sobrevoltaje
Contactos con tierra en el rotor
Pérdida del motor primario (motorización)
Pérdida de sincronismo
Sobrecalentamiento del rotor por sobreexcitación
Otros (vibración, sobrevelocidad, etc.)
3.2 ASPECTOS BASICOS EN UN GENERADOR SÍNCRONO
Como punto de partida para analizar las fallas internas y los regímenes anormales de
operación de un generador síncrono, definiremos de manera básica y sencilla la estructura y
principales componentes de un generador síncrono mediante la figura siguiente:
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figura 3.2 Esquema elemental de un generador síncrono.[4]
Como se observa en la figura y como se ha explicado de manera detallada en
capítulos anteriores, el funcionamiento de un generador síncrono se basa elementalmente en
una fuente de excitación de corriente directa y una fuente de energía mecánica (motor
primario) la cual nos brinde el movimiento impulsor o rotacional necesario para que por
medio del generador, pueda obtenerse una tensión inducida. [4]
La fuente de energía mecánica puede ser de dos tipos.
UNA TURBINA DE VAPOR (Plantas térmicas)
UNA TURBINA HIDRAULICA (Plantas hidráulicas)
figura 3.3 Turbina de vapor.[11]
Un generador alimentado por el movimiento rotacional de una turbina de vapor
implica el tener velocidades alrededor de entre 1800 y 3600 RPM. Si se analiza
detalladamente estos valores, se puede determinar cómo se explico en el capítulo II, que
para estas revoluciones, es necesario el contar con un generador el cual contenga en su
interior un rotor de polos no salientes o lisos como son comúnmente llamados.
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figura 3.4 Turbina hidráulica.[11]
Para el caso de un generador alimentado por la energía mecánica de una turbina
hidráulica, nuestro estudio se debe de enfocar en velocidades de menor magnitud. De entre
100 a 300 RPM, lo cual nos lleva a la conclusión de que para estos casos, la opción a elegir
es de un generador de polos salientes.
Cabe recalcar que independientemente de cuáles sean las velocidades a utilizar, se
debe de tener presente que las velocidades de operación de los generadores deben de ser
constantes o relativamente invariables, esta característica obligatoria en cualquier generador
síncrono, debe de ser controlada de forma eficiente por medio de un regulador de velocidad
o gobernador, como es llamado generalmente.
Este dispositivo llamado gobernador, se basa en la relación existente entre la carga
que es demandada y la velocidad necesaria. La velocidad que desarrolla el rotor en relación
con la carga tiende a disminuir, conforma la carga aumenta, y viceversa. Es por este motivo
que es prácticamente un acontecimiento constante el cambio repentino de la velocidad por
consecuencia de la disminución o aumento en la carga demandada.
3.3 CARACTERISTICAS OPERACIONALES DE UN GENERADOR SÍNCRONO.
Teniendo en cuenta la influencia que tiene el arreglo eléctrico de los generadores, en la
determinación de la conexión de las protecciones contra cortocircuitos, es conveniente
revisar este aspecto.
Existen dos esquemas básicos para el arreglo eléctrico de los distintos generadores
de una planta eléctrica
Conexión directa a una barra de generación común.
Conexión en unidades o bloque generador-transformador
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,
figura 3.5 Tipos de conexiones a un sistema de potencia para un generador. [4]
Como se puede apreciar en la figura 3A se tiene una conexión directa, y en ella los
distintos generadores, de una planta, se conectan a través de interruptores a una barra
común, de la cual se conectan los transformadores elevadores, así como el transformador
auxiliar para consumo propio de la planta. Esta es la conexión típica para los generadores
pequeños de sistemas eléctricos industriales.
En la figura 3B se observa una conexión unitaria esta conexión nos explica que
cada generador de una planta, se conecta directamente a su propio transformador
omitiéndose el interruptor entre ellos. Esta es la conexión más común en las plantas
formadas por unidades de grandes capacidades y en ella la conexión de los generadores es
en estrella. En cada unidad el transformador auxiliar está conectado a la salida del
generador, y la conexión en paralelo de todas las unidades se hace por el lado de alto
voltaje de los transformadores elevadores que generalmente son delta-estrella. [4]
3.4 CONDICIONES DE CORTO CIRCUITO EN UN GENERADOR SÍNCRONO.
Es importante señalar y determinar que el generador como máquina eléctrica ligada al
sistema de potencia. Puede presentar condiciones de corto circuito, estas condiciones
provocan que se tenga un desbalance en la tensión del generador así como también el
aumento repentino de la corriente del mismo, esto se debe de analizar y tener bien presente
debido al calentamiento o deterioro producido por dicho calentamiento.
Independientemente de la capacidad que se tenga el generador, el fabricante de la
máquina debe de proporcionarnos ciertos valores los cuales nos permitan el análisis de la
máquina, bajo condiciones de corto circuito. Estos valores son la reactancia su transitoria
(X”d), la reactancia transitoria (X’d) y la reactancia del generador en el eje directo (Xd).
Dichas reactancias son utilizadas para hacer los cálculos necesarios para la obtención de
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fallas de corto circuito. Estos datos son obtenido por medio de pruebas que el fabricante
realiza a las máquinas. Además de que el valor de la reactancia subtrancitoria es de suma
relevancia, ya que por medio de este valor y realizando los cálculos necesarios, se obtienen
los valores de las corrientes de mayor magnitud, las cuales podrían perjudicar de gran
manera a la máquina. Las reactancias transitorias son utilizadas para condiciones de
estabilidad. Mientras que los valores de reactancias no saturadas, son utilizadas para
corrientes de falla. Esto es debido a que el generador es operado generalmente bajo
condiciones de saturación y es difícil que se obtengas magnitudes mayores alas de la carga
máxima. Se podría ocasionar una falla me mayor magnitud, si las condiciones de fallas
adquirieran un intervalo de tiempo mayor, lo que provocaría un incremento en los
devanados de campo del generador. Al tener dichas particularidades se muestran a
continuación los diagramas de circuito de las diferentes componentes simétricas para una
fase:
figura 3.6 Representación de la componente simétrica de secuencia positiva. [4]
SECUENCIA POSITIVA (X1): se puede observar que el circuito equivalente para la
componente simétrica de secuencia positiva es representado por una reactancia y la fuente
de generación. Para el caso de este análisis. Las reactancias utilizadas son: la reactancia su
transitoria (X”d), la reactancia transitoria (X’d) y la reactancia del generador en el eje
directo (Xd).
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figura 3.7 Representación de la componente simétrica de secuencia negativa. [4]
SECUENCIA NEGATIVA (X2): al observar la figura mostrada se puede determinar
que su representación equivalente está dada solo por su reactancia. Que es a su vez la
reactancia subtrancitoria. Para el análisis de la corriente de corto circuito se utiliza la
reactancia subtrancitoria en dos formas dependiendo sea el caso del generador. Para polos
salientes se utilizara el promedio de la reactancia subtrancitoria del eje directo y el eje en
cuadratura. Es decir;
X2= (X”d + X”q) / 2
O si en dado caso se cuanta con un generador de polos lisos o cilíndrico;
X2 = X”d
figura 3.8 Representación de la componente simétrica de secuencia cero. [4]
SECUENCIA CERO (X0): se puede observar en la figura mostrada que en el
circuito equivalente de la secuencia cero se añade además de la reactancia de secuencia
correspondiente, una resistencia y una reactancia ambas pertenecientes al neutro de la
máquina, esto es debido a los componentes que posee la máquina, los cuales están
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 53
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sólidamente aterrizados a tierra. Esta configuración es generalmente usada para casi todos
los generadores a acepción de los generadores pequeños. Debido a su tamaño y capacidad,
no es redituable la inclusión de una resistencia y una reactancia.
Al analizar los diferentes tipos de secuencia de la máquina, se puede deducir que en
su análisis se desprecia la resistencia del devanado del estator. Esto se debe a que para el
análisis de componentes simétricas, dicha resistencia es despreciada ya que es un valor muy
pequeño. Mas sin embargo para el análisis de las constantes de tiempo de la corriente de
corto circuito de forma asimétrica de corriente directa.
Para el análisis de los tipos de falla de corto circuito se muestran a continuación la
representación grafica y el circuito equivalente para el análisis de los diferentes casos:
figura 3.9 Falla trifásica.[4]
Para el caso de una falla trifásica se puede notar que las tres terminales de las fases
tienen un contacto entre sí. Lo que se puede representar como el circuito equivalente de la
izquierda.
Dicha falla al tener una corriente de corto circuito se puede obtener por medio de la
siguiente ecuación, al analizarlo:
Obteniendo de este modo la corriente de corto circuito.
figura 3.10 Falla de fase a fase.[4]
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Al tener una falla de fase a fase se observa que dos de las tres terminales de las
líneas tienen contacto entre sí. Y la terminal restante no es afectada.
Teniendo en cuanta el circuito equivalente de análisis de esta falla se puede obtener
la siguiente ecuación para la obtención de la corriente de corto circuito:
Este análisis es hecho de antemano conociendo las condiciones que presenta esta
configuración. Dichas condiciones son las siguientes:
figura 3.11 Falla de fase a tierra. [4]
En el caso de la falla de fase a tierra se puede entender como la afectación de una de
las fases. La cual es aterrizada a tierra y las fases subsecuentes no sufren modificación
alguna.
Teniendo en cuenta las condiciones de iníciales:
Ahora teniendo las condiciones y el circuito equivalente podemos determinar que la
ecuación para determinar la corriente de corto circuito es:
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figura 3.12 Falla de fase a fase a tierra. [4]
Para el caso de la falla de fase a fase a tierra se obtienen las condiciones iníciales:
Ahora para determinar la corriente de corto circuito:
Una representación grafica del comportamiento de la onda en la corriente de corto
circuito de un generador, se puede ilustrar de la siguiente manera:
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figura 3.13 Comportamiento de onda en la corriente de corto circuito de un generador. [4]
Mediante la representación grafica mostrada anteriormente se puede determinar que
las reactancias mencionadas anteriormente influyen de manera distinta en el transcurso del
tiempo. [4]
PERIODO SUBTRANSITORIO: se puede apreciar ampliamente que en este
intervalo, el comportamiento de la onda se mantiene durante un tiempo muy limitado, pero
este comportamiento es de gran magnitud. Como su nombre lo dice en el periodo
subtrancitorio influye la reactancia subtrancitoria (X”d), y el tiempo del decremento esta
dado por la constante de tiempo (T”d).
PERIODO TRANSITORIO: este intervalo de la onda se puede apreciar de una
manera más notable ya que el tiempo en que acontece es más extenso. De la misma forma
que anteriormente se describió, la reactancia transitoria (X’d) es la que determina la
magnitud de su corriente y la constante de tiempo transitoria (T’d) determina su intervalo
de tiempo.
PERIODO DE ESTADO ESTABLE: este intervalo es el mayor que se presenta en
la falla del generador y se determina por la reactancia en estado estable (Xd).
En dado caso que se presentara una falla trifásica y se quisiera analizar dicha falla
para su comportamiento en corriente directa. Se debe de tomar en cuenta la siguiente figura.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 57
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figura 3.14 Comportamiento de las fases en corriente directa para una falla trifásica. [4]
Se puede observar que el comportamiento de las tres fases es distinto respecto al
análisis de corriente directa.
3.5 PRACTICAS DE PUESTA A TIERRA PARA UN GENERADOR.
En la industria es muy común el que ciertas máquinas eléctricas como transformadores o
generadores, tengan sobre tensiones en sus fases. Es por esto que a estos dispositivos y
puntualizando, a nuestro generador síncrono, sea necesario que se le practiquen este tipo de
pruebas para que de esta forma se puedan aterrizar a tierra los devanados del estator de
nuestra máquina eléctrica.
Las pruebas de puesta a tierra se pueden clasificar o dividir en dos:
PUESTA A TIERRA DE BAJA IMPEDANCIA.
PUESTA A TIERRA DE ALTA IMPEDANCIA.
Para el caso de la prueba de puesta a tierra de baja impedancia es utilizada para
drenar la corriente de falla a tierra, aproximadamente de 150 a 200% del amperaje de la
corriente nominal del generador. Este sistema generalmente es utilizado para los casos en
que se cuanta con múltiples unidades generadoras que tienen en común un mismo bus, o
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para unidades las cuales no incluyen en su configuración un transformador elevador. De
esta manera e independientemente de cuál de los dos sea el caso. Con este método se puede
suministrar la fuente de tierra para el sistema. En la figura siguiente se muestra el circuito
para este caso.
figura 3.15 Circuito representativo de la prueba de puesta a tierra de baja impedancia. [4]
En lo que respecta a la prueba de puesta a tierra de alta impedancia se emplea
mediante la colocación de un transformador de distribución con un resistor secundario. Esto
permite reducir los valores de la corriente de falla del generador a valores de entre 5 y 25
amperes. Este tipo de configuración es usado para el caso de generadores los cuales estén
conectados en forma unitaria. La figura a continuación muestra dicha descripción. [4]
figura 3.16 Circuito representativo de la prueba de puesta a tierra de alta impedancia. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 59
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3.6 FALLAS DE FASES DEL ESTATOR DEL GENERADOR.
Este tipo de fallas tienen una gran magnitud en lo que respecta a la composición del
generador, ya que debido a que las corrientes de falla producidas en estas partes tienen una
repercusión económica considerable. Además se debe de tener presente que al tener una
falla y al ser deshabilitada una unidad de generación. La energía que estaba generando no
debe de interrumpirse, o de no haber otra opción, la interrupción al usuario debe de ser
mínima, lo que nos lleva a que se debe de pagar a una compañía externa, para abastecer la
demanda de energía que no se puede cumplir por la falla ocurrida. Cabe mencionar que
además de que al suceder la falla en es estator, la corriente que se produce en la falla, no
tiende a disminuir al instante en que se dispara y se deshabilita del sistema el generador. Si
no que la corriente de falla aumenta por un par de segundos. Esto es debido a que la
corriente que se encuentra en el campo almacenada, aporta más corriente, y provoca un
daño mayor, a los devanados de la máquina a si como también a las flechas y a los
acoplamientos de la misma. Además de incluir fallas en las espiras del generador.
En el capitulo siguiente se explicara de manera detallada la protección signada a los
tipos de fallas que se expondrán en este capítulo
3.7 FALLA DE TIERRA EN EL CAMPO.
Este tipo de falla ocurrido en los generadores ocurre cuando se aterriza a tierra el
generador, generalmente si solo es un solo aterriza miento a tierra no genera una falla, pero
la probabilidad de que se genere un segundo aterriza miento, instantes después del primero
es muy alta. Al tener el desafortunado caso en que se generen las dos fallas, esto significara
que se generara un corto circuito en el devanado de campo, y esto producirá un desbalance
en el flujo de las fuerzas magnéticas además de producir un calentamiento en el hierro del
rotor de la máquina lo cual producirá para ambos caso un incremento en la vibración lo cual
tendrá como resultado un deterioro muy significativo en la máquina eléctrica. [4]
Es importante recalcar este aspecto en que las fallas ocurridas deben de tenerse
presentes para el peor de los casos. Ya que de este modo no se tendrá un margen de error
tan alto. Se comenta esto debido a que en ciertos casos, para este tipo de fallas. No se toma
en cuenta la probabilidad de que pueda tener un segundo aterriza miento a tierra el
generador y causar la falla de corto circuito significativa. Y solo se remiten a alarmar y no
dispara el generador para la total confiabilidad de que no se presentara la segunda falla.
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3.8 FALLA A TIERRA EN EL DEVANADO DEL ESTATOR.
Para este tipo de falla se dará una pequeña introducción la cual nos permitirá entender de
mayor manera este tipo de fallas. Dicha explicación se enfocara en los aspectos de las
pruebas realizadas para puesta a tierra. El estudio de las fallas a tierra en el devanado del
estator se enfoca directamente a la puesta a tierra del neutro del estator del generador.
Este tipo de pruebas que se realizan a los generadores son enfocadas principalmente
para la determinación de la protección adecuada para las fallas. Como primer punto a tratar
podemos analizar y deducir que si se tiene un generador sólidamente aterrizado a tierra, lo
cual generalmente no es muy común. Aportara una gran magnitud de corriente de falla
entre línea y tierra. Además de una reducción del 58% en la tensión entre fase-fase, es decir
entre la fase fallada y un pequeño desplazamiento de la tensión del neutro. Por otra parte
para el caso en que el generador se encontrara sin estar aterrizado a tierra, lo cual se
prácticamente es imposible, su corriente de falla de línea a tierra seria prácticamente
despreciable, y no se tendría una reducción en la tensión de fase-fase, pero se tendría un
completo desplazamiento de la tensión del neutro.
El análisis antes descrito nos lleva a la conclusión de que para un generador
sólidamente aterrizado a tierra, los daños producidos por las corrientes de falla, serian
significativos. Además que al presentarse estas corrientes de falla, en dado caso de que se
dispara el generador como protección. Se tendría que tomar en cuenta también que la
corriente de falla una vez que se dispara el generador, no desaparecería instantáneamente,
sino que tendría un decaimiento de la misma de una forma lenta. Lo que llevaría a daño
relativamente mayor, dependiendo del tiempo en que la corriente de falla llegar a cero. Este
daño y retraso de la desaparición de la corriente se debe a que queda encerrado un flujo en
el campo, y provoca este retardo.
Ahora si por otro lado no se contara con un generador sólidamente aterrizado a
tierra, las corriente de falla del generador serian despreciables, pero las tensiones entre fasefase serian de un incremento altamente peligroso, en lo que respecta a arqueos a gran
escala. Esto podría ocasionar fallas en los aislamientos del generador, lo cual sería un
problema de mayor magnitud.
Es debido a esto que se recurre a la puesta a tierra del estator del generador para que
de esta manera se pueda prever o reaccionar de manera instantánea al detectar alguna de
estas fallas. Al tener claros estos aspectos podemos definir qué tipo de acciones se toman
para poder evitar este tipo de percance, y de esta manera el poder utilizar las protecciones
adecuadas.
En lo que refiere a las pruebas realizadas para este tipo de fallas se deben de realizar
dos:
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- PUESTA A TIERRA DEL ESTOR DE BAJA IMPEDANCIA.
- PUESTA A TIERRA DEL ESTATOR DE ALTA IMPEDANCIA.
Quizá se recuerde en explicaciones anteriores que ya se habían definido ciertas
pruebas similares ala ahora descrita. No se debe de caer en la confusión, las pruebas que se
mencionaron anteriormente eran exclusivamente pata el generador pero de una forma
general, mientras que las prueba ahora descritas son referentes al estator del generador. Es
importante el tener esto claro, ya que aunque sus usos en los generadores es similar. La
configuración de su circuito es distinta, ya que se pueden hacer configuraciones de distintos
tipo.
Para el caso de la puesta a tierra con baja impedancia como las configuraciones
de circuitos que se pueden realizar para este tipo de prueba pueden ser:
-Generadores conectados a un bus común que comparten un transformador de
unidad.
-Generadores que comparten un transformador.
-Generadores conectados directamente a un sistema de distribución.
Estos tipos de configuración serán explicados de una manera más detallada en el
capitulo siguiente.
En lo que respecta a la puesta a tierra del estator de alta impedancia son
utilizados generalmente para sistemas unitarios o para generadores cross-compound, es
decir en donde un devanado es generalmente puesto a tierra a través de alta impedancia. [4]
3.9 FALLA POR FRECUENCIA ANORMAL.
Como se ha estado explicando en definiciones anteriores. La frecuencia como tal es un
factor de gran importancia para el generador, pero además de esto, la frecuencia juega un
papel sumamente importante para el desempeño del conjunto turbina-generadortransformador. Como ya se sabe la turbina y el generador tienen una relación muy estrecha
en operación. Ya que por medio del acoplamiento, ambas máquinas pueden sufrir grandes
daños si alguna presenta una anomalía en su frecuencia. Un ejemplo de esto es la vibración
la cual se enfoca en las turbinas de vapor o de gas, ya que estas máquinas son las más
susceptibles a estas frecuencias anormales, debido a que al generarse vibraciones por
frecuencias reducidas, generan un daño en los alabes de la turbina la cual puede llegar a
presentar fracturas en partes de los alabes.
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Para comprender mejor este aspecto hay que plantearse un criterio de igualdad. Si se
recuerda en capítulos anteriores, se hablo del principio de conservación de la energía, el
cual no decía de forma resumida que el total de energía de entrada en un proceso de
transformación debería ser igual a la salida de esa entrada, y que dicha salida no sería igual
a la entrada, debido a las pérdidas generadas en el proceso. Pero si se analiza con
detenimiento esto significa que la entrada de energía es igual la salida, solo que con la
creación de pérdidas las cuales en conjunto con la salida serian el total de energía
transformada. Esto significa que se cumpliría la igualdad.
Visto de esta manera pareciera que la frecuencia no tiene mucho que ver en esto,
mas sin embargo es de suma importancia ya que la frecuencia para el generador síncrono es
lo que define su interacción con la turbina. Dicho de otra forma. Si no existe un
sincronismo o muy cercano al sincronismo entre las dos máquinas, es decir el generador y
la turbina, se tendrá una frecuencia anormal entre las dos máquinas y generara las fallas.
Una forma de proteger a la máquina como tal es mediante la desabilitacion de la
máquina en el sistema. Esto se explicara de una forma más amplia en el siguiente capítulo.
Para este apartado se expondrán los dos casos que se pueden presentar en caso de
tener frecuencia anormal:
Baja frecuencia la cual sucede al tener una pérdida de potencia de entra, es decir de
unidades generadoras, o perdidas de enlace. Esta pérdida puede provocar una perdida en la
velocidad del generador lo que nos llevaría a un decremento en la frecuencia de la máquina
eléctrica.
Sobre frecuencia se presenta por la pérdida súbita de la carga o por la falta de
exportación de potencia de enlaces clave de otras unidades. Esto lleva a que la salida del
impulsor que alimenta estas unidades es absorbida y de esta forma se produce un
incremento en la frecuencia de la máquina.
Este proceso de frecuencia anormal nos lleva a definir que los dispositivos que están
expuestos a este tipo de falla principalmente son:
GENERADORES.
TRANSFORMADORES ELEVADORES.
TURBINAS.
CARGAS AUXILIARES DE LA SUBESTACION.
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Debido a que existe un número considerable de centrales generadoras, se dará una
breve síntesis de los tipos de acontecimientos que pueden producirse al tener una falla de
frecuencia anormal en los diferentes tipos de centrales generadoras. [4]
OPERACIÓN A FRECUENCIA ANORMAL DE PLANTAS GENERADORAS DE
VAPOR.
Capacidad de alta/baja frecuencia del generador.
Para el caso de este tipo de centrales en el caso de baja frecuencia se presentan anomalías
referentes a la ventilación. Esto origina a su vez que al tener una ventilación menor, los
KVA sean reducidos. Además de este aspecto, se presenta un incremento considerable en la
corriente del generador, lo que conllevaría a un incremento en la temperatura, que a su vez
afectaría los niveles de operación de la máquina.
Para el caso de sobre frecuencia la cual es debida a la reducción súbita de la carga.
No presentara un problema de sobre corrientes en el generador además de que el mismo se
encontrara ventilado de una mejor manera. Estos factores son mejores para el generador
siempre y cuando no se excedan la potencia y la tensión. Este argumento va ligado a la
regulación de voltaje, es decir a la relación volt-hertzio.
Capacidad de alta/baja frecuencia de la turbina.
Entre los principales daños que podrían llegar a presentar estas máquinas, son la fatiga de
los alabes, e inclusive si la exposición a la frecuencia anormal es prolongada. Puede generar
que el alabe falle y pueda tener fracturas. Este daño puede ser aun de mayor magnitud, ya
que si circula una corriente de secuencia negativa. Y pueden generar frecuencias torsionales
en la armadura del generador. [4]
OPERACIÓN A FRECUENCIA ANORMAL DE PLANTAS GENERADORAS
NUCLEARES.
Para las consideraciones tomadas para el turbo generador de una central nucleoeléctrica. Se
tomara los mismos aspectos tomados en el apartado de las centrales de vapor para
generadores, es decir Capacidad de alta/baja frecuencia del generador.
Consideraciones de baja frecuencia en los auxiliares de las plantas generadoras
nucleares.
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Una de las principales problemáticas al presentarse una baja frecuencia en este tipo
de centrales es el deterioro del equipo auxiliar de la planta, un ejemplo de esto son las
bombas de flujo refrigerante, que al bajar la frecuencia son reducidas en su flujo, causando
un daño al sistema generador.
Para continuar con el análisis de la frecuencia anormal en la centrales
nucleoeléctricas, se debe de tener en cuenta que este tipo de centrales se dividen en dos
tipos.
Centrales nucleares basadas en reactor de agua presurizada (PWR).
Centrales nucleares basadas en reactor de agua hirviente (BWR).
En lo que respecta a las Centrales nucleares basadas en reactor de agua
presurizada (PWR) al presentarse una anomalía en la frecuencia del sistema se desata
podría decirse que una serie de problemas en cadena. Esto es debido a que si se presenta
este efecto, tendrá una variación la velocidad de la bomba de enfriamiento del reactor. Es
muy importante el señalar que en las instalaciones nucleares, el reactor es dispositivo
sumamente delicado el cual por medio de pequeñas variación puede tener una amplia
repercusión en el sistema y en sus componentes de la planta. Al variar la frecuencia en el
sistema el reactor se disparara, y a su vez el generador de igual manera se dispara. Además
de esto, al dispararse el reactor y el generador. El reactor es apagado por la misma bomba
de enfriamiento. Pero si se presenta un decaimiento en la frecuencia del sistema, la
velocidad de la bomba, responderá de la misma manera, esto significa que el reactor se
encontrara en un potencial peligro. Esto es debido a que el reactor no se enfriara, lo cual
significa que pondría en riesgo a la planta en general. Este se podría decir que es uno de los
efectos más perjudicial al presentarse una frecuencia baja en este tipo de centrales
nucleares.
Para el caso de las Centrales nucleares basadas en reactor de agua hirviente
(BWR) se centra la atención en los componentes de motor – generador. El cual puede tener
una amplia repercusión en caso de tenerse baja frecuencia. [4]
OPERACIÓN DE
COMBUSTION.
FRECUENCIA
ANORMAL
PARA
CENTRALES
DE
Una de las más importantes consideraciones que se analizan para el caso de baja frecuencia
en centrales de combustión, se centra en el flujo de aire de la turbina. Lo que podría tener
consciencias peligrosas en lo que respecta a los alabes de la máquina, ya que al tener una
pérdida de flujo, provocaría un incremento en la temperatura, generado a si una operación
riesgosa para los alabes de la turbina, y provocando su disparo. En general las centrales de
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combustión tienen un pequeño margen mayor de tolerancia que las de vapor. Dicho margen
oscila entre los 56 y 60 hrz. Lo que podría considerarse como una ventaja para las
protecciones en este tipo de centrales.
OPERACIÓN DE FRECUENCIA ANORMAL PARA CENTRALES DE CICLO
COMBINADO.
En el caso de las centrales de ciclo combinado, no es necesario el dar una definición de este
tipo. Esto es debido a que la composición de una turbina de ciclo combinado es por medio
de una turbina de vapor y una turbina de combustión. Esto nos dice que las fallas o
deterioros presentados en cada uno de los dispositivos, serán los mismos que se
mencionaron en los apartados anteriores.
OPERACIÓN
DE
HIDROELECTRICAS.
FRECUENCIA
ANORMAL
EN
CENTRALES
Básicamente en la composición elemental de una central hidroeléctrica, no presenta un
problema significativo en cuanto a las posibles variaciones de frecuencia. Esto es debido a
que por tener una turbina hidráulica, la cual en diseño es más resistente que las de vapor y
combustión, además de que la operación de estas máquinas no es de velocidades tan altas
como las de las antes mencionadas. La acción del gobernador, es suficiente para corregir
alguna anomalía en la frecuencia. Lo que nos llevaría a la conclusión de que la posible falla
de frecuencia anormal tendría que venir de la mano con la falla del gobernador. Al
presentarse este desafortunado caso, la consecuencia sería el desboque de la turbina. La
cual alcanzaría velocidades del alrededor del 200% de su velocidad nominal. Y produciría
daño significativo, debido a que esta máquina no está diseñada para operar a esas
velocidades.
3.10 FALLA DE SOBREEXITACION Y SOBRETENCION.
Al presentarse la falla de sobreexcitación en el generador, nos lleva a la saturación del
núcleo magnético del generador. Esto se debe a que se exceden los valores de la relación
Volt/Hz. Dicha falla al presentarse en las terminales del generador o del transformador
provocan un flujo de dispersión que afecta a componentes del generador que no están
diseñados para el caso. La norma ANSI/IEEE expone una relación de valores para
generadores y transformadores los cuales pueden servir de guía para tener un rango óptimo.
A menos que el fabricante maneje valores distintos:
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Generadores 1.05 p.u. (En base del generador)
Transformadores 1.05 p.u. (En base del secundario del transformador) a carga
nominal, f.p. de 0.8 ó mayor: 1.1 p.u. (En base del transformador) sin carga.
Por lo que respecta a las fallas por sobretensión. Son aquellas las cuales ocurren
debidas a que el nivel de esfuerzo del campo eléctrico excede la capacidad de aislamiento
del devanado del estator del generador.
Para ver mejor estos conceptos se presentan las siguientes figuras:
figura 3.17 Representación del flujo magnético de dispersión presentado en una falla por
sobreexcitación. [4]
Como se aprecia en la figura anterior, los flujos de dispersión más peligrosos se
encuentran en los extremos de la máquina, es de suma importancia controlarlos debido a
que estos generan corrientes de Eddy. Es decir se produce un calentamiento excesivo en los
componentes de ensamble del núcleo y en las laminaciones del extremo del mismo. [4]
Para apreciar mejor los componentes antes descritos se presenta la siguiente figura
ilustrativa:
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figura 3.18 Construcción típica de un núcleo del estator del generador. [4]
Como segundo punto de falla que se genera en este tipo de sobreexcitación, se tiene
además que se pueden generar tensiones interlaminales, las cuales pueden degradar aun
más los aislamientos del hierro. Estas acciones en conjunto pueden llegar a tener una
repercusión sumamente grande en el desempeño. Ya que pueden llegar a deteriorar por
completo los aislamientos y provocar que sea inservible el núcleo. Lo que generaría un
gasto sumamente significativo. En la figura siguiente se muestran las direcciones que
toman dichas tensiones expuestas anteriormente:
figura 3.19 Flujo de dispersión y corrientes inducidas en los extremos del núcleo. [4]
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3.11 FALLA POR PERDIDA DE SEÑAL EN TRANSFORMADOR DE POTENCIA.
Antes de comenzar en este tipo de fallas, se debe de tener en cuenta la definición de
transformador de potencial. El transformador de potencial de antemano se debe de saber
que es un complemento de una protección, independientemente de cuál sea. Es decir, los
trasformadores de potencial o TPs como se pueden nombrar también, se presentan en un
gran número de componentes de las protecciones del sistema. Para nuestro caso de estudio
nos enfocaremos en los que respectan al generador.
En lo que respecta a las causas las cuales generan una falla en la señal de los TPs,
encierran una amplia variedad. Esto es debido a que puede ocurrir por un descuido de
mantenimiento y ya sea por alguna herramienta dejada accidentalmente en las terminales
del generador o por contactos abiertos debido a la corrosión, además de que se pueden tener
fallas en el alambrado. O por la más común que se deterioren los fusibles del mismo.
Al tener esto presente se puede suponer de antemano que las fallas y las
protecciones de este tipo son prevenidas de forma auxiliar. O dicho de otra forma este tipo
de falla se enfoca principalmente a las fallas que ocurren en las protecciones. Este tipo de
fallas al estar tan ligadas unas con otras, se entiende que se pueden generar o desencadenar
mas fallas de manera subsecuente, esto debido a que están muy ligadas unas con otras,
además de los daños que se pueden producir en el generador. Estos daños pueden ser por
ejemplo desplazamiento en los ángulos de fase del generador o sobreexcitación del mismo.
[4]
3.12 FALLA POR PERDIDA DE CAMPO.
En base a todo lo analizado en capítulos anteriores acerca de la composición fundamental
del generador síncrono. Ya es notable que al tener alguna alteración directa en alguno de
sus componentes puede llevarnos a la desafortunada aparición de fallas. Este análisis
generalmente se enfocado a los daños ocurridos en el generador y las repercusiones que
esto conlleva en el mismo. Pero para el puntual caso en que se presentara una falla debido a
la pérdida del campo, esto nos lleva a que el daño no solo tendrá lugar en el generador. Si
no que además se tendrán severas repercusiones en los componentes subsecuentes del
sistema de potencia. Es debido a esto que este tipo de fallas, son de amplia relévancia en lo
que respecta a la composición general del sistema de potencia. Esto es debido a que si se
presentara está perdida se tendría una pérdida del soporte de potencia reactiva y creando
una toma sustancial de potencia reactiva. Esto significa que el impacto de la falla no solo
tendría lugar en el generador en particular, si no que abarcaría una extensa área.
En lo que respecta a las posibles causas, visto de una forma general podemos tener en
cuenta que al referirse a una pérdida de campo nos enfocamos a la fuente de corriente
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 69
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directa, la cual nos permite dar a la creación de dicho campo. Y por consiguiente gran parte
de las anomalías presentadas en la fuente de C.D. tendrán impacto en la máquina.
Adentrándonos un poco más en lo que respecta a la falla, como se había comentado
anteriormente al presentarse esta anomalía se generara un desnivel o podría decirse un
desbalance en la potencia real contra la potencia reactiva producida por el generador. Esto
significa que al tener este caso la máquina excederá los límites establecidos de potencia
reactiva y el generador síncrono comenzaría a comportarse como un generador e inducción.
Esto lleva a que la velocidad del generador bajo condiciones de esta falla exceda la
velocidad síncrona establecida. Además al tener un decremento en la potencia reactiva
producida por el generador, y solo tener potencia real. Este al estar funcionando como
generador de inducción se autoalimenta de potencia reactiva. Lo que lleva al deterioro de
las partes que componen el sistema. Para un entendimiento más preciso se puede observa la
curva de capabilidad del generador en la figura siguiente.
figura 3.20 Curva de capabilidad del generador. [4]
Se puede apreciar en la figura mostrada que para las condiciones normales de
operación se debe de contar con un campo sobreexcitado hasta cierto punto. Los límites
manejados en la curva son tomados para aspectos térmicos del rotor y del estator. En lo que
respecta para los casos del traspaso de la línea de excitación al punto de subexcitado, la
operación es limitada, esto debido al calentamiento del hierro en los extremos del estator.
Es debido a esto que los niveles de potencia del generador no deben de sobrepasar los
límites descritos en la figura.
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En lo que respecta a los daños producidos directamente al generador para esta falla,
se pueden presentar que las temperaturas en la superficie del rotor se incrementen, esto es
debido a las corrientes de EDDY, además de causar daños en las cuñas y los anillos de
retención del rotor también debido a la temperatura. El tiempo en que la falla genera un
daño catastrófico depende de distintos factores, como la capacidad del generador, el tipo de
pérdida de excitación, las características del gobernador y la carga del generador. Otra de
las consecuencias que se generan al presentarse este tipo de fallas, es hacia las líneas de
trasmisión, las cual a tener un excedente de potencia reactiva se disparan. Esto es algo
sumamente perjudicial para la empresa suministradora debido a que genera grandes costos
de re conexión, ya que esto abarca una gran extensión de terreno. [4]
3.13 FALLA POR PERDIDA DE SINCRONISMO.
La perdida de sincronismo en un generador implica una mala o deficiente entrada de
velocidad de entrada con velocidad de salida además de las tensiones generadas en el
proceso.
Los efectos que provoca este tipo de falla son la creación e corrientes altas en los
devanados y grandes esfuerzos los cuales se concentran en la flecha del rotor, lo que puede
provocar si se presenta una considerable magnitud en la falla, una ruptura en la flecha.
Además se pueden presentar flujos anormales debido al desplazamiento de los polos que
provocaran un calentamiento excesivo y a un acortamiento en los extremos del núcleo del
estator. Las altas corrientes generadas por la falla también tendrán repercusión en los
devanados del transformador elevador de la central y conllevara a grandes esfuerzos en el
dispositivo.
3.14 FALLA POR DESBALANCE DE CORRIENTE (SECUENCIA NEGATIVA)
La definición exacta que se le da a este tipo de falla presentada en los generadores es que
debido a la creación de corriente de falla des balanceadas, estas a su vez dan lugar a las
corrientes de secuencia positiva. Estas corrientes tienen un efecto sumamente perjudicial en
la composición del generador. Debido a que al generarse las corrientes de secuencia
negativa. Su dirección es contraria a la del flujo norma de la máquina o dicho de una forma
más señalada en el rotor del generador. Además de que presenta un flujo de corrientes
apuesto al normal, presenta una frecuencia dos veces mayor a la de la frecuencia normal.
Esto lleva al calentamiento del rotor debido al efecto piel que se produce en el mismo. Que
a su vez produce esfuerzos en el rotor.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 71
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Par tener una idea más clara de la repercusión en el rotor debido al efecto piel se presenta la
siguiente figura.
figura 3.21 Rotor del generador expuesto por efecto piel. [4]
Como se observa en la figura, el efecto piel producido en el rotor del generador
tiene un efecto sumamente nocivo para la vida útil de la máquina. Esto debido a que la
corriente de secuencia negativa la cual pose una frecuencia dos veces mayor que la normal
y de sentido opuesto, fluye a lo largo del rotor perjudicando de manera significativa.
Se pueden presentar daños debido a que las ranuras son sobrecalentadas al punto
donde ellas se reconocen lo suficiente para romperse. O que el calentamiento pueda causar
que los anillos de retención se expandan y floten libres lo que provocara arqueos en los
soportes.
Las corrientes generadas en este tipo de fallas deben de exceder una cierta magnitud
ya contemplada en el generador, es decir la corriente de secuencia negativa a la que fue
diseñada la máquina. Para poder entender mejor este concepto se presenta la siguiente
figura la cual muestra los valores permisibles que se pueden tener para distintos tipos de
generadores.
tabla 3.1 Corrientes permisibles para distintos tipos de generadores. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 72
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3.15 FALLAS ENTRE FASES Y FALLAS DE FASE A TIERRA (PROTECCIÓN DE
RESPALDO DEL SISTEMA).
Para el caso de este tipo de fallas se tienen ya expuestas las definiciones para estos casos en
los apartados de fallas de corto circuito. Se debe de tener presente que para nuestro caso de
análisis. Estas fallas tendrán un tipo de protección distinto. Que a su vez de dividirá. En el
análisis de su protección se profundizara mas para el caso de estas dos tipos de fallas.
3.16 FALLA POR ENERGIZACION INADVERTIDA DEL GENERADOR.
Las fallas producidas ala energización inadvertida o accidental han tenido gran repercusión
en los generadores y en las turbinas acopladas. Además de tener en cuenta los daños
mecánicos que se pueden generar, se debe de tener presente que una falla de este tipo causa
severas afectaciones económicas en el desempeño de la empresa suministradora. Esto es
debido a que al tener deshabilitado el generador del sistema, como se había comentado ya
anteriormente, la empresa como prestadora de servicio, debe de garantizar un tiempo de
interrupción al usuario (TIU) mínimo, lo que la obliga a comprar energía para no
interrumpir el servicio. La falla mecánica ocurrida en el generador por la energización es
debido a que la máquina al estar fuer de line y ser energizada súbitamente, se comporta
como motor de inducción. Debido a que el generador no tiene la composición estructural
que debe de tener para comportarse como motor. Este puede sufrir severos daños. O
inclusive daños irreparables. En un periodo de tiempo corto.
Un suceso de esta índole puede se generado por una amplia variedad de
circunstancias. Puede ser producto de errores de operación, esto debido a que con el paso
del tiempo las centrales se han vuelto más complejas y por consiguiente la preparación de
los operadores debe de ser en extremo cuidadosa.
Otra de las causas las cuales provoca una energización repentina en el generador, es
debido a que al abrir las cuchillas de operación del sistema. Aun teniendo una distancia
considerable debido a la perdida de presión en algunos interruptores, al deshabilitar el
generador del sistema y teniendo el espaciamiento entre la cuchilla, se produce un arco.
Este fenómeno provoca que ciertas corrientes dañinas alcancen el generador. Y por
consiguiente provoquen un severo daño.
Para dividir de manera más concreta los posibles casos que se podrían tener en
que se refiere a alergizaciones. Podemos dividir en alergizaciones trifásicas
alergizaciones monofásicas. Básicamente las dos actúan de forma similar. Pero
conveniente recalcar que la alergización monofásica se produce frecuentemente cuando
tiene un arqueo en los contactos del interruptor.
lo
y
es
se
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 73
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
En lo que respecta a los daños que genera este tipo de falla en el generador. Se tiene
un gran número de componentes afectados a causa del calentamiento producido por las
corrientes. Además de los daños producto de las corrientes de secuencia cero. Este tipo de
acontecimiento pueden variar dependiendo de cuál sea el estado del generador es decir, si
esta en reposo o si continua girando. Y el tiempo al que ha estado expuesto a la
energizarían. [4]
3.17 FALLA DE INTERRUPTOR DEL GENERADOR.
Para el análisis de este tipo de falla se debe de tener presentes que estos sucesos tienen
lugar al tener un mal funcionamiento en el disparo del interruptor. Es decir por medio de
los relés del generador que al detectar falla se activan, el disparo del interruptor del
generador no responde adecuadamente. Al tener este tipo de acontecimiento se deben de
tener interruptores auxiliares los cuales se activaran seguidamente de que el primero falle.
En el apartado de protecciones de generadores se indagara más profundamente estos
aspectos. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 74
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CAPITULO 4
PROTECCIONES BASICAS PARA GENERADORES SÍNCRONOS.
En este capítulo se explicara de manera clara y de forma precisa para su entendimiento, los
dispositivos que se utilizan para la protección de la máquina e inclusive se mencionaran
algunas protecciones para otros dispositivos directamente relacionados con el generador.
Como la turbina o los transformadores elevadores.
Es necesario señalar que la gran mayoría de las protecciones que se mencionaran en
este capítulo son relevadores, es por esto que es de suma importancia el tener bien claro y
presente cual es la definición de este tipo de dispositivos.
4.1 PRINCIPIOS DE RELEVADORES.
Un relevador o relé como es conocido comúnmente es un dispositivo el cual de manera
básica se conforma de una parte eléctrica y una parte mecánica. Por medio de estos
dispositivos electromecánicos se pueden utilizar para activar o desactivar un circuito
eléctrico o un dispositivo para nuestro análisis. En la figura siguiente se puede observar de
manera detallada un relevador.
figura 4.1 Representación de las partes básicas de un relevador.[8]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 75
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Como se puede observar en la figura anterior las partes básicas que conforman a un
relevador es su núcleo el cual se encuentra dentro de una bobina. Además cuenta con una
parte mecánica, la cual se conforma por una placa de hierro dulce móvil por medio de un
pivote, el cual a su vez, está unido a tres contactos fijos, los cuales son soportados por tres
placas de metal flexible. Estos metales comparten una unión por medio de un aislante.
El funcionamiento esencial de un relevador como se había especificado
anteriormente es de activar o desactivar un cierto dispositivo. A continuación se dará una
pequeña explicación para el funcionamiento de este dispositivo.
Los relevadores pueden funcionar como sistemas de activación o desactivación
depende la configuración que se tenga. Pero como principio de funcionamientos se basa de
la misma forma. Un relevador inicia su función cuando por medio de un voltaje aplicado a
las terminales de su bobina, esta genera un campo magnético en su interior. Al presentarse
el campo magnético en el interior de la bobina y estando presente un núcleo de material
ferro magnético, la bobina imanta el núcleo y de esta manera el núcleo se comporta como
un imán. Esto provoca que la parte metálica de hierro dulce sea atraída al núcleo.
Produciendo de esta forma un movimiento mecánico el cual hace que la parte de hierro
dulce se desplace una distancia y por medio del pivote provoca un movimiento el cual
genera que se interrumpa la conexión en dos contactos de los tres que existen. Y deshabilita
o habilita el circuito. Depende sea el caso.
Es importante recordar que como medio de protección los relevadores son un
elemento muy importante para los generadores, pero hay que destacar que no son los únicos
elementos encargados de la protección, además se cuenta con interruptores los cuales de
manera un poco similar deshabilita del sistema el dispositivo donde se ubique la falla. Se
puede decir que los relevadores son una protección muy directa en el generador, es debido a
esto que es una protección muy prevaleciente en los generadores. Además de que gracias a
su relativa flexibilidad tanto en composición como en tamaño, permiten darle un uso muy
extenso.
Los relevadores deben de poseer ciertas características las cuales permitan tener un
funcionamiento óptimo y eficiente. Básicamente los relevadores deben de tener un grado
alto de sensibilidad, selectividad y velocidad.
Se le dice sensible debido a que debe de tener un grado de exactitud al presentarse
las condiciones de falla. Al incluir selectividad en estos dispositivos se trata de dar a
entender que al tener un tipo de falla definido el relevador debe de tener la capacidad de
seleccionar la protección adecuada. Por último al referirse a velocidad se dice que el
relevador debe de responder según se tengan las condiciones tanto de la falla como del
relevador para responder al debido tiempo de tal manera que la falla se controle de manera
pertinente.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 76
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Ya entendida de una forma un poco general el funcionamiento básico de los
relevadores se puede entrar en materia de utilización y respuesta de los antes mencionados.
Se debe de tener en cuenta que en un sistema de protección, los errores o fallas que se
puedan presentar, son inevitables. Ningún sistema de potencia es perfecto. Por más
protegido que se crea tener el sistema, jamás se podrá tener la certeza de que este no fallara.
Es por esto que el factor humano siempre va a ser de suma importancia en los sistemas de
potencia. Esto es mencionado debido a que en un sistema de protección por medio de
relevadores se debe de contar con dos grupos de protecciones, dichas protecciones son:
-PROTECCIÓN PRIMARIA
-PROTECCIÓN DE RESPALDO.
La protección primaria como su nombre lo dice es aquella la cual cuenta el
generador como medio primario de protección. Este tipo de protección debe de tener las
características necesarias para operar eficientemente bajo las condiciones de falla. Por
desgracias las eventualidades que se pueden presentar en una falla a veces no pueden ser
previstas con exactitud. Y la protección primaria no nos brinda en ocasiones la ayuda
necesaria. Uno de los casos más comunes son las fallas de corto circuito, presentadas en los
sistemas de potencia. Al tener una falla de este tipo y no tener una respuesta eficiente por
parte de la protección primaria, entraría en operación la protección de respaldo. Cabe
señalar que la protección primaria y la protección de respaldo al proteger un mismo
elemento o parte de un elemento no significa que operen bajo las mismas condiciones. La
protección primaria opera bajo unas condiciones y la protección de respaldo opera bajo
otras pero ambas están encaminas a la protección de la misma parte. De este modo se puede
tener una forma aun más segura para la eficiencia de la protección.
Además de los relevadores e interruptores que se ocupan en estas protecciones. Es
importante señalar que a lo largo de este capítulo mencionaremos otros dispositivos los
cuales están íntimamente relacionados con los relevadores. Estos dispositivos son los
TRANFORMADORES DE POTENCIAL (TP) Y LOS TRANFORMADORES DE
CORRIENTE (TC). Dichos dispositivos como su nombre lo dice son dispositivos los
cuales son capases de transformar una cierta magnitud de potencial o de corriente a otra. En
nuestro estudio y desarrollo de las protecciones con relevadores, se utilizaran para ambos
casos transformadores reductores. Eso es debido a que para nuestro caso particular de
protecciones, las tensiones y corrientes necesarias para la activación de los relevadores son
muy pequeñas y esto nos permite tener además de una forma muy económica de uso, una
relación muy directa entre el dispositivo de protección y la máquina eléctrica a proteger. Es
decir entre el relevador y el generador síncrono.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 77
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Para tener una idea clara de cuál es la composición interna de estos dos dispositivos
se muestran la siguiente figura.
figura 4.2 Representación de un transformador tc o tp.[8]
De este modo se puede comprender como es el funcionamiento de los relevadores y
cuáles son sus componentes, ahora podremos entrar en materia y enfocarnos en las
protecciones para las distintas fallas presentadas en generadores síncronos. [4]
4.2 PROTECCIÓN
GENERADOR.
PARA
FALLAS
DE
FASES
DEL
ESTATOR
DEL
Este tipo de falla puede ser prevenida mediante relés diferenciales. Estos a su vez se pueden
dividir en:
-DIFERENCIAL DE PORCENTAJE.
-DIFERENCIAL DE ALTA IMPEDANCIA.
-DIFERENCIAL AUTOBALANCEADO.
Los relés diferenciales de porcentaje variable son usados generalmente en
generadores grandes. Su pendiente puede variar de 5 a 50% pero para relés de porcentaje
fijo puede ser ubicado entre el 10 o 25% de la curva. La figura siguiente muestra de manera
grafica lo antes expuesto.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 78
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figura 4.3 Representación grafica de la curva de operación de los relés diferenciales de
porcentaje. [4]
Es importante el señalar que los transformadores de corriente TC los cuales son
fuentes de activación de los relés, deben de poseer las mismas características, pero al tener
presente que tienen diferenciales de porcentajes, para los TC puede no se conveniente al
presentarse corrientes altas. A continuación se muestra la representación del circuito del
generador al poseer un relé diferencial de porcentaje.
figura 4.4 conexión de un relé diferencial de porcentaje a un generador conexión estrellaseis boquillas [4]
Por lo que respecta a los relés diferenciales de alta impedancia. Estos deben de
operar con TCs de iguales características, dichos TCs deben de estar operando con
devanados secundarios de distribuidos totalmente con reactancia de dispersión
despreciable. Básicamente el relé funciona como un relé te tensión alimentado por los TCs
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 79
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
que tratan de forzar la corriente otra vez de la bobina de operación durante una falla interna.
Su optima operación es solo se da si la entrada de los TCs es total y la saturación del relé lo
es también. En la figura siguiente se muestra la conexión para este relé.
figura 4.5 Conexión de un relé diferencial de alta impedancia. [4]
Para el caso de relés diferenciales auto balanceado, estos dispositivos de protección
son encaminados para generadores pequeños. Y nos permite detectar fallas tanto de fase o
de tierra en el estator. Esta protección usa un solo TC conectado a cada fase de los
conductores de ambos extremos del generador. Esto significa que la relación que exista
entre la salida y la entrada al tener valores de cero significa que opera en condiciones
normales, y al tener variaciones entre la entrada y la salida, tendremos la activación del
relevador. De esta manera por medio de un relé de sobre corriente instantáneo nos permite
tener una protección lo suficientemente precisa. Para el entendimiento de la conexión de
este tipo de relevadores se presenta la siguiente figura.
figura 4.6 Conexión de un relevador autobalanceado. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 80
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Se debe de tener presente que al tenerse un tamaño de ventana en los TC tan
limitado se debe de tener un conductor muy pequeño también y esto nos lleva a la
conclusión de que el dispositivo a proteger debe de ser pequeño. Es por esto que el burden
de los TC debe de estar a los valores más bajos posible para que de esta manera pueda
operar de manera eficiente ara nuestro uso. [4]
PROTECCIÓN DE FALLA ENTRE ESPIRAS
Las definiciones de las protecciones diferenciales antes dadas fueron encaminadas para
generadores con devanados de una sola vuelta. Pero para el caso de generadores con
devanados multivueltas se utiliza una protección distinta. Es decir un relé de fase partida.
Es decir la fase de cada circuito es partida en dos y en estas particiones se añaden los
relevadores para tener las dos partes de la fase en comparación. Si se llegara a tener una
variación entre estas dos particiones de fase. Se tendría un desbalance en los devanados, lo
que nos lleva a la falla. La Figura siguiente muestra de manera más clara lo antes
mencionado.
figura 4.7 Esquema de relevador de fase partida. [4]
PROTECCIÓN DE RESPALDO.
Para el caso de este tipo de fallas, las protecciones utilizadas son:
-RELÉ DIFERENCIAL TOTAL.
-RELÉ DE IMPEDANCIA.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 81
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Para el caso de los relés diferenciales totales. La conexión que es más recomendada
es en la que las diferenciales incluyan al transformador auxiliar del generador y la terminal
del generador. De este modo se engloba de una manera más clara y segura para el
relevador, la protección necesaria, además de que se añade un relevador en ambos lados del
transformador auxiliar del generador. Es decir del lado primario como del lado segundario.
La figura siguiente muestra lo antes mencionado.
figura 4.8 Esquema de conexión para un relevador diferencial total. [4]
Para el relevador de impedancia es conectado en el lado de alta tensión tanto del
lado de generación como de transformación. Puede ser conectado sin retardo de tiempo o si
se tuviera, entonces se deben de contemplar oscilaciones en el sistema, perdida de
excitación o energización inadvertida. [4]
4.3 PROTECCIÓN DE TIERRA EN EL CAMPO.
Entre los métodos que se utilizan para detectar y proteger al generador ante este tipo de
fallas se utiliza un relevador de sobretensión conectado en serie con una fuente de CD,
conectados a la parte negativa del campo y a tierra. Como se muestra en la figura siguiente.
Mediante la utilización de escobillas para aterrizar el rotor, debido a que el aceite en los
cojinetes provoca una resistencia que impediría que el relevador opere. Con añadir un
retardo de tiempo en el relevador de 1 a 3 seg. Es suficiente para lograr que esta protección
opere de forma correcta.
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
figura 4.9 Protección por medio de un relevador en serie con una fuente de cd. [4]
Otro de los métodos utilizados para la protección del generador para la falla de
tierra en el campo es mediante la implementación de un relevador de sobretensión y un
divisor de tensión relevador conectado por un lado a la excitatriz del generador y otra a
tierra. Debido a que existe un punto ciego a tener esta conexión en la que el relé no operara.
Es necesario incluir en la configuración un resistor no variable llamado varistor el cual
ubica el punto ciego antes mencionado como punto medio y de esta manera se corrige este
posible error. Esto se puede apreciar en la figura siguiente.
figura 4.10 Protección por medio de un relé de sobretensión y un divisor de tensión. [4]
Otra de las maneras de tener una protección para el generador es mediante un par de
escobillas pilos, añadidas a la parte móvil del generador. Estas a su vez conectadas al
campo del generador. Esta configuración se puede apreciar en la figura siguiente.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 83
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
figura 4.11 Protección por medio de escobillas piloto. [4]
Al tener el arreglo antes expuesto se puede llegar a la conclusión que un dispositivo
que contenga escobillas, conllevara a una durabilidad limitada. Es por esto que este método
no es muy usado, y de ser usado solo es mediante el chequeo gradual del campo del
generador. Ya sea por el control del relé. O por el operador. Es importante señalar también
que este sistema solo puede ser implementado si se cuanta con una fuente de excitación por
medio de escobillas.
Al no tener una fuente de excitación con escobillas, si no que la excitatriz esta unida
al rotor, el generador puede ser protegido por medio de un trasmisor de relevador el cual se
energiza por medio de la conexión a la fuente de excitación. Para que el relevador obtenga
la señal de censar por medio del transmisor se conecta una terminal al bus negativo del
rectificador de campo y la otra terminal que la terminal de tierra a la flecha del rotor. Este
dispositivo ayudado por un sistema de Leeds y alarmas. Puede orientar al operador para
saber si se tienen condiciones de falla cuando se apagan los Leeds. O condiciones normales
Leeds encendidos. Y por consiguiente se realice la maniobra adecuada. [4]
PROTECCIÓN DE RESPALDO.
Para el caso de la protección de respaldo para estos dispositivos primarios, se incluyen
detectores de vibraciones los cuales puedan disparar los interruptores principales y de
campo. Esto solo si se presentan oscilaciones mayores alas transitorias de corto circuito.
Otro dispositivo de respaldo es un sistema de verificación de asentamiento de escobillas,
esta protección de respaldo, puede decirse que es una protección o sistema de alarma para
la protección primaria de escobillas, ya que detecta si esta protección no está funcionando
adecuadamente.
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
4.4 PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA EN EL DEVANADO DEL ESTATOR.
Como se había comentado anteriormente en el apartado de fallas. Para este tipo de fallas, es
necesario realizar ciertas pruebas para aterrizar el núcleo del estator a tierra. Es importante
el señalar que al realizarse este tipo de pruebas puede surgir la eventualidad de que se
produzca una falla. Es debido a esto que al realizarse las pruebas deben de estar operando
las protecciones pertinente.
Recordando los dos tipos de pruebas que se realizan a los generadores. Tenemos
que son:
-PUESTA A TIERRA DEL ESTATOR DE BAJA IMPEDANCIA.
-PUESTA A TIERRA DEL ESTATOR DE ALTA IMPEDANCIA.
Puesta a tierra del estator de baja impedancia.
Para el caso de las protecciones utilizadas en las pruebas de baja impedancia. Se utilizaran
relés diferenciales de fase, pero debido a que estos tipos de relevadores tienen una cierta
limitante en lo que respecta a corrientes de falla de tierra. Se complementa esta protección
con la adición de un relevador de sobre corriente direccional tipo producto (87N). Esto se
puede apreciar en la figura siguiente.
figura 4.12 Circuito de conexión de relevadores de fase y sobre corriente (87n) para
pruebas de baja impedancia. [4]
Mediante la implementación de estos dos relevadores se puede obtener una
protección muy sensible y precisa por si se presentaran fallas externas o fallas de tierra
internas.
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Puesta a tierra del estator de alta impedancia.
En las pruebas de alta impedancia su protección se llevara a cabo mediante la
implementación de un relevador de sobretensión con retardo de tiempo (59GN) conectado a
través del resistor que esta puesto a tierra, como se muestra en la figura. Esta protección
está encaminada para censar cuando se presenten condiciones de tercera armónica u otras
tensiones armónicas que podrían presentarse en el neutro del estator del generador. Los
ajustes y modificaciones del relevador dependerán del trasformador y sus relaciones, de
este modo se podrán obtener una confiabilidad para fallas de 2-5% al neutro del estator. Sus
ajustes auxiliares como retardo dependerán de la coordinación que se tengan con otras
unidades de protección.se deben de tener muy en cuenta las siguientes áreas:
figura 4.13 Composición de los relés para una prueba de puesta a tierra de alta
impedancia. [4]
-
-
Al presentar TPs estrella a tierra-estrella a tierra conectada a terminales del
generador se debe de tener la coordinación con los fusibles del secundario de los
TPs
Se debe de tener una coordinación de los relés del generador con los relés de
protección del sistema para fallas de fase a tierra. Esto debido a que este tipo de
falla podrían causar una falla en el generador. Debido al acoplamiento capacitivo
que existe en los devanados del transformador de la unidad. Una medida de respaldo
para esta protección puede ser la implementación de un relevador de sobre corriente
de tiempo. Su transformador de corriente de abastecimiento para el relevador de
sobre corriente puede ser conectado en el primario del neutro o en el secundario del
transformador de distribución. [4]
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Protección para falla a tierra 100% del devanado del estator.
Para la detección de este tipo de falla se había comentado anteriormente que las
protecciones utilizadas cubrían alrededor de un 95% de falla de tierra del estator. Esta
estimación es bastante buena pero no nos brinda la entera posibilidad de confiar que el
generador se proteja eficientemente. Para poder cubrir ese 5% que resta. Se implementan
dos técnicas para proteger.
-
Técnica basada en protección de tercera armónica.
Inyección de tensión residual o de neutro.
Técnica basada en protección de tercera armónica.
La técnica de protección de tercera armónica es mediante el aprovechamiento de dichas
armónicas para el funcionamiento del relevador. Esto es aprovechado debido a que el
comportamiento de las armónicas puede presentarse en una magnitud considerable. Esto
significa que se puede utilizar como una señal para la protección. Además debe de tenerse
presente que las armónicas varían dependiendo la composición de la máquina.
Para el análisis de la técnica de protección de tercera armónica, se pueden utilizar
tres métodos o técnicas.
-
Técnica de baja tensión de tercera armónica en el neutro.
Técnica de tensión terminal residual de tercera armónica.
Técnica de comparador de tercera armónica.
Para el caso de la técnica de baja tensión de tercera armónica en el neutro. Se
sabe que la tensión en una falla cercana al neutro en tercera armónica disminuye. Esta
constante nos puede dar una referencia en la cual mediante la implementación de un
relevador de baja tensión, calibrado hacia la tensión de media de la tercera armónica, se
pude lograr la protección del 5% faltante pata tener una protección 100% confiable. Es
decir mediante las protecciones ya antes descritas y la inclusión del relevador de baja
tensión. En la figura siguiente se puede observar la composición del circuito para esta
técnica y sus respectivas protecciones
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
.
figura 4.14 Circuito representativo de la protección de falla a tierra de baja tensión de
tercera armónica. [4]
Para el caso de la Técnica de tensión terminal residual de tercera armónica es
muy similar al caso antes expuesto. Se toma de igual forma la tensión que se genera de
tercera armónica en una falla cercana al neutro, pero la variante que lo define es que para
este caso se toman las tensiones que aumentan en tercera armónica, caso contrario a la
primera técnica, en la que se tomaba de referencia la disminución. Esta referencia del
aumento de tensión en tercera armónica y sus protecciones adicionales nos permiten tener
de igual manera alcanzar el 100% de confiabilidad. La figura siguiente muestra
gráficamente la conexión y sus protecciones.
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
figura 4.15 Circuito de protección mediante tensión terminal de tercera armónica. [4]
Por lo que respecta a la Técnica de comparador de tercera armónica. Esta opción
puede tener u n grado de dificulta pero asegura la confiabilidad del 100%. La realización de
la técnica se basa en la comparación de la tensión de tercera armónica con relación a la
tensión de las terminales del generador. Esto debido a que el generador en operación
normal. Las tensiones de ambas partes son iguales y al presentarse una falla de tierra, las
tensiones son desiguales. La desventaja de esta técnica es la realización de pruebas de
campo para fijar los valores de operación para los relevadores. Esto es debido como ya se
había mencionado anteriormente, a que una tercera armónica no es igual para todos los
generadores y esto nos lleva a definir sus valores mediante las pruebas. Mediante la figura
siguiente se pueden apreciar de manera clara la conexión para esta configuración. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 89
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
figura 4.16 Circuito de conexión para un comparador de tercera armónica. [4]
Inyección de tensión residual o de neutro.
Para el caso de la inyección de tensión residual, significa que se incluirá en la configuración
del generador una unidad generadora pequeña, con la cual obtendremos una frecuencia subarmónica la cual nos permitirá tener una respuesta mejor, es decir del 100%. La desventaja
de este método esta en los costos que conllevan la utilización de la unidad generadora y
mantener una frecuencia sub-armónica confiable. Mediante la observación de la figura
siguiente se puede apreciar de manera clara lo antes explicado.
figura 4.17 Circuito de conexión para la inyección de tensión residual o de neutro. [4]
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
4.5 PROTECCIÓN CONTRA FRECUENCIA ANORMAL.
En el capitulo anterior se explico de manera detalla, la relación directa que se tiene entre el
generador y la turbina en la central generadora. Esta relación fue hecha de modo que se
entendiera cual es el origen de esta falla. Ahora entrando en materia, una protección que se
ocupa para este tipo de eventualidades es por medio de la implementación de un corte de
carga automático. La función de estos dispositivos no es la de disparar la unidad al
presentarse una variación en la frecuencia. La tarea la cual se encarga este dispositivo es la
disminuir la carga cuando esta toma valores considerables. Si se recuerda, anteriormente se
había explicado que la velocidad de generador-turbina, está relacionada con la carga la cual
es demandada. Esto significa que al variar la carga del sistema, la velocidad variara
también. Esto es normal hasta cierto punto. Ya que en un día normal de operación para un
generador las condiciones de carga no son iguales en todo momento. En ocasiones se
presentaran aumentos de carga o disminución de carga, la cual se debe de tener
contemplada. Esto con el fin de tener un rango de valores y horarios los cuales nos
permitan definir de manera clara cuales son los tiempos de mayor demanda, para que de
esta manera podamos implementar de manera eficiente el corte de carga de ser necesario.
Como se explico en el capitulo anterior. Estos cambios de la frecuencia, tienen una
variedad dependiendo no solo si es alta o es un frecuencia baja, sino también el tipo de
central que se tenga además de los tipos de turbina que se presenten en la figura siguiente
se muestra los valores para una turbina de vapor.
figura 4.18 Limites de operación para turbinas de vapor en relación a frecuencia y tiempo.
[4]
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________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Como se puede observar en la figura los límites de operación para turbinas son hasta cierto
punto extensos. El tiempo de operación de una turbina operando bajo una frecuencia
anormal puede ser controlado o soportado hasta un cierto periodo de tiempo. La
disminución o aumento de la frecuencia aísla de manera determinante el tiempo en que
puede soportar la turbina las condiciones de frecuencia anormal. Se puede identificar
además que el rango de operación en que la turbina puede permanecer es de 60.5Hz a
59.5Hz.
Teniendo en cuenta este comportamiento, las protecciones pertinentes a utilizar para
esta falla son la implementación de relevadores de retardo de tiempo y relevadores de baja
frecuencia. En la figura siguiente se muestra la configuración a utilizar para la adaptación
de estas protecciones.
figura 4.19 Diagrama de bloques de la protección para frecuencia anormal. [4]
Como se observa en la figura la protección para este tipo de eventualidades es
mediante un sistema primario de relés de baja frecuencia calibrados a frecuencias
descendentes de tal modo que al disminuir periódicamente la frecuencia, se activara una
alarma, de continuar en las condiciones de una frecuencia definida por un tiempo de 5
minutos, la turbina generador será disparado esto gracias al retardo de tiempo. De continuar
operando en condiciones de falla y disminuyendo la frecuencia, como ya se había
contemplado en la primera figura, al disminuir la frecuencia el tiempo en que la máquina
podrá soportar estas condiciones será menor. Esto significa que disminuir a una frecuencia
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 92
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
de 57Hz la turbina generador al cabo de 1 seg de retardo será disparado, es decir de forma
inmediata. [4]
4.6 PROTECCIÓN DE SOBREEXITACION Y SOBRETENSION.
Como punto de partida para la determinación de este tipo de protecciones, se debe de tener
en cuanta un factor muy importante. En el capitulo anterior se hablo de la relación que se
debe de tener en cuenta con respecto a los volts de la máquina y su frecuencia. Dicho de
otro modo la relación (V/Hz). Esta relación nos permite no solo iniciar el método de
análisis para la sobreexcitación, sino que también nos da la referencia a la cual los
relevadores a utilizar para la protección puedan ser determinados. Es importante señalar
que además del generador. En nuestro estudio de la protección adecuada. Se incluirá al
transformador elevador del sistema. Esto debido a que en el secundario del transformador
se tienen una variación con respecto a las terminales del generador. De este modo tenemos
los valores para poder realizar la comparación, es decir el poder implementar una
protección adecuada. A continuación se muestran las curvas de operación de los V/Hz tanto
para generadores como para transformadores:
figura 4.20 Curva limite típica de v/hz para generadores [4]
figura 4.21 Curva limite típica de v/hz para transformadores de potencia. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 93
________________________ PROTECCIONES EN GENERADORES SÍNCRONOS
Como se puede observar en las dos figuras mostradas anteriormente, el
comportamiento de cada una de las máquinas es muy distinto. Para la implementación de la
protección por medio de V/Hz se debe de combinar el funcionamiento de las dos máquinas
eléctricas para que de este modo se pueda tener clara cuales son los puntos donde se debe
de intervenir. La figura siguiente muestra la combinación de ambas.
figura 4.22 Combinación de curvas v/hz de generadores y transformadores. [4]
Como se puede observar en la figura antes mostrada. El cuadrante que se tiene de
operación normal entre estos dos dispositivos es limitado.
Para la protección de este tipo de fallas se pueden utilizar dos relevadores V/Hz.
-
Relevador V/Hz de tiempo definido.
Relevador V/Hz de tiempo inverso.
Estos dos tipos de relevadores poseen características de protección distintas. Lo que
nos puede decir que individualmente, poseen cierta limitación en cuanto a un intervalo de
valores definidos de protección. A continuación se muestran las curvas características de
ambos relés.
figura 4.23 Curva característica para un relé de tiempo definido. [4]
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figura 4.24 Curva característica para un relé de tiempo inverso. [4]
La solución para esta protección se realiza mediante la combinación de ambos
relevadores, de este modo se puede contar una protección más eficiente. Las protecciones
con estos relevadores pueden ser de tres tipos; de nivel simple, tiempo definido o nivel
dual. Se puede apreciar que la protección antes descrita es la protección nivel dual. La cual
es la más apropiada. A continuación se ilustra el margen de protección que se puede llegar
a obtener por medio de la protección de nivel dual.
figura 4.25 Esquema de protección de nivel dual mediante relé de tiempo definido (a) y
relé de tiempo inverso (b). [4]
El relé A esta calibrado para operar a 123% con un retardo de tiempo de 2 segundos,
y el relevador B opera bajo condición de tiempo inverso. Como se puede apreciar en la
figura con la operación de los dos relevadores tanto de tiempo definido como de tiempo
inverso se obtiene la flexibilidad que se necesita para tener una protección de
sobreexcitación de manera eficiente y confiable.
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Para el caso de la sobretensión se debe de implementar un relé de sobretensión
adecuado con una calibración que sea mayor que la tensión nominal de operación. Además
debe de responder de forma plana, esto debido a que en algunos casos las sobretensiones
son acompañadas por oscilaciones en la frecuencia. Estas consideraciones están
encaminadas a la parte de generación hidráulica, debido al aumento de velocidad que se
genera en el cierre de compuestas por falta de carga.
Para el análisis de las conexiones pertinentes para relés de V/Hz y de sobretensión
es necesario que se tenga una confiabilidad plena de respuesta. Debido a que los
relevadores son monofásicos. La solución a este contratiempo es la implementación de
relevadores necesarios puestos en las fases pertinentes, de tal forma que se pueda cubrir el
rango total de posibles detecciones de fallas. [4]
4.7 PROTECCIÓN PARA PÉRDIDA DE SEÑAL EN LOS TRANSFORMADORES
DE POTENCIAL.
Como se ha mencionado en el capitulo anterior, estas fallas pueden ocurrir debido a
descuido, o por algún aspecto de mantenimiento. Algunos esquemas de protección que al
acontecer este suceso son bloqueados como por ejemplo; 21, 32, 40 y 51V.
Un esquema de protección común para la protección de los transformadores de
potencial es mediante la implementación de relevadores de balance de potencial. Estas
protecciones nos permiten determinar si existe una variación de voltaje en alguno de los
TPs que operan para la activación de la protección primaria. La figura siguiente nos permite
visualizar de manera clara lo antes expuesto.
figura 4.26 Esquema de protección para el relevador de balance de tensión. [4]
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Como se puede apreciar en la figura anterior. Este relevador opera bajo condiciones
de análisis entre dos TPs Esto significa que de presentarse algún deterioro en alguno de los
dos TPs que operan al mismo voltaje. Se censara y detectara la falla.
Debido a que es posible que se tenga un ligero desbalance del voltaje de los dos
TPs, los relevadores de balance de tensión son calibrados con una tolerancia del 15%.
Si se presentara el fenómeno de ferro resonancia debido a TPs estrella-estrella con
sus primarios conectados a tierra y conectados a un sistema que no lo está este fenómeno se
manifiesta por medio del desbalance y sobre voltajes. La protección utilizada para el
fenómeno o en otras palabras el arreglo utilizado para este caso es mediante la
implementación de TPs con designación línea a línea, pero con una conexión línea a tierra.
Para completar la protección de este fenómeno se utiliza además la inclusión de resistencias
atreves de cada fase del devanado secundario. Pero solo es usada para protección bajo
condiciones especiales. Al estar en operación normal las resistencias deben ser retiradas.
Otro método de protección para los TPs es mediante la implementación de
resistencias limitadoras de corriente. La figura siguiente muestra un ejemplo de la
composición de este arreglo
figura 4.27 Inclusión de un resistor limitador de corriente para una relevador de balance
de tensión. [4]
A primera vista se podría suponer que este arreglo es lo suficientemente confiable
para la protección, pero debido a que solo se cuenta con una resistencia limitadora de
corriente, la posibilidad de que el resistor falle y afecte a ambos TPs es muy alta. Lo que
conllevaría a que el relevador no opere.
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La solución adecuada para este arreglo es mediante la implementación de dos
resistores para cada TPs De este modo se tiene la confiabilidad de que cada TPs estará
protegido individualmente y la operación del relevador será correcta. La figura siguiente
muestra el arreglo antes mencionado. [4]
figura 4.28 Arreglo de resistores limitadores de corriente individuales para TPs [4]
4.8 PROTECCIÓN DE PÉRDIDA DE CAMPO.
El dispositivo de protección utilizado para este tipo de fallas es mediante los relevadores de
monitoreo a distancia. Para la implementación de estas protecciones se debe de analizar el
comportamiento del generador bajo condiciones de pérdida de campo, esto debido a que
como se menciono anteriormente. El generador puede afectar de manera relévante las
condiciones del sistema. A continuación se muestra una grafica donde se determina el
comportamiento del generador al presentarse condiciones de falla.
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figura 4.29 Curva de comportamiento de un generador por falla de pérdida de campo. [4]
Se puede observar que al presentarse las condiciones de falla, la repercusión
abarcara parte del sistema de potencia. Los relevadores que son aceptados para la
protección de este tipo de fallas pueden ser por medio de la detección de pérdidas de
corriente de campo, la medición de corriente reactiva hacia el generador. Pero la protección
que tiene más aceptación en este tipo de fallas es por medio de un relevador tipo mho-offset
de una zona. En la figura siguiente se muestra el cuadrante por el cual opera dicho
relevador.
figura 4.30 Grafica de operación de un relevador mho-offset de una zona. [4]
Como se observa en la figura. El cuadrante de operación de este relevador tiene una
amplia área de operación. A pesar de que podría suponerse que este relevador nos brinda la
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protección adecuada, hay que tener presente que al tener posibles oscilaciones repentinas en
el sistema, podría causar una operación errónea del relevador. Para poder solucionar este
contratiempo, se añade a esta protección un relevador mho adicional con condiciones de
operaciones distintas, de modo que por medio de la operación de ambos relevadores, brinde
un desempeño aceptable. La figura siguiente muestra la implementación de este arreglo.
figura 4.31 Comportamiento de relevador tipo mho-offset de dos zonas. [4]
Al operar este relevador en valores distintos de la reactancia transitoria del
generador. Se obtiene un desempeño más exacto en la detección de la falla por perdida de
campo.
Un esquema aun más completo, el cual es utilizado en la industria para la protección
de pérdida de campo es por medio de la combinación de una unidad de impedancia, una
unidad direccional y una unidad de baja tensión, conectadas a las terminales del generador.
Además de poderse implementar dos relevadores mho. La operación fundamental de este
arreglo es la de tener un sistema de advertencia al suscitarse ciertas anomalías en el sistema
por medio de las unidades de impedancia, unidireccional y de baja tensión. Y por medio de
los relevadores mho deshabilitar la unidad del sistema. La figura siguiente muestra la
configuración para este arreglo. [4]
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figura 4.32 Esquema de protección para falla de pérdida de campo. [4]
4.9 PROTECCIÓN PARA PÉRDIDA DE SINCROISMO.
Como se menciono anteriormente, los sistemas de potencia a lo largo de los años han tenido
una innumerable serie de cambios. Estos cambios como tal, han dado lugar a una mejora
significativa en los sistemas de potencia. Tal es el caso de unidades generadoras de
mayores capacidades, y por consiguiente el nacimiento de líneas de transmisión de alta y
extra alta tensión. A pesar de que estas mejoras han tenido un impacto positivo en los
sistemas. Se debe de tener presente que al llegar estas mejoras han surgido ciertos factores
que para el método de análisis de protecciones, se ha vuelto más complejo la
implementación de esquemas de relevadores para su protección. Uno de los factores más
característicos de este tipo de fallas es debido a que al tener en la actualidad unidades
generadoras más de mayor generación, las impedancias de las unidades tanto generadoras
como de transformación han aumentado. Además de que las protecciones convencionales,
no tienen la suficiente capacidad para realizar sus funciones mediante una falla de pérdida
de sincronismo.
Las oscilaciones que pueden llegar a presentarse en este tipo de fallas en las
impedancias. Pueden tener una amplia repercusión. Es debido a esto que para l protección
de los generadores se encaminara mediante la implementación de un relevador tipo mho.
Este esquema de protección se puede presentar mediante la implementación de dos
relevadores tipo mho de pérdida de campo. Este esquema permite tener una protección de
una forma simple además de tener una protección de respaldo en el transformador y parte
del generador. Una característica relévante además es que mediante este esquema se puede
obtener una respuesta anticipada de falla y por consiguiente de disparo. Esto antes de llegar
al ángulo de falla de 180° es decir el Angulo donde se presentan las mayores corrientes y
esfuerzos. Pero se tienen las desventajas de que al no ser supervisados adecuadamente, y al
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tener un círculo característico pequeño, puede suscitarse disparos debido a ángulos grandes
cercanos a los 180°. La figura siguiente muestra los círculos característicos de
funcionamiento de estos dos relevadores.
figura 4.33 Círculos característicos del comportamiento de un relé de pérdida de
campo. [4]
Otra forma la cual se puede aplicar para la protección por perdida de sincronismo,
es mediante la implementación de un relé tipo mho conectado a las terminales de alta
tensión del transformador elevador del generador. Mediante el ajuste del ángulo de
oscilación a 112°, se puede obtener una respuesta más precisa al suscitarse condiciones de
falla. Si se programan círculos de funcionamiento más pequeños, se puede obtener una
mayor seguridad, para los casos en que se presentaran oscilaciones momentáneas, las cuales
no sean un caso de falla. Además de este arreglo, es común el supervisar el relé por medio
de la implementación de un detector de Sobrecorrientes de alta rapidez en serie con la
trayectoria de disparo del relevador. La figura siguiente muestra el círculo de
comportamiento para un relé tipo mho.
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figura 4.34 Circulo de funcionamiento de un relevador tipo mho. conectado alas
terminales de alta tensión del transformador elevador [4]
Este tipo de protección se puede utilizar pero debido a que aún existen puntos
ciegos de operación en el relevador, se pueden añadir ciertos aditamentos los cuales nos
pueden dar una mejora en la respuesta del relevador.
Una forma de perfeccionar la respuesta del relevador es mediante la implementación
de viseras (blinder). Este dispositivo consiste en dos impedancias de polaridad opuesta y un
relé supervisor. Mediante la implementación de viseras se puede aislar de manera
significativa el margen de error en que podría operar el relé. Su método de coordinación
debe de ser operado de tal forma que no coincida con la operación del relé mho. Mediante
la supervisión del relevador mho, se restringe en área de operación e las oscilaciones que
podrían acontecer en el generador o cercanas a él. En la figura a continuación se muestra el
esquema estructura de las viseras con su relé de supervisión.
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figura 4.35 Esquema de viseras y relé de supervisión. [4]
Teniendo en cuanta esta posibilidad de arreglo para la protección, se puede realizar
adaptaciones un poco más complejas, pero que parten del mismo principio de relévar tipo
mho o con viseras. Estos arreglos son llamados esquemas de doble lente y doble visera. [4]
ESQUEMAS DE DOBLE LENTE Y DOBLE VISERA.
Su principio de operación básicamente es tener una margen de error restringido ya sea por
la implementación de dos círculos de operación en el relevador tipo mho. O mediante la
inclusión de un par de viseras extras. De este modo se obtendrá una protección
íntegramente confiable.
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figura 4.36 Esquema de doble lente. [4]
Como se puede apreciar en la figura anterior, mediante la implementación de dos
círculos para el relevador tipo mho, se puede obtener una respuesta clara y precisa de las
condiciones de falla.
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figura 4.37 Esquema de doble visera. [4]
Mediante la adaptación de estos arreglos se tiene la certeza de que al suscitarse
posibles condiciones de falla en el sistema, mediante los arreglos en los tiempos ya sea por
el esquema de doble lente o doble visera., las protecciones censaran si y solo si se tienen
condiciones de falla. [4]
4.10 PROTECCIÓN
NEGATIVA)
DE
DESBALANCE
DE
CORRIENTE
(SECUENCIA
La protección utilizada en este tipo de falla es mediante la utilización de un relevador de
sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa. Este relé alimentado por las componentes
de fase residual permite tener la protección adecuada en las fases del generado. A
continuación se muestra la forma convencional de conexión para este tipo de protección.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 106
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figura 4.38 Conexión de relé de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa. [4]
Este relevador debe de poseer las características adecuadas para el funcionamiento
óptimo. Esto se menciona debido a que las unidades generadoras características de corto
circuito son distintas, dependiendo el tipo de capacidad que posea la unidad. A
continuación se muestra la tabla de las constantes permisible que poseen los generadores
según sus características.
tabla 4.1 Constante permisibles para tipos de generadores. [4]
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figura 4.40 Capacidad de corriente de desbalance de corto tiempo de generadores. [4]
Los dispositivos de protección que se utilizan de este tipo, son relevadores
electromagnéticos con característica de tiempo inverso y un relé estático, el cual es capaz
de igualar la curva de capabilidad del generador bajo condiciones de secuencia negativa.
El Relevadores electromagnéticos con característica de tiempo inverso puede
ser ajustado a 60% de la corriente nominal para la activación del pickup, es usado para
constantes K de generadores menores de 30. A continuación se muestra la curva de
funcionamiento bajo tiempos de este tipo de relevadores.
figura 4.41 Grafica de tiempo de funcionamiento del relevador electromagnético. [4]
El relevador de tipo estático puede ser implementado para generadores que operan
con valores de constante K menores a 10, además brinda una protección por desbalance
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total ya que su pickup puede ser ajustado a la capacidad de secuencia negativa continua del
generador operando a plena carga. Y puede ser ajustado un sistema de alarmas para detectar
corriente de secuencia negativa por debajo del 3% de la capacidad de la máquina. [4]
figura 4.42 Curvas de funcionamiento del relevador de tipo estático. [4]
4.11 PROTECCIÓN DE RESPALDO DEL SISTEMA.
Esta sección a analizar se enfoca íntegramente en la utilización de las protecciones para la
seguridad. Como se ha mencionado anteriormente las protecciones primarias es el muro el
cual nos permite proteger tanto a la unidad generadora como a los componentes que se
derivan de ella. La división de las fallas comúnmente usado para la protección de respaldo
es como se menciono en el capitulo anterior las fallas de fase a fase y fallas de línea a tierra.
A continuación se muestran un par de esquemas par la implementación de las protecciones
de respaldo para el sistema de potencia.
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figura 4.43 Aplicación de relés de respaldo de sistema-arreglo unitario generadortransformador. [4]
figura 4.44 Aplicación de relés de respaldo de sistema-generador conectado directamente
al sistema. [4]
Las figuras antes mostradas muestran las protecciones a utilizar para fallas de fase a
fase con relevadores (21, 51 ó 51V) y fallas de línea a tierra (51N). Además del relevador
de secuencia negativa 46 proporciona protección para fallas de línea a tierra y desbalance
de fases, pero tiene la limitación de no brindar protección en fallas trifásicas. Se puede
observar que los transformadores de corriente están conectados al lado neutro del
generador, como protección adicional para el respaldo. Los transformadores de potencial
son conectados al lado bus del generador. Estos relevadores deben de contar con un cierto
retardo de tiempo, esto con el fin de obtener una coordinación entre la protección primaria
y la protección de respaldo.
La protección encaminada al respaldo de fase se ejecuta mediante la
implementación de dos relevadores; uno de sobrecorriente y otro de distancia. Los
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relevadores 51V y 21 para respaldo de fase deben de contar con un relevador de balance de
tensión por posibles disparos en falso. [4]
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE FASE.
El ajuste de la condiciones de operación para el relevador de sobrecorriente 51 deben de ser
precisas, esto debido a que se debe de calibrar arriba de la corriente nominal. Para su
activación con un tiempo de retardo lo suficientemente aceptable para evitar disparos
repentinos debido a oscilaciones del generador. Además debe de ser ajustado lo
suficientemente bajo, de tal modo que pueda detectar fallas remotas en el sistema. Esto
dicho de una forma más práctica. Se establece que para calibración del relevador debe de
ser de 1.5 2.0 veces la corriente nominal máxima del generador para prevenir disparos en
falso. Al presentarse estas condiciones de activación se excede de 0.5 segundos de retardo.
Por consiguiente su utilización llega a ser limitada.
Para el caso de los relevadores de sobrecorriente controlados o restringidos por
tensión. Son utilizados con más aceptación para detección de fallas en el sistema, esto es
debido a que permiten una calibración inferior a la corriente de carga del generador. Cabe
señalar que estos relevadores al trabar en sistemas los cuales poseen un poco carga. Es decir
un sistema débil. Las caídas de tensión no podrán ser lo suficientemente variables para
producir la activación. Lo que significa que no nos brindara una absoluta confianza en
ciertos casos. Una forma de velo de una manera más clara es mediante el análisis de la
figura siguiente.
figura 4.45 Característica del relevador de sobrecorriente con restricción de tensión. [4]
Como se puede observar en la figura antes expuesta el comportamiento de este
relevador es de manera lineal iniciando desde 0 a 25% sin cambios en sus condiciones,
mientras que al seguir aumentado de 25 al 100%, su comportamiento es líneas pero de
forma ascendente.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 111
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RELEVADOR DE DISTANCIA DE FASE.
El relevador de distancia de fase particularmente el de tipo monozonico de distancia con
característica mho. Es el más usado en la industria. La calibración de este tipo de
relevadores está restringida por los efectos infeed. Esto significa que las condiciones de
operación del relevador deben de estar por encima de la impedancia de línea. Pero a su vez
debe de estar por encima de la capacidad de la máquina para prevenir oscilaciones
inadvertidas. En conclusión su coordinación de este tipo de relevadores debe de ser hecha
con un alto grado de eficiencia. Ya que pueden presentarse numerosas posibilidades de
condiciones de disparo en falso.
RELEVADOR DE RESPALDO DE TIERRA.
Para la implementación de esta protección encaminada a la tierra del generador, se
implementa un relevador de sobrecorriente de tiempo con una característica de tiempo
inverso o muy inverso. Para la coordinación de este relevador se debe de tener en cuenta
que la operación está encaminada a todas las líneas salientes de la subestación. Su
coordinación de pickup debe de ser mayor de 15 a 25% de la tierra mayor. De tenerse
además presentes, protecciones de distancia en líneas. El ajuste del respaldo debe de ser
mayor la resistencia de falla de los relés de línea.
RELEVADOR DE SECUENCIA NEGATIVA.
Este dispositivo en particular y por medio de investigaciones se ha podido llegar a la
conclusión de que los relevadores de secuencia negativa, tienen un limitado uso en
protección para el sistema. Esto significa que su protección es meramente encaminada al
generador. Además por medio del ajuste del relevador, permitirá proteger al generador en
condiciones de conductor abierto. Esto es una gran ventaja debido a que esta acción no se
logra con ninguna otra protección.
Se debe de tener presente que la implementación de los distintos tipos de
protecciones que se explicaron anteriormente deben de contar con una coordinación lo
suficicientemente eficiente de tal manera que se tenga la certeza de que no se presentaran
disparos inadvertidos. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 112
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4.12 PROTECCIÓN POR ENERGIZACION INADVERTIDA DEL GENERADOR.
Las protecciones convencionales para detectar la energizacion del generador pueden ser:
-
PROTECCIÓN DE PERDIDA DE CAMPO.
RELÉ DE PROTECCIÓN INVERSA.
RELÉ DE SECUENCIA NEGATIVA.
FALLA DE INTERRUPTOR.
RELÉ DE RESPALDO DEL SISTEMA.
Al tener en cuenta que estas protecciones deben de funcionar de manera contraria a
como funcionarían las protecciones comunes. Es decir al tener a la unidad fuera de línea,
las protecciones de energización deben de estar en operación. Esto nos lleva a la conclusión
de que en su gran mayoría las protecciones antes mencionadas podrían no tener la
confiabilidad de operar bajo condiciones en las que la unidad se encuentre fuera de línea.
Es debido a esto que se deben de configurar esquemas de protección con el afán de cubrir
esta necesidad, teniendo en cuanta las condiciones de operación de fuera de línea de la
máquina. La principal función de estos esquemas y de la protección en si es de disparar los
interruptores de campo y de alta tensión, disparar los interruptores auxiliares e iniciar el
respaldo por falla del interruptor. Todo esto en función de que la máquina se encuentre
fuera de servicio.
RELÉS DE SOBRECORRIENTE SUPERVISADO POR FRECUENCIA.
Como su nombre lo describe, esta configuración consta de un relevador de frecuencia (80)
el cual supervisa la salida de disparo de los relevadores de sobrecorriente instantáneos
ajustados sensiblemente (50). Esta configuración permite que automáticamente al estar
fuera de línea la unidad los relevadores antes mencionados sean armados. Dicha
configuración es además respaldada por la ayuda de un relevador de balance de tensión (60)
el cual previene operaciones incorrectas debido a perdidas de potencia. En la figura
siguiente se presenta su esquema.
figura 4.46 Esquema de protección supervisado por frecuencia. [4]
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Se debe de tener en cuenta que los relevadores de sobrecorriente deben de estar
ajustados a 50% o menos de la corriente de energizacion. Además de que el relevador de
frecuencia debe de tener un punto de ajuste sumamente bajo.
RELÉS DE SOBRECORRIENTE SUPERVISADO POR TENSION.
Esta configuración debe de operar bajo las mismas condiciones en las que opera el
relevador de sobrecorriente que se expuso anteriormente. Es decir debe de tener una
corriente no mayor al 50% de la corriente que se presenta durante la energización. Los
relevadores a utilizar serán de tensión. Estos relevadores son calibrados aproximadamente a
85% de la tensión nominal. La figura a continuación muestra el esquema representativo.
figura 4.47 Esquema de protección supervisado por tensión. [4]
Su conexión en la unidad puede ser de distintas formas, puede ser adaptado al lado
de alta tensión usando TCs y CD. O puede ser instalado en la planta de tal modo que al
estar fuera de línea la unidad este no sufra ningún cambio y pueda operar. Esto mediante la
conexión de los relevadores al transformador auxiliar.
RELÉS DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL.
Este método emplea tres relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso direccionales. Las
señales que son necesarias, son obtenidas por medio de las terminales el generador. Pueden
implementarse por dos métodos. El primero conlleva a la modificación del ángulo de
operación del relevador a 30°. Este arreglo se puede obtener por medio de la
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 114
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implementación de TCs conectados en delta o de forma auxiliar. También puede ser
mediante TPs conectados de línea a tierra. Este criterio debe de ser analizado a conciencia
debido a que se puede modificar la sensibilidad de la protección, o en su defecto al maltrato
de la misma debido a calentamiento por Sobrecorrientes. El segundo método es mediante
un relevador con máxima sensibilidad. Debido a que este esquema es dependiente del
potencial, en caso de que al deshabilitar la máquina se necesitara remover los fusibles de
los TPs este método no podría ser empleado. Se muestra a continuación la configuración
del diagrama para este esquema de protección.
figura 4.48 Esquema de protección por medio de relés de sobrecorriente direccional. [4]
RELÉS DE IMPEDANCIA.
Para la utilización de estos relevadores, se utiliza mediante el criterio de la suma de las
impedancias de secuencia negativa del generador y del transformador elevador. Estos
relevadores son polarizados de tal forma que se pueda “ver hacia la máquina”. Además de
los relevadores de impedancia, se añaden como método de supervisión para los mismo, la
puesta en operación de relevadores de Sobrecorrientes instantáneos, esto con el fin de evitar
operación incorrecta del relevador principal. En su operación como protección para la
máquina fuera de línea, se puede implementar como un esquema de para disparar con alta
rapidez. Para el caso de unidades en línea, se implementa un retardo de tiempo para evitar
disparos en falso. Este arreglo se puede visualizar de manera clara en la siguiente figura.
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figura 4.49 Esquema de protección mediante relevadores de impedancia. [4]
Como dato particular para este esquema, presenta la debilidad de no poder detectar
fallas de tipo monofásica, esto es debido a los relevadores de impedancia, los cuales están
limitados para condiciones monofásicas.
RELÉS DE SOBRECORRIENTE HABILITADOS CON CONTACTO AUXILIAR.
Este esquema se basa en la utilización del contacto auxiliar del interruptor de campo del
generador. Para de esta manera poder activar o desactivar el relevador de sobrecorriente,
para el caso especial de que la máquina este fuera de línea. Su operación inicia mediante
tres detectores de corriente de falla instantáneos, los cuales operan al detectar si el
interruptor de campo está abierto o fuera de su rack. Al presentarse esta condición, se
habilita un timer con retardo de tiempo que iniciara la operación del esquema. Este
esquema brinda la certeza de no activarse por ningún motivo al estar la máquina en
servicio, gracias a que solo se activara si los relevadores de sobrecorriente son reseteados.
La figura a continuación muestra la configuración de este esquema de protección. [4]
figura 4.50 Esquema de protección por medio de contacto auxiliar. [4]
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4.13 PROTECCIÓN POR FALLA DEL INTERRUPTOR DEL GENERADOR.
La implementación para protección a este tipo de falla se debe de analizar de una manera
amplia, es decir. Tener presente los componentes que conforman a la central generadora
como un todo. La falla del interruptor del generador se puede visualizar como una mala
operación de un dispositivo de protección de la central. Es indudable el tener presente que
la principal filosofía de una protección contra una falla, es de aislar de manera rápida,
exacta y eficiente cualquier condición anormal que podría tener lugar a una falla. Si se toma
en cuenta este concepto, se puede entender de una manera más precisa como debe de operar
una protección para una falla del interruptor del generador. La figura siguiente muestra un
ejemplo de interruptores del generador. Suponiendo que las protecciones del generador no
respondieran de forma eficiente, es decir que el interruptor inmediato del generador fallara.
Se debe de tener protección subsecuente es decir en si el interruptor 1 falla, al cabo de un
cierto tiempo los interruptores 2, 3, 4,5 y 6 deben de entrar en operación.
figura 4.51 Sistema de interruptores para dos unidades generadores. [4]
Cabe señalar que el arreglo multi-interruptor antes mostrado en la figura, es solo
uno de los posibles que se pueden llegar en tener en centrales generadoras, se pueden
presentar arreglos como buses en anillo o interruptor y medio.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 117
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figura 4.52 Configuración de bus en anillo. [4]
Se debe de tener presente además que la implementación de los tiempos adecuados
para la operación eficiente de la protección es de suma importancia, esto debido a que se
debe de tener una coordinación adecuada, al tener un numero de interruptores. Esto con el
fin de contar con una coordinación eficiente. A continuación se muestra en la figura
siguiente los el desglose de tiempo y su coordinación al suscitarse la falla.
figura 4.53 Coordinación de tiempos para una falla de interruptor. [4]
Bajo este intervalo de coordinación de tiempos se puede establecer un margen de
tiempo de seguridad (sección sombreada). Este margen debe de tener un arreglo que
contenga las siguientes características:
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-
Tiempo de interrupción excesivo del interruptor.
Tiempo de sobrecarrera.
Errores de TCs y TPs
Factor de seguridad.
Para el método de protección se puede tener presente las posibles fallas por arqueos
en los interruptores. Es muy poco probable que una falla de este tipo, se presente para la
tres fases, generalmente solo se presenta en uno o incluso en dos de los polos. Además es
probable que el arqueo ocurra antes de la sincronización de la máquina, o justo después de
que el generador ha sido removido. La implementación de un relevador de sobrecorriente
instantáneo 50N conectado al neutro del transformador elevador es utilizada para brindar la
protección adecuada. Esto debido a que al presentarse arqueos en los interruptores, estos
son detectados por el relevador. Es importante señalar que se debe de contar con una serie
de detectores lo suficientemente calibrados para que respondan de una manera eficiente.
Además del método antes descritos, se puede tener protección en la máquina
mediante la implementación de relevadores de discrepancia de polos, los cuales mediante el
monitoreo de las tres fases que circulan por el interruptor, puede detectar alguna diferencia,
lo que provocara que el relevador entre en operación. [4]
4.14 PROTECCIÓN MEDIANTE DISPARO DEL GENERADOR.
A lo largo del este análisis, se han descrito las diferentes tipos de fallas que pueden
presentarse en la central generadora, a si como su repercusión en los componentes de la
misma. Principalmente visto en referencia a generador de la central. Los casos
anteriormente mencionados tienen justificación propia debido a que son respuesta de una
falla. Pero en la industria el simple criterio de protección no es suficiente para cubrir el
margen de calidad que debe de tener una central generadora, no solo para brindar un
servicio de calidad. Si no además para prolongar la vida útil de la máquina en sí. Esto se
comenta debido que un método de protección que todo operador debe de tener presente es
mediante el disparo de la unidad generadora. Este método puede ser utilizado debido a
muchas razones, ya sea por el mantenimiento de la unidad o algún componente de la
central, o por algún problema que se pudiera presentar en alguna de las protecciones la cual
necesitara mantenimiento. O quizá por funcionamiento anormal en la unidad generadora.
Este apartado hará hincapié a la comprensión y métodos que deben de realizarse para el
disparo del generador, independientemente de cuál sea la causa del disparo.
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 119
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Los métodos comunes que se pueden realizar para el disparo de la unidad
generadora son:
DISPARO SIMULTÁNEO.
Este método se basa en la realización del disparo de los interruptores de generador y del
campo, además del paro del impulsor mediante el cierre de válvulas. Todo esto realizado de
forma simultánea. Este método es realizado con el objeto de aislar de forma general a la
unidad generadora. Se usa cuando se presentan fallas internas en el generador o sus
protecciones.
DISPARO DEL GENERADOR.
Este método se realiza mediante el disparo de los interruptores de generador y del campo,
está enfocado generalmente cuando se presenta alguna condición anormal en la unidad y
por medio de este método se puede poner de nuevo la unidad en línea en un tiempo
relativamente corto.
SEPARACION DE LA UNIDAD.
Este método similar al disparo del generador, se realiza mediante el disparo solo de los
interruptores del generador, de esta forma el generador se mantiene con las cargas
auxiliares. Tiene la ventaja de volver al sistema de forma rápida, pero solo se puede realizar
con unidades generadoras que tengan la capacidad de operar bajo condiciones de carga
mínima.
DISPARO SECUENCIAL.
Este tipo de disparo es referido a condiciones en las que no se afectara ningún componente
del sistema, por disparo lento. Es generalmente aplicado para generadores de vapor, esto
debido a que se adapta a la condición de retardo de disparo en situaciones n que se presenta
una falla en las válvulas de las turbinas. El primer componente que se dispara son las
válvulas de la turbina. Por medio de de un relevador de potencia inversa conectado en serie
con los switches de posición de cierre de las válvulas, se obtiene la protección adecuada por
posibles condiciones de sobrevelocidad. Generalmente, este tipo de disparo se aplica para
reparaciones que incluyen la turbina o la caldera/reactor. Se debe de tener la protección de
respaldo adecuada para este tipo de disparo debido a que no se puede controlar una falla en
los switches de las válvulas de la turbina. Además de tener asegurado los interruptores
principales a si como los de campo por posibles fallas. Dicha protección de respaldo es
suministrada por medio de otro relevador de potencia inversa, que dispare la máquina de
forma independiente. [4]
JOSE MANUEL CUEVAS RODRIGUEZ. 120
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Para tener de una manera más clara los componentes en las cuales se lleva la acción
de disparo para cada tipo. Se presenta la siguiente figura.
tabla 4.2 Acción de disparo. [4]
Para llevar a cabo una acción de disparo adecuada se deben de tomar en cuanta una
cantidad comprensible de aspectos tales como las características técnicas de la central, es
decir tipo de impulsor principal, como máquina de diesel/gas. Turbina de gas de vapor o
turbina hidráulica. Las condiciones subsecuentes al disparo, como el comportamiento de la
turbina y del sistema de potencia al presentarse la acción de disparo. También es necesario
tomar en cuenta la seguridad del personal. Y por ultimo pero no menos importante el tener
presente las habilidades y experiencia de los operadores, ya sea tan solo en la etapa de
disparo o al presentarse alguna anomalía en el proceso del mismo.
*generalmente supervisado por los switches y relés de potencia inversa por posibles fallas
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CONCLUSIONES.
A lo largo de este trabajo se ha podido profundizar de una manera más clara y detallada
tanto el funcionamiento de generadores síncronos, a si como también las protecciones
encaminadas a los distintos tipos de fallas que pueden presentarse en estas máquinas
eléctricas. Cabe destacar la gran importancia que tiene una protección correctamente
seleccionada, además de tener un equipo lo suficientemente capaz para operar estas
protecciones. Al tener tanto el factor tecnológico y el factor humano correctamente
coordinado. Se puede tener una plena confianza y seguridad de que nuestro sistema
eléctrico de potencia funcionara de una manera más eficiente, estos nos lleva a deducir que
al tener un comportamiento más eficiente por la parte de generación. Nosotros como
consumidores, tendremos un servicio de calidad, independientemente si se trata de un uso
domestico o si se trata de uso industrial, con un tiempo de interrupción a usuarios mínimo.
Esto implica además, que para la parte suministradora, es decir todo tipo de centrales
generadoras, sus costos tanto de reparación como de reconexión al sistema. Serán
considerablemente bajos.
Tengo la confianza de que las personas que tengan la oportunidad de leer este
pequeño escrito, podrán tener tanto una idea más clara, a si como también una comprensión
de la gran magnitud e importancia que tienen las protecciones para un sistema eléctrico de
potencia.
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BIBLIOGRAFIAS Y REFERENCIAS
[1] I.L. KOSOW. Máquinas eléctricas y transformadores Editorial REVERTE
[2] STEPHEN CHAPMAN. Máquinas eléctricas tercera edición. Serie McGraw-Hill
[3] JOSÉ MANUEL ALLER. 2007 Máquinas eléctricas rotativas: introducción a la teoría
general editorial equinoccio.
[4] IEEE Tutorial On The Protection Of Synchronous Generators. Sponsored by: The
Power Engineering Education Commit, Power System Relaying Commite.
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http://www.laventurascout.com/blog/?tag
[6] Maquina síncrona. Fecha de recuperación: 1 de abril de 2011
http://www.mty.itesm.mx/dcic/deptos/ie/profesores/hnunez/cursos/me/MaterialApoyo/Maq
Elec4/home.htm
[7] Características de los materiales. Fecha de recuperación: 10 de abril de 2011
http://www.quimicaweb.net/grupo_trabajo_fyq3/tema9/index9.htm
[8] Maquinas eléctricas. Fecha de recuperación: 18 de abril de 2011
http://guidedtour.windpower.org/es/tour/wtrb/syncgen.htm
[9] Características de maquinas eléctricas. Fecha de recuperación: 23 de abril de 2011
http://www.inele.ufro.cl/apuntes/Conversion/07CONVERSION5.pdf
[10] Generadores síncronos. Fecha de recuperación: 20 de mayo de 2011
http://catalogo.weg.com.br/files/wegnet/WEG-generador-sincronico-linea-g-plus-654catalogo-espanol.pdf
[11] sistemas de potencia. Fecha de recuperación: 25 de mayo de 2011
http://www.sapiensman.com/electrotecnia/transformador_electrico7.htm
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