Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica
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Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE – 0502 Proyecto Eléctrico Actualización, implementación y puesta en marcha del sistema de control de excitación estática para la unidad No. 1 de la Planta Hidroeléctrica Electriona. Por: Jonathan Rodríguez Campos Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Diciembre del 2009 Actualización, implementación y puesta en marcha del sistema de control de excitación estática para la unidad No. 1 de la Planta Hidroeléctrica Electriona Por: Jonathan Rodríguez Campos Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: _________________________________ Ing. Hermes Richmond Fonseca Profesor Guía _________________________________ Ing. Álvaro Peñaranda Contreras Profesor lector _________________________________ Ing. Jorge blanco Alfaro Profesor lector iv DEDICATORIA Sin duda alguna he llegado a este momento de mi vida gracias a Dios, Él me ha dado fuerzas, vida y una familia que me ha apoyado en todo momento. Mis padres y hermanos son pilares que me han brindado su cariño y motivación a lo largo de todo mi proceso educativo. También Dios puso personas importantes en mi fase universitaria a los cuales les doy una dedicación especial, ya que sin su apoyo no lograría mucho de lo que se logró. Especialmente a ellos, mis colegas y amigos los ingenieros Natalia Picado y Alvaro Marín que con su apoyo incondicional hicieron más que un compañero de estudio. v RECONOCIMIENTOS Al ingeniero Álvaro Peñaranda Contreras quien impulsó el desarrollo de este proyecto, a todo el personal de la C.NF.L quienes ayudaron en su desarrollo y los profesores Jorge Blanco Alfaro y Hermes Richmond quienes colaboraron como lector y guía de este proyecto respectivamente. vi INDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................... X ÍNDICE DE TABLAS................................................................................ XIII NOMENCLATURA................................................................................... XIV RESUMEN.................................................................................................. XVI CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN .................................................................1 1.1 Objetivos...........................................................................................................................2 1.1.1 Objetivo general.............................................................................................................2 1.1.2 Objetivos específicos .....................................................................................................2 1.2 Metodología ......................................................................................................................3 CAPÍTULO 2: DESARROLLO TEÓRICO .................................................4 2.1 Generador sincrónico........................................................................................................4 2.1.1 Circuito equivalente de un generador sincrónico ..........................................................8 2.1.2 Potencia en los generadores sincrónicos........................................................................9 2.1.3 Diagrama de capacidad de carga (curva de capabilidad).............................................11 2.1.3.1 Limite de excitación mínima. ....................................................................................14 2.1.3.2. Limitador de excitación máxima.............................................................................15 2.1.4. Operación de generadores en paralelo con grandes sistemas de potencia..................16 2.2 Sistemas de excitación ....................................................................................................23 2.3 Tipos de Excitadoras.......................................................................................................27 2.3.1 Excitadoras Rotativas. .................................................................................................27 2.3.2 Excitadoras Estáticas. ..................................................................................................28 2.4 Estabilidad del sistema de potencia ................................................................................29 2.4.1. Estabilidad angular .....................................................................................................31 2.4.1.1. Estabilidad transitoria.............................................................................................34 2.4.1.2. Estabilidad de pequeña señal ..................................................................................39 2.4.1.2.1 Oscilaciones entre sistemas vecinos ................................................................................. 41 2.4.1.2.2. Oscilaciones locales: ........................................................................................................ 41 2.4.1.2.3. Oscilaciones en sistemas longitudinales .......................................................................... 42 2.4.2. Estabilidad de frecuencia ............................................................................................43 2.4.3. Estabilidad de Voltaje.................................................................................................44 2.4.3.1 Estabilidad de Voltaje de Larga Perturbación.........................................................45 2.4.3.2 Estabilidad de Voltaje de Pequeña Perturbación.....................................................45 2.5 Estabilizadores de sistema de potencia (pss) ..................................................................46 2.6.1 PSS teoría de operación ...............................................................................................48 CAPITULO 3. SISTEMA DE EXCITACIÓN ESTÁTICA. .....................54 vii 3.1 Modelo utilizado por la C.N.F.L.....................................................................................54 3.2. Elementos que conforman el SEE. ................................................................................55 3.2.1 Transformador de excitación. ......................................................................................55 3.2.2 Transformadores de medición. ....................................................................................56 3.2.3 Chasis de control..........................................................................................................56 3.2.3.1 Función de cebado o arranque.................................................................................57 3.2.3.2 Función de sincronización y generación de las señales de disparo.........................58 3.2.3 Chasis de rectificación o excitatriz. .............................................................................58 3.2.5 Panel de control manual...............................................................................................58 3.2.6 Ajustadores del voltaje de referencia...........................................................................59 3.2.7 Dispositivos electrónicos de control y protección. ......................................................59 3.3. Modelos lineales del sistema de excitación estática ......................................................59 3.3.1. Modelado del amplificador.........................................................................................60 3.3.2. Modelado de Excitador...............................................................................................60 3.3.3. Modelado del Generador. ..........................................................................................61 3.3.4. Modelado del Sensor. .................................................................................................61 3.3.5. Estabilizador del Sistema de Excitación sin retroalimentación ..................................62 3.3.6. Estabilizador del Sistema de Excitación – con retroalimentación..............................62 3.3.7. Estabilizador de Sistema de Excitación - Controlador PID........................................63 CAPITULO 4. MANUAL DE INSTALACIÓN DECS-400.......................65 4.1 Equipos del controlador digital DECS-400 ....................................................................73 4.1.1 DECS-400....................................................................................................................73 4.1.2 Módulo de la Interfaz de disparo ................................................................................74 4.1.3 Conjunto de la compuerta Amplificadora....................................................................76 4.1.3.1 Fuente de alimentación.............................................................................................76 4.1.3.2 selección de la compuerta de pulso ..........................................................................77 4.1.3.3 Control de compuerta. ..............................................................................................77 4.1.3.4 Puente rectificador habilitar / deshabilitar ..............................................................78 4.1.3.5 Detección de fallo del fusible....................................................................................78 4.2 Instalación de los componentes del DECS -400.............................................................79 4.2.1 DECS-400....................................................................................................................79 4.2.1.1 Conexiones................................................................................................................84 4.2.1.2 Funciones DECS-400 y asignaciones terminales.....................................................87 4.1.2.3 Funciones y asignaciones de terminales del módulo del aislamiento de campo......96 4.1.2.4 Compensación de la corriente cruzada ....................................................................97 4.2.2 l modulo de la Interfaz de disparo .............................................................................106 4.2.2.1 Conexiones..............................................................................................................107 4.2.3 Conjunto de la compuerta Amplificadora..................................................................114 CAPÍTULO 5: SINTONIZACIÓN PID DEL AVR .................................117 5.1 Estimación de la ganancia del sistema KG ....................................................................120 viii 5.2 ESTIMACIÓN DE LAS CONSTANTES DE TIEMPO ....................121 5.3 Cálculo de las ganancias PID........................................................................................123 CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..............131 APÉNDICES.................................................................................................135 A.1 Característica de la respuesta en frecuencia para sistemas lineales.............................135 ix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Circuito excitador sin escobillas...........................................................................7 Figura 2.2. Esquema de excitación sin escobillas que incluye excitador piloto.....................7 Figura 2.3. Circuito equivalente por fase de un generador sincrónico ...................................9 Figura 2.4. Diagrama fasorial para un generador sincrónico sin (Ra=0) (a) sobreexcitado (b) subexcitado ...........................................................................................................................10 Figura 2.5 Dos máquinas conectadas por una unión de goma..............................................13 Figura 2.6. Relación de potencia vs. Desplazamiento angular ............................................13 Figura 2.7. Curva de capabilidad ..........................................................................................14 Figura 2.8. Curva para una barra infinita: a) frecuencia contra potencia. b) Voltaje en los terminales contra potencia reactiva.......................................................................................18 Figura 2.9.a) Generador sincrónico operando en paralelo con una barra infinita. b) Diagrama de frecuencia-potencia (o diagrama de casa) para un generador sincrónico en paralelo con una barra infinita. .............................................................................................18 Figura 2.10. Diagrama de frecuencia-potencia en el momento justo de puesta en paralelo.19 Figura 2.11. Diagrama de frecuencia-potencia, si la frecuencia de vacío del generador antes de la puesta en paralelo fuese ligeramente menor que la frecuencia del sistema. ................19 Figura 2.12. Efecto de incrementar los puntos de ajuste del gobernador en a) el diagrama de casa; b) el diagrama fasorial. ................................................................................................21 Figura 2.13. Efecto de incrementar la corriente de campo del generador en el diagrama fasorial de la máquina. ..........................................................................................................22 Figura 2.14. Modelo general de un Sistema de Excitación. .................................................26 Figura 2.15. Clasificación de estabilidad en sistemas de potencia. ......................................30 Figura 2.16. Par mecánico y eléctrico aplicado al eje .........................................................31 Figura 2.17. Estator, rotor, FMMs resultantes y ángulo del par .........................................33 Figura 2.18 Máquina sincrónica en red infinita...................................................................33 Figura 2.19 Ilustración estabilidad transitoria. .....................................................................36 Figura 2.20. Efecto del Despeje Falla..................................................................................38 Figura. 2.21. Oscilaciones entre sistemas vecinos..............................................................41 Figura. 2.22. Oscilaciones locales ......................................................................................41 Figura 2.23 Oscilaciones en sistemas longitudinales..........................................................42 Figura 2.24. Respuesta de velocidad y el ángulo a las pequeñas perturbaciones .................47 Figura 2.25: Esquema de vinculación entre el generador, el sistema de control de excitación y el dispositivo PSS ..............................................................................................................49 Figura 2.26: Estructura básica del PSS.................................................................................50 Figura 2.27 Comparación de un sistema de excitación con y sin PSS .................................53 Figura 3.1 Excitación con fuente de potencia con rectificadores controlados......................54 Figura 3.2 Diagrama de bloques de un AVR simplificado...................................................62 x Figura 3.3 Diagrama de bloques de un sistema de AVR compensado. ................................63 Figura 4.1 Disposición interior de equipos en el cubículo del SEE. ....................................67 Figura 4.2 Esquema parcial del nuevo sistema.....................................................................68 Figura 4.3 Conexión típica AC .............................................................................................69 Figura 4.4 Conexiones del indicador de interruptores de fusibles........................................79 Figura 4.5 Dimensiones totales para la placa y el escudo del DECS-400 ............................81 Figura 4.6 Dimensiones del corte y de la perforación del panel...........................................82 Figura 4.7 Dimensiones del modulo de aislamiento de campo ............................................83 Figura 4.8 Dimensiones del transformador de aislamiento ..................................................83 Figura 4.9 Las terminales del panel trasero ..........................................................................86 Figura 4.10 conexiones para el funcionamiento con energía redundante.............................88 Figura 4.11 conexiones para la compensación de la.............................................................98 Figura 4.12 Diagrama de una conexión típica AC..............................................................101 Figura 4.13 Diagrama de una conexión típica DC..............................................................102 Figura 4.14 Diagrama de una conexión entre COM 0 y una PC. .......................................104 Figura 4.15 conexiones de COM 1 para operación redundante del DECS-400 .................105 Figura 4.16 conexiones del DECS-400al RS-485 DB-37...................................................105 Figura 4.17 Dimensiones del chasis IFM-150 ...................................................................107 Figura 4.18 Conexiones DECS-400 al IFM-150 ................................................................108 Figura 4.19 a) conexiones de terminales para un IFM-150. b) conexiones de terminales para un IFM-150 trifásico...........................................................................................................109 Figura 4.20 Interconexión típica del IFM-150, monofásico, control total .........................110 Figura 4.21 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control total ...............................111 Figura 4.22 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control medio - positivo............112 Figura 4.23 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control medio-negativo .............113 Figure 4.24. Dimensiones del montaje ...............................................................................115 Figura 4.25 Conexiones típicas...........................................................................................116 Figura 5.1 sistema de excitación de control de excitación simplificado con AVR ............117 Figura 5.2 retroalimentación para linealizar un sistema de control auto-excitado. ............119 Figura 5.3 Identificación utilizando RLS ...........................................................................122 Figura 5.4 ventana de ajuste de ganancias, pestaña ganancias del AVR............................125 Figura 5.5 calculador PID...................................................................................................126 Figura 5.6 Diagrama de bloques del sistema de excitación propuesto a sintonizar...........128 Figura 5.7 simulación del AVR para un sistema de excitación estática sintonizada con PID para un KG = 1.....................................................................................................................128 Figura 5.8 Diagrama de bloques del sistema de excitación con parámetros del BESTCOMS-DECS400......................................................................................................129 Figura 5.9 simulación del AVR para un sistema de excitación estática sintonizada con parámetros del BESTCOMS-DECS400 con KG = 1..........................................................129 Figura A.1 Respuesta transitoria típica de un sistema de control realimentado ante un cambio en la entrada. ..........................................................................................................135 Figura A.2 Respuesta en frecuencia típica de lazo abierto de un sistema de control de excitación con una maquina sincrónica en circuito abierto. ...............................................136 xi Figura A.3 Respuesta en frecuencia típica de lazo cerrado de un sistema de control de excitación con una maquina sincrónica en circuito abierto. ...............................................137 xii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Servicio de corta duración permisible para rotor cilíndrico de generadores sincrónicos. ...........................................................................................................................16 Tabla 4.1 Valores nominales del generador..........................................................................66 Tabla 4.2 Comparación entre el DECS-400 vs. SSE Static Exciter .....................................70 Tabla 4.3 Terminales de operación.......................................................................................88 Tabla 4.4 Terminales de la tensión del generador y de la red ..............................................89 Tabla 4.5 Terminales en el sensor de corriente del generador..............................................90 Tabla 4.6 terminales de entradas accesorias. ........................................................................91 Tabla 4.7 Terminales de la entrada de contacto....................................................................91 Tabla 4.8 Lista las terminales de IRIG. ...............................................................................92 Tabla 4.9 Terminales COM 1 y COM 2 ...............................................................................94 Tabla 4.10 Terminales de salida del control. ........................................................................94 Tabla 4.11 Terminales para las salidas de medición ............................................................95 Tabla 4.12 Terminales para las salidas de contacto..............................................................96 Tabla 4.13. Terminales del detector de la corriente de campo .............................................97 Tabla 4.14. Funciones del Pin Com 0................................................................................103 Tabla 4.15 números de parte...............................................................................................106 Tabla 5.1 Parámetros de ajuste aproximados para la sintonización del AVR con PID para la unidad No.1 de la central hidroeléctrica Electriona............................................................127 xiii NOMENCLATURA KI Ganancia integral KD Ganancia derivativa TD Tiempo derivativo S Operador de Laplace KG Ganancia de lazo KP Ganancia proporcional KI Ganancia integral VREF Tensión de referencia del generador VT Tensión en bornes del generador VN Ruido en tensión de bornes del generador VP Tensión en la entrada de potencia VR Tensión en la salida del regulador EA Tensión interna generada de un generador sincrónico Vφ Tensión de salida monofásica de un generador sincrónico Radj Resistencia ajustable RF Resistencia de campo de un generador sincrónico XS Reactancia interna del generador VT Tensión en bornes de la máquina VHV Lado de alta del transformador de generación EO Tensión de la barra infinita xiv XE Impedancia externa después de bornes AVR Regulador Automático de Voltaje, por sus siglas en ingles. AC Corriente alterna. DC Corriente directa. C.N.F.L. Compañía Nacional de Fuerza y Luz. LA Lazo Abierto. LC Lazo Cerrado. SCR Rectificador Controlado de Silicio. SEE Sistema de excitación estática. TP Transformador de potencial. TC Transformador de corriente. Var Voltio amperio reactivo. Fem fuerza electromotriz PM Potencia mecánica ω Velocidad angular Te Par eléctrico TM Par mecánico xv RESUMEN Debido a las necesidades de la empresa C.N.F.L se requirió una actualización del sistema del control de excitación estática, pasando de un control analógico a otro digital de modo que la actualización del nuevo equipo incluye un DECS-400, montado en la puerta frontal para remplazar el viejo estante AVR, un nuevo módulo programable de disparo digital IFM150 y una compuerta amplificadora. La instalación y el estudio para la puesta en marcha del equipo es tratada en este proyecto, de modo que después estudiar la caracterización de los sistemas de excitación estática y los distintos fundamentos de la estabilidad en sistemas de potencia, se procede a la elaboración de un manual de instalación basado en el original y además, una guía para la sintonización del nuevo AVR, de aquí se concluye la necesidad de obtener un modelo linealizado para modelar el sistema a controlar y se propone un algoritmo (RLS) para encontrar un modelo de segundo orden del sistema con el cual de modo general ofrece excelentes resultados para el modelado de los sistemas de excitación. xvi CAPÍTULO 1: Introducción Debido al paso del tiempo que repercute en la obsolescencia de los equipos y algunos factores del clima como temperatura y humedad, el mantenimiento de los equipos analógicos es menos efectivo, y las funciones para las que se diseñaron se ven limitadas de modo que el equipo puede ser ineficaz. En los sistemas de excitación un inadecuado funcionamiento en cualquiera de sus componentes puede provocar oscilaciones en la red que perjudican al sistema de energía en general produciendo cuantiosas pérdidas y cuyo efecto negativo en la continuidad es sufrido por el cliente, afectando doblemente a la empresa. Para garantizar una mejor calidad de energía y un buen servicio la C.N.F.L se a dado a la tarea de actualizar sus sistemas de excitación en las plantas de generación hidroeléctrica pasando de electrónica analógica a electrónica digital con implementación de nuevas técnicas, iniciando esta encomienda con los sistema de excitación estática y tomando como punto de partida la unidad generadora Nº 1 de la Central Hidroeléctrica Electriona. Por lo tanto este trabajo pretende documentar de una manera práctica y sencilla los criterios básicos para la instalación y puesta en marcha del sistema de control digital de excitación utilizando el modelo DECS-400, marca Basler Electric. De este modo el texto puede ser consultado para las futuras actualizaciones de la empresa y también ser tomado como referencia teórica para capacitar a los técnicos encargados de instalar y dar mantenimiento a estos equipos. 1 1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo general • Implementación de un sistema de control digital de excitación utilizando el equipo DECS-400, marca Basler Electric. 1.1.2 Objetivos específicos • Caracterizar el funcionamiento de las excitadoras estáticas dentro de un sistema de generación hidroeléctrico. • Elaborar una guía práctica que permita la instalación del equipo. • Definir los parámetros fundamentales para una adecuada operación del sistema de control. • Analizar el comportamiento de estabilidad de la máquina y proponer una adecuada sintonización del equipo. 2 1.2 Metodología El trabajo se divide en tres partes principales. Con la finalidad de obtener la teoría que caracteriza el funcionamiento de las excitadoras estáticas y además los aspectos más importantes referidos a la generación de energía y su estabilidad; en una primera etapa de investigación se consultan fuentes bibliográficas, Internet, información técnica de fabricantes, entrevistas a técnicos e ingenieros de la C.N.F.L. que dan soporte técnico a estos equipos. 3 En una segunda etapa se propone un manual de instalación para el equipo de un modo práctico, identificando los elementos de control, protección e interconexión y las funciones que cumplen en el sistema. La tercera etapa es una simulación para proponer una adecuada sintonización teórica del equipo, esto con la ayuda del software matlab. Finalmente en la última etapa se procedió a valorar y analizar los resultados y conclusiones, lo que permite determinar si se cumplieron los objetivos y replantear algunos de ellos. 3 CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico 2.1 Generador sincrónico Los generadores sincrónicos son maquinas sincrónicas utilizadas para convertir potencia mecánica en potencia eléctrica a.c. En un generador sincrónico se aplica una corriente DC al devanado del rotor, la cual produce un campo magnético. Entonces el rotor del generador gira mediante un motor primario y produce un campo magnético rotacional dentro de la máquina. Este campo magnético rotacional induce un grupo trifásico de voltajes en los devanados del estator del generador. En esencia, el rotor DC un generador sincrónico es un gran electroimán. Los polos magnéticos del rotor pueden ser construidos salientes o no salientes. Los rotores de polos no salientes se utilizan en rotores de dos y cuatro polos, mientras que los rotores de polos salientes se utilizan en rotores de cuatro o más polos. Se debe suministrar una corriente DC al circuito de campo del rotor, puesto que el rotor está girando, se requiere un arreglo especial para entregar potencia DC a sus devanados de campo. Existen tres formas de suministrar esta potencia DC: 1. Suministrar la potencia DC desde una fuente DC externa al rotor por medio de anillos rozantes y escobillas. 2. Suministrar la potencia DC desde una fuente DC especia1 montada directamente en el eje del generador sincrónico. 4 Los anillos rozantes son anillos metálicos que circundan el eje de la máquina pero se encuentran aislados de él. Un extremo del devanado del rotor DC está unido a cada uno de los dos anillos rozantes colocados sobre el eje de la máquina sincrónica, y una escobilla estacionaria se desliza sobre cada anillo rozante. Una "escobilla" es un bloque de un compuesto de carbón grafitado que conduce la electricidad libremente y tiene muy baja fricción para no desgastarse con el anillo rozante. Si se conecta el extremo positivo de una fuente de voltaje DC a una escobilla y el extremo negativo a la otra, se aplicará igual voltaje DC al devanado de campo en todo momento, sin tener en cuenta la posición angular o la velocidad del rotor. Los anillos rozantes y las escobillas crean algunos problemas cuando se utilizan para suministrar potencia D.C. a los devanados de campo de la máquina sincrónica pues exigen más mantenimiento en la máquina ya que se deben revisar con regularidad las escobillas debido a su desgaste. Además, la caída de tensión en las escobillas puede causar pérdidas significativas de potencia en las máquinas que tienen grandes corrientes de campo. A pesar de estos problemas, los anillos rozantes y las escobillas se utilizan en todas las máquinas sincrónicas pequeñas ya que ningún otro método de suministro de la corriente de campo D.C. es adecuado por el costo. En generadores y motores grandes, se utilizan excitadores (o excitatrices) sin escobillas para suministrar la corriente de campo DC a la máquina. Un excitador sin escobillas es un generador a.c. pequeño cuyo circuito de campo está montado en el estator y su circuito de armadura está montado sobre el eje del rotor, la salida trifásica del generador excitador es rectificada a corriente directa por un circuito 5 rectificador trifásico montado también en el eje del generador y se incluye en el circuito principal de campo D.C. Controlando la pequeña corriente DC de campo del generador excitador (localizado sobre el estator), es posible ajustar la corriente de campo de la máquina principal sin anillos rozantes ni escobillas. E1 plano de este arreglo se muestra en la figura 2.1. Puesto que nunca existen contactos mecánicos entre el rotor y el estator, un excitador sin escobillas requiere mucho menos mantenimiento que los anillos rozantes y escobillas. Para que la excitación de un generador sea completamente independiente de cualquier fuente de potencia externa, se incluye con frecuencia un pequeño excitador piloto en el sistema. Un excitador piloto es un pequeño generador ac de imanes permanentes montados en el eje rotor y un devanado trifásico, montado sobre el estator. Este generador produce la potencia para el circuito de campo del excitador que, a su vez, controla e1 circuito de campo de la máquina principal. Si un excitador piloto se incluye sobre el eje del generador, no se requiere potencia eléctrica externa para accionar el generador (véase figura 2.2). 6 Figura 2.1. Circuito excitador sin escobillas [9] Figura 2.2. Esquema de excitación sin escobillas que incluye excitador piloto [9] 7 Muchos generadores sincrónicos que incluyen excitadores sin escobillas tienen también anillos rozantes y escobillas, de manera que disponen de una fuente auxiliar de corriente DC de campo en caso de emergencia. 2.1.1 Circuito equivalente de un generador sincrónico Para efectos didácticos se ignorarán en este análisis los efectos de la forma de los polos salientes en la operación de la máquina sincrónica; en otras palabras, se supondrá que todas las máquinas tienen rotores cilíndricos o de polos no salientes. El voltaje EA es el voltaje interno generado, en una fase del generador sincrónico. Sin embargo, este voltaje EA no es usualmente el voltaje que aparece en los terminales del generador. En efecto, la única vez en la cual el voltaje interno EA es el mismo voltaje de salida Vφ de una fase es cuando no fluye corriente de armadura en la máquina. Existen varios factores que ocasionan la diferencia entre EA y Vφ: 1. La dispersión del campo magnético de1 entrehierro debida a la corriente que fluye en el estator, llamada reacción de inducido. 2. La auto inductancia de las bobinas de la armadura. 3. La resistencia de las bobinas de la armadura. 4. El efecto de la forma de los polos salientes del rotor. De esta forma los efectos de la reacción del inducido mas el efecto de los devanados del estator que tienen una auto inductancia y una resistencia. Si se llama LA a la auto inductancia del estator (y XA a su correspondiente reactancia), mientras que la resistencia del estator es llamada RA la diferencia total entre EA y Vφ está dada por 8 Vφ = E A − jXI A − jX A I A − R A I A (2.1) Los efectos de la reacci6n del inducido y la auto inductancia de la máquina son representados por reactancias, y es costumbre combinarlas en una sola llamada reactancia sincrónica de la máquina, de modo que la ecuación final que describe a los terminales de una fase de un generador sincrónico de polos no salientes es: Vφ = E A − jX A I A − R A I A (2.2) El circuito por fase equivalente de un generador sincrónico de polos no salientes se muestra en la figura 2.3 donde aparece una fuente DC de potencia alimentando el circuito de campo del rotor, modelado por la inductancia de la bobina y la resistencia en serie. En serie con Rf se encuentra una resistencia ajustable Radj que controla el flujo de corriente de campo. Figura 2.3. Circuito equivalente por fase de un generador sincrónico [9] 2.1.2 Potencia en los generadores sincrónicos Considerando una máquina sin pérdidas (RA = 0) la potencia activa y reactiva generada está expresada como: P3φ = 3 *Vφ * I L cos θ (2.3) 9 Q3φ = 3 *Vφ * I L senθ (2.4) Ahora tras utilizar estas expresiones en las siguientes relaciones trigonométricas respecto al triangulo de potencia para un generador sincrónico se obtiene otra forma de expresar la potencia en términos de variables propias de las características de la máquina. Figura 2.4. Diagrama fasorial para un generador sincrónico sin (Ra=0) (a) sobreexcitado (b) subexcitado [14] Para la figura 2.4-a se observa la relación. E A cos δ = VT + X S * I A senθ (2.5) E A senδ = X S * I A cosθ (2.6) VT E A cos δ − VT2 Q3φ = 3 * XS (2.7) De ahí que para una sobreexcitación: P3φ = 3 * VT E A senδ XS (2.8) De la misma manera de la figura 2.4-b se observa la relación. E A cos δ = VT − X S * I A senθ (2.9) E A senδ = X S * I A cosθ (2.10) Entonces para una subexcitacion se tiene que: 10 VT E A cos δ − VT2 Q3φ = −3 * XS P3φ = 3 * VT E A senδ XS (2.11) (2.12) En la ecuación de la potencia reactiva, es importante observar que, el generador sincrónico sobreexcitado, entrega potencia reactiva a la red y que el generador sincrónico subexcitado, consume potencia reactiva de la red. Además es importante resaltar que las variables de control son: δ que se relaciona con la potencia activa y representa la Fuerza matriz que se regula mediante el regulador de velocidad. EA se relaciona con la potencia reactiva y se regula con el regulador automático de voltaje representado por una resistencia variable en la figura 2.3. 2.1.3 Diagrama de capacidad de carga (curva de capabilidad) El generador sincrónico puede ser representado por una curva de capabilidad que muestra los límites de potencia activa y reactiva del generador, esas cantidades están relacionadas con el aumento de temperatura permisible del devanado del generador y los límites mecánicos del sistema. La potencia activa esta limitada por los caballos de fuerza del primotor y por el calentamiento del rotor y el devanado del estator. Bajo condiciones de carga variable el regulador automático de voltaje podría demandar una corriente de campo anormalmente baja debido a la barra de potencia infinita. Si esto ocurre el torque de sincronismo es reducido siguiendo al rotor de la maquina sincrónica 11 sobrepasando un ángulo critico de potencia (δ 90º) provocando así una perdida en el sincronismo del generador [1]. Por lo tanto hay cuatro condiciones de operación de un generador sincrónico que son limitadas en la curva de capabilidad: 1. En condiciones normales no se debe exceder la corriente nominal del estator. 2. En condiciones normales de operación la corriente del rotor no debe exceder su valor nominal de estado permanente. 3. La carga del promotor y e consecuencia la del generador no debe exceder a su valor nominal. 4. se debe conservar al rotor dentro de sus límites de estabilidad. Se le dará mayor énfasis el tema de estabilidad en este proyecto y para mejorar la comprensión de los términos del generador sincrónico, se puede imaginar una unión de goma conectado al eje de dos maquinas. Ver figura 2.5. Mientras la velocidad permanezca constante en ambas maquinas, la unión de goma une los dos ejes sin distorsionar su forma original. Pero si una maquina comienza a aumentar su velocidad causando el atraso de la otra, la unión será forzada a estirarse. 12 Figura 2.5 Dos máquinas conectadas por una unión de goma [1] Si la velocidad continua incrementándose causando una gran diferencia de velocidad, la unión se romperá. El cambio en la forma relativa de la unión de goma es un sinónimo con el cambio del ángulo de potencia entre el rotor y estator del generador. En el momento que el generador sobrepasa el ángulo crítico de 90º (para polos no salientes) el sistema ha perdido el sincronismo. Ver figura 2.6 La unión de goma representa el flujo magnético entre el rotor del generador y estator el cual permite que la energía sea transferida desde el primotor hasta el sistema de distribución. Figura 2.6. Relación de potencia vs. Desplazamiento angular [14] La máxima elasticidad permitida de la unión está definida como el límite de estabilidad del generador, y cada generador tiene la curva de capabilidad el cual define este límite. Mientras la suficiente excitación se mantenga en el campo para la carga del generador, el sincronismo está asegurado. 13 2.1.3.1 Limite de excitación mínima. La curva de capabilidad de un generador también define el límite de estabilidad relacionando a la mínima excitación requerida para mantener el sincronismo de la maquina. La figura 2.7 muestra una curva de capabilidad típica. El área “ED” representa el límite de estabilidad del generador. La línea punteada sobre la curva identifica un valor de umbral en el cual el límite de la mínima excitación se mantendrá en operación. Sin embargo no todos los generadores son idénticos, el límite de estabilidad de un generador no necesariamente es el mismo que otros debido a criterios de diseño de ingeniería. Figura 2.7. Curva de capabilidad [1] 14 En el sistema de transmisión, los limitadores de excitación mínima son usados a menudo por generadores conectados en paralelo con débiles líneas de transmisión que son objeto de excesivas fluctuaciones en la barra. Estas variaciones de voltaje podrían causar la pérdida del sincronismo de la maquina. El limite de mínima excitación permite la reducción de la tensión el la línea de transmisión sin miedo de perder el sincronismo del generador. 2.1.3.2. Limitador de excitación máxima En la mitad positiva de la curva de capabilidad, el área definida desde A hasta B representa el límite de calentamiento en el devanado de campo. Si el sistema de excitación sobrepasa este limite por un periodo de tiempo excesivo, el campo del generador se sobrecalentara causando un posible daño y reduciendo la vida útil de operación. El limitador de máxima excitación previene operaciones prolongadas en una región insegura enviando una señal DC al regulador de voltaje que automáticamente reduce la energía de campo en el generador. Los límites de excitación máxima están provistos con tiempos de retardo para permitir al regulador de voltaje entregar un campo forzado instantáneo o “flasheo”. El campo forzado instantáneo habilita el bloqueo de carga del motor iniciando y asistiendo en despejes de falla causado por una sobrecarga en el sistema. Los limitadores de sobrexcitación están equipados con tiempos de retardo definido o inverso, aunque el tiempo definido es útil estableciendo el máximo límite de tiempo para un componente de estado sólido, la función del tiempo inverso está relacionada al calentamiento térmico desarrollado en el devanado de campo del generador. ANSI C50.13 identifica el máximo límite de corriente de campo de corta duración permitido del campo del generador. Ver tabla 2.1. 15 Tabla 2.1 Servicio de corta duración permisible para rotor cilíndrico de generadores sincrónicos [1]. Voltaje de campo Tiempo (porcentaje a partir del nominal) (segundos) 140 35 160 21 200 11 260 5 El área de B a D es el límite para factores de potencia normales que causan excesivos calentamientos en el devanado de armadura. 2.1.4. Operación de generadores en paralelo con grandes sistemas de potencia Existen diversas maneras en las que un generador sincrónico puede ser operado, ya sea aislado, en paralelo con otro generador o en paralelo con una barra infinita. Acá se analizan las características básicas de esta última. Cuando se conecta un generador sincrónico a un sistema de potencia, con frecuencia es tan grande que nada de lo que haga el operador del generador tendrá mucho efecto en dicho sistema de potencia. Este hecho se idealiza en el concepto de barra infinita. Una barra infinita es un sistema de potencia tan grande que su voltaje y frecuencia no varían, independientemente de cuánta potencia real o reactiva se está tomando de él o está 16 suministrando. En la figura 2.8-a se muestra la característica potencia-frecuencia de tal sistema y, en la figura 2.8-b, la característica potencia reactiva-voltaje. Se supone que el motor primario del generador posee un mecanismo gobernador, pero el campo se controla manualmente mediante una resistencia. Dado que es más fácil explicar la operación del generador sin considerar un regulador automático de la corriente de campo, este análisis ignora las ligeras diferencias causadas por el regulador de campo cuando esté presente. La figura 2.8-a muestra tal sistema. Cuando se conecta un generador en paralelo con otro o con un gran sistema, la frecuencia y el voltaje en los terminales de todas las maquinas deben ser iguales, puesto que sus conductores de salida están unidos unos a otros. Entonces, sus características potencia realfrecuencia y potencia reactiva-voltaje pueden graficarse espalda con espalda, con un eje vertical común. Este diagrama, a veces llamado informalmente diagrama de casa, se muestra en la figura 2.8-b. Si el generador está en paralelo con la barra infinita de acuerdo con el proceso antes descrito. Estará en esencia "flotando" sobre la línea y suministrando una pequeña cantidad de potencia real y poca o ninguna potencia reactiva. Esta situación se muestra en la figura 2.9. 17 Figura 2.8. Curva para una barra infinita: a) frecuencia contra potencia. b) Voltaje en los terminales contra potencia reactiva [9]. Figura 2.9.a) Generador sincrónico operando en paralelo con una barra infinita. b) Diagrama de frecuencia-potencia (o diagrama de casa) para un generador sincrónico en paralelo con una barra infinita [9]. 18 Figura 2.10. Diagrama de frecuencia-potencia en el momento justo de puesta en paralelo [9]. Figura 2.11. Diagrama de frecuencia-potencia, si la frecuencia de vacío del generador antes de la puesta en paralelo fuese ligeramente menor que la frecuencia del sistema [9]. Supóngase que el generador se pone en paralelo con la línea pero en lugar de que su frecuencia fuera ligeramente superior a la del sistema en funcionamiento, estaba ligeramente por debajo de ella. En este caso, cuando se completa la puesta en paralelo, la situación resultante se muestra en la figura 2.11. Cuando la frecuencia del generador en vacío es menor que la del sistema en operación, el generador consume potencia eléctrica y gira como motor. Para asegurarse de que el generador conectado a la línea suministre potencia en lugar de consumirla, la frecuencia de la maquina que entra está ajustada a un valor mayor que la del sistema en operación. Muchos generadores reales tienen disparadores de potencia inversa conectados a ellos, por tanto es imperativo que se conecten en paralelo con su frecuencia mayor que la del sistema en operación. Si tal 19 generador arranca alguna vez consumiendo potencia, será desconectado de la línea automáticamente. Cuando se incrementa el punto de calibración de su gobernador se desplaza hacia arriba la frecuencia de vacío del generador. Puesto que la frecuencia del sistema no varía (la frecuencia la barra infinita no puede ser cambiada), la potencia suministrada por el generador se incrementa. Esto se muestra en el diagrama de casa de la figura 2.12-a y en el diagrama fasorial de la figura 2.12-b En el diagrama fasorial, nótese que EA sen δ (el cual es proporcional a la potencia suministrada, mientras Vφ permanece constante) ha sido incrementado, mientras la magnitud de EA (= kφω) permanece constante, puesto que tanto la corriente IA como la velocidad de rotación ω no varían. Como los puntos de ajuste del gobernador han sido incrementados aun más, la frecuencia de vacío aumenta y por tanto también se incrementa la potencia suministrada por e1 generador. Como la potencia de salida aumenta, EA permanece invariable mientras que EA sen δ se incrementa aún más. Si la potencia de salida del generador se incrementa hasta exceder la potencia consumida por la carga, la potencia extra generada fluye hacia la barra infinita. Por definición, la barra infinita puede suministrar o consumir cualquier cantidad de potencia sin experimentar cambios en la frecuencia, de modo que la potencia extra es consumida. 20 Figura 2.12. Efecto de incrementar los puntos de ajuste del gobernador en a) el diagrama de casa; b) el diagrama fasorial [9]. Después de ajustar la potencia real del generador al valor deseado, el diagrama fasorial del generador será como el de la figura 2.12-b. Nótese que esta vez el generador opera a un factor de potencia ligeramente en adelanto, y suministra potencia reactiva negativa. Por otra parte, se puede decir que el generador esta consumiendo energía reactiva. Para ajustar el 21 generador de modo que suministre potencia reactiva Q al sistema se debe ajustar la corriente de campo de la máquina. Para entender la razón de que esto sea cierto, es necesario considerar las restricciones de operación del generador en estas circunstancias [9]. La primera restricción sobre el generador es que la potencia debe permanecer constante cuando IA varía. La potencia en el generador está dada por la ecuación Pin= τindωind. Ahora, el motor primario de un generador sincrónico tiene una característica par-velocidad fijada por un punto de ajuste dado del gobernador. Esta curva cambia sólo cuando se modifica el punto de ajuste del gobernador. Puesto que el generador esta unido a una barra infinita, su velocidad no puede cambiar. Si la velocidad del generador no cambia y los puntos de ajuste del gobernador no han sido variados, la potencia suministrada por el generador debe permanecer constante. Figura 2.13. Efecto de incrementar la corriente de campo del generador en el diagrama fasorial de la máquina [9]. Si la potencia suministrada es constante, mientras varía la corriente de campo, no pueden cambiar las distancias proporcionales a la potencia en el diagrama fasorial (IAcosθ y 22 EAsenδ). Cuando se incrementa la corriente de campo, el flujo φ se incrementa y entonces EA se incrementa. Si EA aumenta pero EAsenδ debe permanecer constante, entonces el fasor EA debe deslizarse a lo largo de la línea de potencia constante, como muestra la figura 5-13. Puesto que Vφ es constante, el ángulo de jXSIA cambia como se muestra y, por tanto, cambian el ángulo y la magnitud IA, se incrementa la distancia proporcional a Q (IAsenθ). En otras palabras, incrementando la corriente de campo en un generador sincrónico que opera paralelo con una barra infinita, se incrementa la potencia reactiva de salida del generador. Para resumir, cuando un generador está operando en paralelo con una barra infinita: 1. La frecuencia y el voltaje en los terminales del generador son controlados por el sistema al cual esta conectado. 2. Los puntos de ajuste del gobernador del generador controlan la potencia real suministrada por el generador al sistema. 3. La corriente de campo del generador controlan la potencia reactiva suministrada por el generador al sistema. Esta situación es el reflejo de corno operan los generadores reales cuando se encuentran conectados a un sistema de potencia muy grande. 2.2 Sistemas de excitación El objetivo principal de los sistemas de excitación es mantener el voltaje terminal a valores prácticamente constantes bajo regímenes de carga estables y también en regímenes transitorios, cuando la carga oscila lentamente, o en otros casos, instantáneamente [6]. 23 Debido a las constantes oscilaciones de la carga, se vuelve necesaria la continua regulación de la excitación. Los generadores más antiguos eran en gran medida insensibles a estas variaciones, sus modelos primitivos de excitación se accionaban manualmente por un operador experto quien controlaba constantemente el voltaje de salida y realizaba los ajustes necesarios en el reóstato de campo de la excitadora en función de las variaciones de la carga, lo que se conoce como control de lazo abierto. Más adelante cuando se adicionó un regulador automático de voltaje (AVR) se obtuvo un sistema de control de lazo cerrado. Los sistemas de excitación han tenido un desarrollo paralelo al de los generadores, partiendo desde modelos manuales, pasando por las excitadoras mecánicas autorreguladas, también llamadas dinámicas, hasta los modernos sistemas de excitación de las últimas décadas que usan dispositivos electrónicos estáticos. Los elementos principales de un sistema de excitación son la excitatriz y el regulador de voltaje, mientras que los elementos secundarios son el control manual del equipo y el equipo de desexcitación. Las funciones básicas de un sistema de excitación son: • Suministrar la corriente al devanado de campo. • Controlar los voltajes de salida en forma rápida y automática. • Contribuir a la estabilidad sincrónica del sistema de generación. • Proveer la distribución apropiada de potencia entre los generadores que operan en paralelo. La magnitud de la potencia que se emplea para la alimentación del campo se encuentra comprendida entre 0.35% y 1.5% de la potencia nominal del generador, respectivamente 24 desde las potencias grandes hacia las pequeñas. En generadores de la misma potencia nominal, la potencia de excitación requerida aumenta al aumentar el número de polos [6]. La función de la excitadora es permitir que el regulador de voltaje use una pequeña señal de control para ajustar la corriente de campo del generador de valor mucho mayor. En esencia la excitadora es un amplificador de potencia. El sistema de excitación del generador mantiene la tensión del generador y controla el flujo de potencia reactiva. La excitación de generadores de sistemas antiguos pueden ser proporcionadas a través de los anillos colectores y escobillas por medio de generadores de corriente montados en el mismo eje del rotor de la máquina sincrónica. Sin embargo, los sistemas de excitación modernos suelen utilizar generadores de corriente alterna con rectificadores de rotación, y son conocidos como excitación sin escobillas. Actualmente el sistema de excitación estática es cada vez más utilizado y es el tema estudiado en este proyecto. El rectificador estático controlado o sin control, suministra la corriente de excitación directamente al campo del alternador principal a través de sus anillos colectores. Él suministra de energía a los rectificadores puede darse desde el mismo generador o de una red auxiliar a través de un transformador reductor para con ello obtener la tensión a un nivel apropiado. En la figura 2.14 se muestran los componentes que participan en el sistema AVR 25 Figura 2.14. Modelo general de un Sistema de Excitación [19]. Como se citó anteriormente un cambio en la demanda de energía real afecta fundamentalmente la frecuencia, mientras que un cambio en la potencia reactiva afecta principalmente a la magnitud de la tensión. Las fuentes potencia reactiva son los generadores, condensadores y reactores. El generador de potencia reactiva está controlado por el campo de excitación. Otros métodos complementarios de mejorar el perfil de voltaje en los sistemas de transmisión eléctrica son los transformadores cambiadores de taps, capacitores conmutados, reguladores de voltaje, y equipos de control estáticos de var. El principal medio de control de generador de potencia reactiva es el control de excitación en el generador usando regulador automático de tensión (AVR). El papel de un AVR es mantener la magnitud de la tensión en bornes de un generador sincrónico en un nivel especificado. Una caída en la magnitud de tensión en bornes acompaña un aumento en la carga de potencia reactiva de los generadores. La magnitud de la tensión se detecta a través de un 26 transformador de potencial en una fase. Esta tensión es rectificada y en comparación con un punto de ajuste o señal de referencia en DC. La señal de error amplificada controla el campo de excitación y aumenta la tensión en bornes excitación. Así, la corriente de campo del generador es incrementada, lo que resulta en un aumento de la fuerza electromotriz generada (fem). La generación de potencia reactiva es incrementada a un nuevo equilibrio, elevando la tensión en los terminales al valor deseado. Las características básicas propias de un buen el regulador de voltaje se resumen en su rapidez de respuesta después de una variación de la carga que evite así un cambio drástico en el voltaje de salida. Adicionalmente debe ser exacto para llevar el voltaje nuevamente a su valor nominal y sensible a los pequeños cambios de la carga. 2.3 Tipos de Excitadoras. En la actualidad muchas de las excitatrices están constituidas por un generador de corriente directa (asincrónico) accionados mecánicamente por la turbina y montados físicamente sobre el mismo eje del generador, además existe un número creciente de sistemas de excitación de estado sólido que basan su funcionamiento en rectificadores o tiristores de estado sólido. Las primeras son llamadas excitadoras dinámicas o rotativas y las que carecen de partes móviles se conocen como excitadoras estáticas [13]. 2.3.1 Excitadoras Rotativas. La excitación rotativa se puede clasificar en dos grupos principales: con escobillas y sin escobillas. 27 En la excitación rotativa con escobillas el regulador de voltaje suministra la potencia al campo de la excitadora y la corriente alterna producida es mecánicamente rectificada mediante un conmutador y escobillas. Esta corriente directa se suministra al campo principal del generador sincrónico por medio de anillos de rozamiento y escobillas. El regulador de voltaje realiza la regulación por medio de la excitadora rotativa. El inconveniente que se presenta es la respuesta lenta en el voltaje de línea debido a la inductancia suministrada al sistema por la excitadora rotativa. Adicionalmente se presentan perdidas de energía que provocan que el sistema de generación sea menos eficiente. Se requiere además un mantenimiento mayor debido al deterioro de las escobillas y del conmutador de la excitadora. La excitación rotativa sin escobillas es similar al tipo con escobillas, la diferencia ocurre en la rectificación para lo cual utiliza un puente de diodos. Estos semiconductores giran con el rotor convirtiendo el voltaje alterno en directo, para ser aplicado directamente al campo del generador sincrónico, por medio de conductores a lo largo del eje que mantienen ambos sistemas apareados. El mantenimiento disminuye drásticamente con la ausencia de las escobillas sin embargo continúan presentes las pérdidas de energía en el eje y la inductancia añadida al sistema por la excitadora rotativa. 2.3.2 Excitadoras Estáticas. En la excitación estática el regulador de voltaje alimenta directamente el campo rotativo del generador y no al campo de una excitatriz rotativa. Actualmente todos los reguladores de voltaje son dispositivos estáticos, lo que significa que sus componentes de estado sólido 28 permiten al regulador realizar su función sin la necesidad de partes móviles. La potencia se suministra al campo por medio de anillos rotantes y escobillas. La respuesta para la recuperación del voltaje de línea del generador es más rápida en comparación con la excitación rotativa, ya que el sistema no ve el retraso adicional debido a las constantes de tiempo propias de la excitadora rotativa, además la eficiencia del sistema es mayor. Sigue sin embargo presente el mantenimiento a los anillos y las escobillas [13]. 2.4 Estabilidad del sistema de potencia La estabilidad en los sistemas de potencia puede definirse en términos generales como la propiedad de un sistema de potencia que le permite permanecer en un estado de operación de equilibrio bajo condiciones normales de operación y de retomar un estado aceptable de equilibrio, luego de haber sido sujeto a una perturbación [7]. Las perturbaciones a que puede estar sometido un Sistema de Potencia se pueden clasificar en dos tipos, como lo son las perturbaciones “pequeñas” como por ejemplo variaciones de carga o generación y las perturbaciones “grandes” como cortocircuitos, salida de servicio de generadores, líneas y cargas, etc. En la figura 2.15 se muestra la clasificación mas utilizada para describir la estabilidad de los sistemas de potencia, la cual se basa en las siguientes consideraciones: • La naturaleza física de la inestabilidad resultante. • El tamaño de la perturbación a considerar. • Los dispositivos, proceso y el tiempo que debe de tomarse en consideración para determinar la estabilidad. 29 • El método más apropiado de calcular y predecir la estabilidad. Figura 2.15. Clasificación de estabilidad en sistemas de potencia [7]. 30 2.4.1. Estabilidad angular La estabilidad angular (en el rotor de las unidades de generación) es la capacidad de las maquinas sincronías interconectadas de mantenerse en sincronismo. Esto es posible gracias a las fuerzas restaurativas que actúan cada vez que existen fuerzas que tienden a acelerar o desacelerar una o mas maquinas síncronas con respecto al resto de maquinas que están interconectadas. En un sistema interconectado, los rotores de cada máquina sincrónica en el sistema rotan con la misma frecuencia eléctrica. La potencia entregada por el generador para el sistema de potencia es igual a la energía mecánica aplicada por el primotor, despreciando las pérdidas. Esta energía mecánica que aporta el primotor en el eje es el producto del esfuerzo del torque y la velocidad, PM=TMω. El par mecánico está en el sentido de rotación mientras que el par eléctrico es aplicado al eje por el generador en una dirección opuesta a la rotación como se observa en la figura 2.16 Figura 2.16. Par mecánico y eléctrico aplicado al eje [2] 31 Donde: PM = Potencia mecánica ω = Velocidad angular Te = par eléctrico TM = par mecánico Cuando el sistema se altera debido a un fallo o la carga es cambiada rápidamente, la potencia eléctrica de la máquina cambia. La potencia eléctrica de la máquina puede cambiar rápidamente, pero la energía mecánica en la máquina es relativamente lenta a los cambios. Debido a esta diferencia en la velocidad de respuesta, existe una diferencia temporal en el equilibrio de potencia. Este desequilibrio provoca una diferencia en el par aplicado al eje, lo que hace que se acelere o desacelere, dependiendo de la dirección del desequilibrio. Tanto la velocidad del rotor como el ángulo relativo del rotor cambian. La figura 2.17 muestra la relación entre el ángulo del rotor (par) δ, de la fuerza magnetomotriz del estator (MMF), F1 , Y la MMF rotor, F2 . El ángulo de par , δ, es el ángulo entre el MMF rotor, F2, Y la resultante de la suma vectorial de los FMMs del rotor y el estator, R, como se observa en la figura 2.18 es una representación de un generador síncrono conectado a través de un sistema de transmisión a una red infinita. 32 Figura 2.17. Estator, rotor, FMMs resultantes y ángulo del par [7] Figura 2.18 Máquina sincrónica en red infinita. EA = tensión interna del generador XS = reactancia interna del generador VT = tensión en bornes de la máquina VHV = Lado de alta del transformador de generación EO = tensión de la barra infinita 33 XE = impedancia externa Recordando la ecuación 2.8 la salida de potencia real (MW) del generador en una base de estado estable (linealizado) se rige por la ecuación P3φ = 3 * VT E A senδ . Cuando la XS transferencia de potencia aumenta, el ángulo δ aumenta. Un fallo en el sistema puede cambiar el flujo de energía eléctrica, resultando en una el cambio en el ángulo de potencia, δ. Si una falla hace que la corriente I aumente y la tensión de terminales disminuya, la potencia eléctrica de la máquina se reducirá, ya que la impedancia vista por el generador es ahora principalmente inductiva. Esta alteración provoca que el ángulo del rotor aumente tal vez más allá de los límites de funcionamiento del generador sincrónico. Las variaciones resultantes en el flujo de energía como las aceleraciones del rotor causan una pérdida de sincronismo y el generador se isla del resto del sistema. La perturbación sobre el sistema remanente, debido a la pérdida de generación puede dar lugar a disparo adicionales y potencialmente, una cascada de apagones. 2.4.1.1. Estabilidad transitoria Una perturbación transitoria generador red puede esperarse que produzca algunas oscilaciones debido a la incapacidad del par mecánico para estabilizar de forma instantánea la variación transitoria en el par eléctrico. La estabilidad depende tanto de los estados iniciales de operación del sistema como de la severidad de la perturbación. La producción de energía eléctrica de la máquina síncrona puede expresarse en un par eléctrico, Te multiplicada por la velocidad angular ω. 34 A raíz de una perturbación, el cambio en el par eléctrico se descompone en dos componentes: ∆Τe = K s ∆δ + K D ∆ϖ (2.13) Donde: K s ∆δ = La componente del par que está en fase con el cambio del ángulo del rotor. “torque de sincronización”. K D ∆ϖ = La componente del par que está en fase con el cambio de velocidad. “torque de amortiguamiento”. Ambos componentes del par actúan sobre cada generador en el sistema. La falta del par de sincronización suficiente dará lugar a la pérdida de sincronismo. Esta pérdida de sincronismo sólo puede prevenirse si el suficiente flujo magnético puede desarrollarse cuando un cambio transitorio en el par eléctrico se produce. Esto es facilitado por una alta respuesta inicial del sistema de excitación (una sistema de excitación que causará un cambio de la entrada a la salida de 0.1 Segundo), con suficiente capacidad de forzado de campo y una respuesta suficientemente rápida para resistir la aceleración o la desaceleración del rotor. Para ser eficaz tanto para la respuesta de aceleración y desaceleración del rotor, el sistema de excitación debe ser capaz de forzar el campo, tanto positiva como negativamente, especialmente en los generadores con excitadores rotativos. Cuando el rotor se acelera en relación con el flujo del estator, el ángulo del rotor es cada vez mayor debido a que el par mecánico es mayor que el par eléctrico. El sistema de 35 excitación debe aumentar la excitación mediante la aplicación de un voltaje positivo alto en el campo del alternador tan rápido como sea posible. Por otro lado, cuando el ángulo del rotor disminuye debido a que el par mecánico es menor al par eléctrico, el sistema de excitación debe disminuir la excitación tras la aplicación de un voltaje alto negativo en el campo del alternador tan rápido como sea posible. La estabilidad transitoria se refiere principalmente a la los efectos inmediatos de una falla de línea de transmisión sobre el generador Sincrónico [7]. La figura 2.19 muestra el comportamiento típico de un generador en respuesta a una condición de falla. Figura 2.19 Ilustración estabilidad transitoria [7]. 36 A partir de la condición de operación inicial (punto 1), un primer plano en la falla de transmisión causa que la potencia real “Pe” sea reducida drásticamente. La diferencia resultante entre la energía eléctrica y la potencia mecánica de la turbina hace que el rotor del generador se acelere con respecto al sistema, aumentando el ángulo de potencia (punto 2). Cuando la falta se cancela, la energía eléctrica se restablece a un nivel correspondiente al punto apropiado en el ángulo de potencia (curva del punto 3). Para quitar la falla necesariamente se elimina una o más elementos de transmisión en servicio y al menos temporalmente se debilita el sistema de transmisión. Después de quitar la falla, la potencia eléctrica del generador es mayor que la potencia de la turbina. Esto hace desacelerar a la unidad (punto 4), reduciendo el momento del rotor adquirido durante la falla. Si hay suficiente par de retardo después de la falla para compensar la aceleración durante la falla, el generador será transitoriamente estable en el primer golpe y volverá hacia su punto de operación. Si el par de retardo es insuficiente, el ángulo de potencia seguirá aumentando hasta que el sincronismo con el sistema se pierde, por lo tanto la estabilidad del sistema de potencia depende del tiempo despeje de falla en el sistema de transmisión, como se ilustra en la figura 2.20. 37 Figura 2.20. Efecto del Despeje Falla [7]. 38 En el ejemplo de compensación más lenta (a), el tiempo de duración de la falla permite al rotor acelerar a lo largo de la curva de PE, eso desacelera el par correctamente al límite, manteniendo el rotor en sincronismo. Cuanto más corto sea el tiempo de compensación de falla (b) se detiene la aceleración del rotor mucho antes, asegurando que el par de sincronización existente es suficiente para recuperarse con una amplio margen de seguridad. Este efecto demanda a los ingenieros instalar protecciones rápidas para proteger el sistema de transmisión. 2.4.1.2. Estabilidad de pequeña señal Es la capacidad de un sistema de potencia de mantenerse en sincronismo bajo pequeñas perturbaciones. Dichas perturbaciones si se consideran suficientemente pequeñas se puede linealizar las ecuaciones del sistema para propósitos de análisis. Las perturbaciones como se citó anteriormente podrían ser pequeñas variaciones en la carga o en el sistema de generación. Si el par de amortiguamiento suficiente no existe, el resultado puede hacer que las oscilaciones del ángulo del rotor aumenten su amplitud. Los generadores conectados a la red que utilizan una alta ganancia pueden experimentar insuficiente amortiguación de las oscilaciones del sistema. Para entender mejor la diferencia entre el los buenos efectos de alto rendimiento de los sistemas de excitación y el lado de los efecto que reducen el par de amortiguamiento, recordando la ecuación (2.13) se ha comentado anteriormente que descompone el cambio en el par eléctrico, ∆Te, en los dos componentes del par de sincronización y el par de amortiguamiento. El par de sincronización aumenta la atracción entre el rotor y el flujo del estator, disminuyendo el 39 ángulo δ, y reduciendo el riesgo de sacarlo de paso. El par de amortiguación, Por otra parte, retrasa la fase o el conductor de la corriente de excitación. Al igual que el momento de la empuja a una onda, la corriente de excitación actúa para mejorar el par de sincronización normalmente está en retraso por las características del sistema de excitación, el tiempo de retraso del campo del alternador, y el tiempo de retardo del campo de excitación (si se utiliza). Estos retrasos causan el efecto de alta respuesta inicial de un sistema excitación y causan amortiguamiento negativo, resultando en la pérdida la estabilidad de pequeña señal. Las pérdidas de la estabilidad de pequeña señal se componen en una o más tipos de oscilaciones enumerados a continuación, con la participación de oscilaciones del rotor que pueden crecer sin límites, o puede tomar un largo tiempo para amortiguar. Tres tipos de oscilaciones que se han experimentado con los generadores de interconexión y redes de transmisión conocidas también como oscilaciones de Baja Frecuencia (OBF) son aquellas oscilaciones, que se producen por la interacción entre el sistema eléctrico y el sistema mecánico de impulso de los generadores, las mismas ocurren entre una máquina sincrónica o una central eléctrica y el resto del sistema o entre grande grupos de unidades generadoras [10]. Las oscilaciones de baja frecuencia se dividen en tres categorías: 40 Figura. 2.21. Oscilaciones entre sistemas vecinos 2.4.1.2.1 Oscilaciones entre sistemas vecinos Estas oscilaciones involucran típicamente a dos o más máquinas sincrónicas en una planta de energía o plantas cercanas. Las oscilaciones de las máquinas entre sí, con la frecuencia de la oscilación de potencia que varían entre 1,5 y 3 Hertz. Figura. 2.22. Oscilaciones locales 2.4.1.2.2. Oscilaciones locales: Estas oscilaciones en general implican una o más máquinas sincrónicas en una central eléctrica oscilando juntas en contra de un sistema de energía o centro de carga relativamente grande. La frecuencia de oscilación está en el rango de 0,7 Hz a 2 Hertz. 41 Estas oscilaciones producen molestias cuando la planta Entrega una gran carga con un sistema de transmisión de alta reactancia. Figura 2.23 Oscilaciones en sistemas longitudinales 2.4.1.2.3. Oscilaciones en sistemas longitudinales Estas oscilaciones usualmente consisten en una combinación de muchas máquinas en una parte de un sistema de potencia en contra del balanceo de otras máquinas en otra parte del sistema de potencia. Estas oscilaciones están normalmente en el rango de frecuencias menores que 0,5 Hertz. Las OBF son perjudiciales para el sistema de potencia ya que pueden producir [10]: • Perdida de estabilidad estática. • Separación del sistema de potencias en islas eléctricas. • Aparecen oscilaciones en magnitudes eléctricas (P, Q, V, I, f.p), las cuales alteran el estado de operación en régimen permanente de la red. Por tales razones, es importante mejorar el amortiguamiento de las oscilaciones de baja frecuencia, por lo que se introducen en el sistema de potencia diferentes dispositivos para tal efecto, como por ejemplo los AVR y los PSS. 42 2.4.2. Estabilidad de frecuencia Como se puede observar en la figura 2.14, esta se clasifica en dos fenómenos que dependen del tiempo de duración del mismo: la estabilidad de larga duración y la estabilidad de media duración las cuales son relativamente nuevas dentro de la literatura de estabilidad en los sistemas de potencia. Trastornos severos en el sistema pueden resultar en grandes caídas de voltaje, frecuencia y flujos de potencia que invoquen la acción de procesos lentos, controles y protecciones no modeladas en estudios de estabilidad transitoria convencionales. El análisis de estabilidad de larga duración asume que las oscilaciones de potencia entre maquinas han salido de amortiguamiento. La respuesta del sistema de media duración representa la transición entre la respuesta de corta duración y la de larga duración. En estudios de estabilidad de media duración, la atención va dirigida en las oscilaciones de potencia entre maquinas, incluyendo los efectos de algunos pequeños fenómenos que ocurren en el sistema junto con caídas considerables de voltaje y frecuencia. Los rangos típicos de tiempo de análisis son: Corta duración o transitorio: 0 a 10 segundos Media duración: 10 segundos a algunos minutos. Larga duración: unos minutos a 10 minutos. Generalmente, los problemas de estabilidad de larga duración y mediana duración están asociados con respuestas inadecuadas de equipos de control, coordinación de protecciones inadecuadas o reservas inadecuadas de potencia reactiva y activa. 43 La estabilidad de larga duración usualmente se asocia con la respuesta del sistema a perturbaciones que envuelven contingencias que están por encima de las consideradas como normales para efectos de criterios de diseño del sistema. Esto puede conllevar al disparo en cascada de varias maquinas sincrónicas y dejar al sistema de potencia separado en varias “islas”. La estabilidad en este caso es una cuestión de si cada isla alcanzara estados aceptables de operación perdiendo la minima cantidad de carga. 2.4.3. Estabilidad de Voltaje La estabilidad de voltaje “es la capacidad de un sistema de potencia de mantener voltajes estables en sus barras bajo condiciones normales de operación y luego de haber sido sujeto a una perturbación”. Un sistema entra en inestabilidad de voltaje cuando una perturbación, incrementa la demanda del sistema o cambia las condiciones del sistema, causa una progresiva e incontrolable caída en el voltaje. El factor principal que causa inestabilidad es la incapacidad del sistema de potencia de generar la cantidad de potencia reactiva necesaria para que dicha caída en los voltajes no ocurra [11]. Un criterio de estabilidad de voltaje es que, para una condición de operación dada y para cada barra en el sistema, la magnitud del voltaje de una barra incremente en relación con el incremento en la inyección de potencia reactiva hacia dicha barra. Un sistema se vuelve inestable en términos de voltaje si, para al menos una barra en el sistema, la magnitud del voltaje en la barra cae mientras la inyección de potencia reactiva hacia esa barra aumenta. En otras palabras, un sistema presenta estabilidad de voltaje si la sensibilidad V-Q es 44 positiva para cada barra y presenta inestabilidad de voltaje si la sensibilidad V-Q es negativa para al menos una barra del sistema. Caídas progresivas en el voltaje de las barras puede estar asociada con problemas en los ángulos de los rotores, sin embargo el tipo de caída mantenida del voltaje que esta asociada con la inestabilidad de voltaje ocurre cuando la estabilidad angular no juega ningún papel en el fenómeno. La inestabilidad de voltaje es esencialmente un fenómeno local (los sistemas de potencia pueden ser divididos en zonas de control de voltaje), sin embargo, sus consecuencias pueden tener un impacto global dentro del sistema de potencia. 2.4.3.1 Estabilidad de Voltaje de Larga Perturbación Esta relacionada con la capacidad del sistema de controlar el voltaje luego de una perturbación de amplia duración, como una falla en el sistema, perdida de generación, o algún tipo de contingencia. Esta capacidad se determina por medio de la característica de carga del sistema y por las interacciones tanto de los controles y protecciones discretas y continuas. El periodo de interés se puede extender de unos cuantos segundos hasta los diez minutos. Por lo tanto, simulaciones dinámicas de larga duración son requeridas para analizar este fenómeno. 2.4.3.2 Estabilidad de Voltaje de Pequeña Perturbación Esta relacionada con la capacidad del sistema de controlar el voltaje luego de una pequeña perturbación, como los cambios incrementales en la carga de un sistema. Esta forma de 45 estabilidad se determina por las características de la carga, los controles continuos y discretos para un instante de tiempo dado. 2.5 Estabilizadores de sistema de potencia (pss) El estabilizador de sistema de potencia (PSS) es un dispositivo que mejora la amortiguación de las oscilaciones electromecánicas del generador. Los Estabilizadores se han empleado en los grandes generadores durante varias décadas, permitiendo mejorar las utilidades de los límites de estabilidad. De la ecuación 2.13, se puede observar que el valor positivo de KS la componente de par de sincronización se opone a los cambios en el ángulo del rotor desde el punto de equilibrio (es decir, un aumento en el ángulo del rotor dará lugar a un par de desaceleración en la red, haciendo que la unidad baje en relación con el sistema de potencia, hasta que el rotor ángulo es devuelto a su punto de equilibrio, ∆δ = 0). Del mismo modo, para los valores positivos de KD, El componente de par de amortiguamiento se opone a los cambios en la velocidad del rotor en el estado estable del punto de operación. Un generador se mantendrá estable, mientras hay suficiente torque positivo de sincronización y de amortiguación que actúan en su rotor para todas las condiciones de operación. Para los valores positivos del coeficiente de amortiguamiento, y de entrada de potencia constante, la respuesta del ángulo del rotor ante pequeñas perturbaciones tomará forma de una sinusoidal amortiguada. La relación entre la velocidad del rotor y la potencia eléctrica, tras pequeños perturbaciones se ilustra en la Figura 4.23. 46 Figura 2.24. Respuesta de velocidad y el ángulo a las pequeñas perturbaciones [2] Distintos factores pueden influir en el coeficiente de amortiguamiento de un generador síncrono, incluyendo el diseño del generador, la fuerza de la interconexión de la máquina a la red, y el ajuste del sistema de excitación. Mientras que muchas unidades tienen coeficientes de amortiguación adecuados para las condiciones de operación normal, ellos pueden experimentar una reducción significativa en el valor de KD seguido de cortes de transmisión, e importantes relaciones de amortiguación inaceptablemente bajos. En situaciones extremas, los coeficientes de amortiguamiento pueden ser negativos, provocando que las oscilaciones electromecánicas crezcan y eventualmente, causan la pérdida de sincronismo. Esta forma de inestabilidad es normalmente denominada como dinámica. 47 Mediante la adición de un PSS a una alta respuesta del sistema de excitación inicial , el beneficio de un mayor par de sincronización está disponible y la posibilidad de disminución del par de amortiguación se puede corregir. La función del PSS es oponerse a cualquier oscilación a través de cambiar la excitación en el momento justo para reducir las oscilaciones. La fuente de la reducción de la amortiguación es el atraso de fase debido a las constantes de tiempo del campo y al desfase en el lazo de regulación de voltaje. Así, el PSS utiliza la compensación de fase para ajustar el tiempo de su señal de corrección para oponerse a las oscilaciones que detecta en el rotor del generador. Un PSS puede aumentar el coeficiente de amortiguamiento de un generador, lo que permite una unidad operar bajo condiciones en las que no hay suficiente amortiguación natural. 2.6.1 PSS teoría de operación La modulación de la excitación en el generador puede producir cambios transitorios en la potencia eléctrica del generador. Las respuestas rápidas de excitadores equipados con alta ganancia de AVR utilizan su velocidad y forzado para incrementar el coeficiente KS del par de sincronización del generador, mejorando los límites de estabilidad del estado estable y transitorio. Lamentablemente las mejoras del par de sincronización son a menudo logradas a expensas del par de amortiguamiento, reduciendo los niveles oscilatorios o estabilidad de pequeña señal. Para contrarrestar este efecto, muchas unidades que utilizan alta ganancia de VAR también están equipadas con PSS para aumentar el coeficiente de amortiguamiento KS y así mejorar la estabilidad oscilatoria. 48 Mediante la figura 2.25 se muestra la relación entre el generador, el sistema de control de la tensión de excitación y el dispositivo PSS, donde podemos notar las señales de entrada del PSS, estas pueden ser: • Desviación de la velocidad del eje de la turbina (∆ω). • Desviación de frecuencia (∆f) • Desviación de la potencia eléctrica (∆Pe). • Desviación de la potencia acelerante (∆Pa). Figura 2.25: Esquema de vinculación entre el generador, el sistema de control de excitación y el dispositivo PSS [10] Como se dijo anteriormente, se puede mejorar el amortiguamiento del sistema al proveer una componente de momento eléctrico en fase con las desviaciones de velocidad. Para esto el estabilizador debe producir un adelanto de fase que elimine los atrasos producidos por el AVR y el generador, a las frecuencias de interés. Esto se puede lograr mediante redes de compensación, al diseñar el PSS de tal forma que actué solamente cuando ocurre una oscilación, debido a que si actúa en estado estable podría modificar la tensión de referencia 49 de la máquina [11]. Tomando esto en cuenta, la estructura básica del estabilizador se presenta en la figura 2.26. Figura 2.26: Estructura básica del PSS [11] De donde se obtiene la siguiente función de transferencia ∆U PSS sK s (1 + sT1 )(1 + sT3 ) = ∆µ s (1 + sTW )(1 + sT2 )(1 + sT4 ) (2.14) El dispositivo PSS esta conformado por tres diferentes partes: • Redes de compensación: La función de estas redes de compensación es proporcionar suficiente adelanto de fase para compensar los atrasos producidos por el AVR y el momento eléctrico del generador. Dependiendo de cuanto atraso haya en lazo, puede ser necesario utilizar dos o más redes en cascada. Comúnmente son suficientes solo dos bloques de adelanto-atraso [11]. • Washout: Esta segunda etapa tiene la función de de determinar la frecuencia mínima con la cual el PSS comienza a aportar amortiguamiento, además es utilizado para reducir la sobre-respuesta del amortiguamiento durante severos eventos [11]. • Ganancia: La ganancia es un factor importante en la acción amortiguadora, debido a que esta aumenta en medida en que aumenta la ganancia del PSS. Para lograr un buen amortiguamiento de las oscilaciones es necesario un adecuado diseño del PSS y un 50 apropiado ajuste de sus parámetros, los cuales deben ser determinados separadamente para cada tipo de generador, debido a su dependencia de los parámetros de la máquina [1]]. Uno de los factores más importantes en el estudio de los estabilizadores es la elección de la señal de entrada, ya que de ésta depende la efectividad del dispositivo. Las señales típicas de entrada al dispositivo son: Desviación de la velocidad del eje de la turbina (∆ω) Dado que el objetivo del estabilizador es el de amortiguar las oscilaciones de velocidad y ángulo en la máquina, es de suponer la utilización de la velocidad como señal de entrada al dispositivo. Sin embargo, el utilizar la ∆ω como señal del PSS presenta problemas a altas frecuencias debido a que el eje del grupo turbina-generador no es un elemento rígido, sino que tiene elasticidad y una dinámica, resultado de la interacción de sus componentes. Por lo cual se presentan, en la medición de la velocidad, componentes dinámicas debido a los pares torsionales del eje. Para contrarrestar estos efectos, se deben usar filtros adicionales que atenúen la ganancia a altas frecuencias [11]. Desviación de frecuencia (∆f) Debido a las oscilaciones torsionales debidas al uso de la ∆ω como señal de entrada, la ∆f es usada para este fin. Esta activa en menor medida las oscilaciones torsionales, con respecto a la ∆ω, y es que aunque pareciera que las señales de frecuencia y velocidad son similares, son señales que se comportan distintos y solamente en algunas ocasiones tienen un comportamiento parecido [11]. La principal diferencia entre ∆ω y ∆f es que la última incrementa su ganancia a medida que el sistema de transmisión se hace más débil, lo cual reduce el efecto del estabilizador sobre 51 el momento eléctrico. La principal ventaja de la utilización de ∆f como señal de entrada, es que tiene la ventaja de ser más sensible a modos de oscilación entre plantas o grandes áreas, que a modos que involucren máquinas individuales. Desviación de la potencia eléctrica (∆Pe) La ∆Pe como señal de entrada presenta requisitos dinámicos más pequeños comparados con las dos señales anteriormente mencionadas, debido a que ∆Pe presenta un atraso de 90º con respecto a la desviación de la velocidad del eje de la máquina. La ventaja de utilizar esta señal, es su proporcionalidad con el cambio de velocidad a la frecuencia de oscilación de interés, además de ser provista de una forma más sencilla y sujeta a un menor ruido. La desventaja que presenta esta entrada, es que ignora el efecto que tiene la potencia mecánica, debido a que es considerada constante (∆Tm=0). Al no ser así, la señal de entrada al estabilizador no es solamente la potencia eléctrica, como es supuesta [11]. Desviación de la potencia acelerante (∆Pa) Al ser ∆Tm ≠ 0, se sustituye ∆Pe por la ∆Pa, que tiene la ventaja de tomar en cuenta las ∆Tm. Presenta una baja influencia sobre las oscilaciones torsionales. Resulta útil también que esta entrada presenta 90º de adelanto de fase con respecto a ∆ω. La gran limitante de la utilización de esta señal de entrada es que se determina a través de dos componentes: ∆Pe y ∆Tm. La primera se puede medir con facilidad, sin embargo la segunda no están fácil de medir. Una buena alternativa es obtener la potencia mecánica a partir de la potencia eléctrica y la desviación de la velocidad [11]. 52 En la figura 2.27 el uso del PSS esta demostrado mostrando el Angulo del rotor relativo con y sin el PSS. El estabilizador tuvo un pequeño efecto sobre la primera onda, solamente en la siguiente onda se puede notar la mejoría. Figura 2.27 Comparación de un sistema de excitación con y sin PSS [1] Muchas veces un equilibrio entre una excitación forzada y una rápida respuesta inicial en la excitación basta para mejorar la estabilidad del sistema en general. Sin embargo el PSS es usado usualmente solamente para sistemas que exceden los 75 MVA o maquinas por encima de los 35 MVA. Para ayudar a mejorar la fiabilidad de los sistema de transmisión. 53 CAPITULO 3. Sistema de Excitación Estática. 3.1 Modelo utilizado por la C.N.F.L Como parte de los trabajos de modernización y mantenimiento, algunos de los generadores de la C.N.F.L., han sido equipados con sistemas de excitación estática, sustituyendo los originales equipos dinámicos. Los nuevos sistemas de excitación corresponden al modelo de la Estándar 421.1 de la IEEE para sistemas de excitación con fuente de potencia con rectificadores controlados, cuyo diagrama de bloques funcional se muestra en la siguiente figura 3.1. Figura 3.1 Excitación con fuente de potencia con rectificadores controlados [15] Este diagrama da una idea básica del funcionamiento cuya alimentación, tanto de consumo propio como para la excitación DC del campo, es tomada del voltaje de salida del 54 generador y se rectifica por medio de SCR’s, aquí entra en funcionamiento el cebado de arranque el cual se analizará mas adelante, la otra manera de alimentación para la excitación es la alimentación independiente la cual implica una fuente auxiliar y no es requerido el cebado de arranque. 3.2. Elementos que conforman el SEE. El sistema de excitación está conformado por diversos equipos de potencia, medición y control. • Transformador de excitación. • Transformador para la medición trifásica del voltaje terminal del generador. • Transformador para la medición monofásica de la corriente. • El chasis de control con el regulador automático de voltaje (AVR) y el control de disparo de los SCR. • El chasis de rectificación o excitatriz donde se encuentran los SCR de potencia. • El control manual o en el panel frontal del cubículo. • Ajustadores del voltaje de referencia para modo manual y automático. • Banco de baterías como fuente de DC para el arranque del generador. • Dispositivos de control y protección. 3.2.1 Transformador de excitación. Es un transformador seco, enfriado por circulación natural de aire y conectado en configuración Y-∆. En el lado de alta tensión se conecta el voltaje de salida del generador 55 que puede estar arriba de los 4.000 voltios, por este motivo se ubica en un gabinete cerrado y aparte del cubículo de los equipos de control. El lado de baja tensión esta conectado al chasis de rectificación y además puede ser utilizado para alimentar el servicio propio del chasis de control. Su potencia nominal está en función al tamaño de la máquina sincrónica y de su corriente de campo [13]. 3.2.2 Transformadores de medición. Son dos transformadores de precisión, el primero para el sensado trifásico del voltaje de salida del generador y el segundo para la corriente en una de las fases. El TP es de impedancia propia muy alta, debido a que trabaja prácticamente en régimen de vacío, ya que la carga conectada en su secundario son los circuitos de comparación del AVR y el de sincronización del control de disparo. Se conecta en configuración delta abierta tanto en el primario como en el secundario. El transformador de corriente o intensidad consiste en un toroide o galleta debidamente aislado, el arrollamiento primario es el mismo conductor principal que lleva la generación [13]. 3.2.3 Chasis de control. El chasis de control es doblemente alimentado, con voltaje DC desde el banco de baterías y adicionalmente con voltaje AC. La operación puede ser desde ambas fuentes. El voltaje AC se aísla a través de un transformador, luego la tensión es rectificada y filtrada con un condensador. 56 La fuente de voltaje DC se conecta también al filtro a través de un diodo. Esto permite la operación con una o ambas fuentes conectadas al chasis. La alimentación de AC puede conectarse al secundario del transformador de excitación a través de transformadores de aislamiento. Se busca con esto disminuir la carga sobre la fuente de DC del banco de baterías. Este dispositivo controla o lleva a cabo tres procesos importantes en el funcionamiento del SEE, primeramente el cebado o alimentación de arranque al arrollamiento del campo del generador, la sincronización y generación de las señales de disparo para los SCR de la excitatriz y la regulación del voltaje de salida del generador sincrónico [13]. 3.2.3.1 Función de cebado o arranque. Para iniciar el arranque es necesario alimentar el arrollamiento de campo del generador con una corriente de cebado que proviene del banco de baterías a través de un circuito de crecimiento de tensión. El proceso da inicio con la puesta en marcha de la máquina. El chasis de control cierra el contacto de cebado y simultáneamente arranca un temporizador de tiempo ajustable (22 segundos en los equipos Basler). El contacto se mantiene cerrado hasta que se detecta a la salida del generador la tensión de sincronización, esta tensión es ajustable. Si el temporizador termina su cuenta antes de obtener la tensión de sincronización, abre el contacto de cebado y envía una señal de “falla de flasheo”. Debido a que el arrollamiento del campo es altamente inductivo, la repentina desconexión puede provocar un sobre voltaje de regreso en el chasis rectificador, para lo cual está conectado un “diodo volante” de potencia en derivación con el campo y en oposición al paso de la 57 corriente DC. Si el voltaje de salida alcanza el voltaje requerido, el circuito de crecimiento abre el contacto de cebado, en ese momento el chasis toma el control total de la salida de la excitatriz [13]. 3.2.3.2 Función de sincronización y generación de las señales de disparo. Las señales de voltaje a la salida del transformador de excitación son llevadas a través de un transformador de aislamiento hasta el circuito de disparo, que las deriva y sincroniza por separado y son comparadas con la señal de error amplificada del AVR, como resultado se obtienen tres grupos de pulsos de salida, que se utilizan para el manejo de los SCR en el chasis de rectificación. La señal de control de error varía el ángulo entre el cruce por cero de una fase y el pulso de salida [6], variando de este modo la potencia rectificada. 3.2.3 Chasis de rectificación o excitatriz. La función básica del chasis rectificador es producir la potencia para excitar el campo del generador. Para la rectificación utiliza un puente rectificador de potencia con tres tiristores (SCR) y tres diodos, que toma la alimentación trifásica del transformador de excitación externo y la convierte a DC para alimentar el arrollamiento del campo. El puente de rectificación es controlado por la señal de pulsos proveniente del control de disparo. Cuando el SCR es disparado antes o después de la mitad del ciclo (paso por cero), el regulador variará el voltaje DC sensado a través del campo y mantendrá el voltaje de línea del generador dentro de la banda de regulación. 3.2.5 Panel de control manual. 58 El control manual es una opción de régimen de funcionamiento, bajo el cual funciona el sistema de excitación, puede requerirse para controlar la máquina en caso de falla del control automático o en caso de inestabilidad del mismo bajo ciertas condiciones de carga 3.2.6 Ajustadores del voltaje de referencia. Este ajuste puede ser de modo analógico o digital dependiendo del tipo de excitadora, en los analógicos el ajuste se da por medio de la variación de una resistencia, así, una disminución de la resistencia provoca un aumento del voltaje de referencia y viceversa. Cuando el tipo de SEE es digital, tal es el caso del DECS-400 (sistema de control digital de excitación, por sus siglas en ingles) los parámetros de ajustes y referencias pueden darse desde el panel frontal y desde una PC. 3.2.7 Dispositivos electrónicos de control y protección. Para asegurar la operación normal el SEE cuenta con una serie de protecciones que identifican las variables del proceso de regulación, en primera instancia si alguna magnitud toma valores fuera de los límites de trabajo, envían señales de advertencia a los indicadores del panel frontal o activan el disparo o desconexión de la máquina. 3.3. Modelos lineales del sistema de excitación estática Los componentes de un SSE pueden ser modelados de forma razonable, estos son modelos linealizados que toman en cuenta la mayoría de constantes de tiempos y que hace caso omiso a la saturación u otras no linealidades 59 Una vez modelados cada uno de estos componentes se mencionan en este trabajo tres tipos de AVR, como lo son el AVR con y sin estabilizador de compensación, y el AVR con controlador PID. 3.3.1. Modelado del amplificador El amplificador de sistema de excitación puede ser un amplificador magnético, amplificador de rotación, o un amplificador electrónico moderno. El amplificador está representado por una ganancia KA y una constante de tiempo τA, y la función de transferencia es: VR ( s ) KA = Ve ( s ) 1 + τ A s (3.1) Los valores típicos de K A están en el rango de 10 a 400. El tiempo amplificador constante es muy pequeño, en el rango de 0,02 a 0,1 segundos, y, a menudo no se toma en cuenta. 3.3.2. Modelado de Excitador Hay una variedad de diferentes tipos de excitación. Sin embargo, los sistemas de excitación modernos utilizan fuente de alimentación de CA a través de rectificadores de estado sólido como el SCR. El voltaje de salida de la excitación es una función no lineal de la tensión de campo, debido a los efectos de saturación en el circuito magnético Por lo tanto, no existe una relación simple entre la tensión en bornes y la tensión de campo de la excitación. Muchos de los modelos con diferentes grados de complejidad se han desarrollado y están disponibles en las publicaciones de la recomendación IEEE. En la forma más sencilla, la función de transferencia de un excitador moderna puede ser representada por una sola 60 constante de tiempo τE y una ganancia KE, es decir, La constante de tiempo de excitadores modernos es muy pequeña. VF ( s ) KE = VR ( s ) 1 + τ E s (3.2) 3.3.3. Modelado del Generador. La fem generada de la máquina síncrona está en función de la curva de magnetización de la máquina, y la tensión en bornes depende de la carga del generador. En el modelo linealizado, la función de transferencia relacionando la tensión en bornes del generador con su tensión de campo puede ser representada por una ganancia KG y una constante de tiempo τG y la función de transferencia es: Vt ( s ) KG = VF ( s ) 1 + τ G s (3.3) Estas constantes son dependientes de la carga, KG puede variar entre 0.7 a 1, y τG entre 1.0 y 2.0 segundos de plena carga a vacío. 3.3.4. Modelado del Sensor. La tensión es sensada a través de un transformador de potencial (TP) y se rectifica a través de un puente rectificador. El sensor se basa en una simple función de primera orden de transferencia, dada por VS ( s ) KR = Vt ( s ) 1 + τ R s (3.4) τ R es muy pequeña, y se puede asumir un rango de 0 a 0,06 segundos. 61 3.3.5. Estabilizador del Sistema de Excitación sin retroalimentación En la figura 3.2 se muestra el diagrama de bloques de un AVR con los modelos descritos. Figura 3.2 Diagrama de bloques de un AVR simplificado [19] La función de transferencia a lazo abierto del diagrama de bloques en la figura 3.2 es K G ( s) H ( s) = K AK E KG K R (1 + τ A s )(1 + τ E s )(1 + τ G s )(1 + τ R s ) (3.5) y la función de transferencia a lazo cerrado relacionando las terminales del generador Vt(s) con la tensión de referencia Vref(s) es; Vt ( s ) K A K E K G K R (1 + τ R s ) = Vref ( s ) (1 + τ A s )(1 + τ E s )(1 + τ G s )(1 + τ R s ) + K A K E K G K R (3.6) VT ( s ) = T ( s )Vref ( s ) (3.7) O también Existen también otras configuraciones implementadas de AVR según sea la necesidad. 3.3.6. Estabilizador del Sistema de Excitación – con retroalimentación Para valores altos de KA, el sistema se vuelve inestable, y un valor superior a 12,5 resulta en una respuesta indefinida. Por lo tanto, se debe aumentar la estabilidad relativa mediante la introducción de un controlador, lo que añadirá un cero a la función de transferencia en 62 lazo abierto del AVR. Una forma de hacerlo es añadir un tipo de retroalimentación al sistema de control como se muestra en la Figura 3.3. Una respuesta satisfactoria puede ser obtenida, tras ajustar adecuadamente el KF y el τF Figura 3.3 Diagrama de bloques de un sistema de AVR compensado [19]. 3.3.7. Estabilizador de Sistema de Excitación - Controlador PID Uno de los controladores disponibles comercialmente más común es el controlador proporcional integral derivado (P1D). El controlador PID se utiliza para mejorar la respuesta dinámica, así como para reducir o eliminar el error de estado estacionario. El controlador derivativo añade un cero finito en la función de transferencia de lazo abierto de la planta y mejora la respuesta transitoria. El controlador integral agrega un polo en el origen y aumenta el tipo de sistema por uno y reduce el error de estado estacionario debido a un cero de la función. La función de transferencia del controlador PID con TD = 0 es; Gc( s ) = K P + Ki + KDs s (3.8) En la figura 3.4 se muestra el diagrama de bloques para un AVR compensado con un PID 63 Figura 3.4 Diagrama de bloques para un AVR con controlador PID [19]. 64 CAPITULO 4. MANUAL DE INSTALACIÓN DECS-400 La intención de este documento es obtener de forma clara el manual de instalación brindado por la empresa BASLER ELECTRIC. Para ello se tradujeron algunos artículos (inglés/español) y principalmente el manual de instalación del equipo. Para la C.N.F.L la mejor alternativa de actualización del equipo de excitación fue mantener la sección de electrónica de potencia como el chasis de rectificación (ver figura 4.1), El nuevo equipo incluye un DECS-400, montado en la puerta frontal para reemplazar el viejo estante AVR, un nuevo módulo programable de disparo digital IFM150 y una compuerta amplificadora que garantiza suficientes pulsos de energía para disparar los SCR. El esquema parcial del nuevo sistema interconectado se muestra en la figura 4.2. Este sistema de excitación está designado para operar un generador sincrónico trifásico AEG tipo SS750/1400 con las siguientes características mostradas en la tabla 4.1. 65 Tabla 4.1 Valores nominales del generador. Tensión en bornes 6600 Vac Frecuencia 60 Hz Potencia 1700 KW Voltaje de campo 110 Vdc (máx.) Corriente de campo 156 Adc (máx.) Velocidad 900 rpm Factor de potencia 0.8 Corriente de armadura 149 Aac Además se tiene que la fuente de alimentación para el sistema de excitación proviene de los mismos bornes del generador, la entrada de potencia en corriente alterna para el control es de 120 Vac mientras que en DC es 125 Vdc. El transformador de medición de tensión es trifásico delta abierta, su tensión primaria es de 6600Vac y la secundaria de 120 Vac, el transformador de medición de corriente está localizado en la fase B y posee un amperaje primario de 200 Aac y un secundario de 1 Aac. El transformador de potencial de excitación cuenta con un voltaje primario de 6600 Vac y un secundario de 160 Vac con una potencia nominal de 45.17 KVA. 66 Figura 4.1 Disposición interior de equipos en el cubículo del SEE. 67 Figura 4.2 Esquema parcial del nuevo sistema La figura 4.3 muestra la conexión típica en a.c equivalente al enmarcado con color rojo que se muestra en la figura 4.2. 68 Figura 4.3 Conexión típica AC Además de la necesidad de reemplazar el control analógico, se pueden indicar las ventajas y diferencias entre ambos sistemas de excitación, ellos son comparados en la tabla 4.2 69 Tabla 4.2 Comparación entre el DECS-400 vs. SSE Static Exciter Características del Basler Electric DECS-400 Características del Basler SSE 2 grupos de ajustes PID 1 Potenciómetro para estabilidad El primero para PSS activo, respuesta más rápida, el segundo PID cuando PSS está deshabilitado para asegurar la estabilidad (respuesta más lenta) • Dos limitadores de sobreexcitación Limitador de sobreexcitación Off-Line limitador, para proteger el estator del generador Agregado con el accesorio EL200 Limitador de sobreexcitación On-Line Rotor, para ofrecer al Rotor de un tiempo inverso o tiempo definido • Presión de hidrógeno para el cambiador de nivel de OEL No disponible No disponible • Activo en el modo de AVR y en el modo de regulador de corriente de campo (FCR) Protección Generador en sub/sobre tensión Protección no disponible, excepto a través relés externos • Pérdida de la protección del voltaje de sensado. Pérdida de Campo • Voltios / Hertz • Pérdida de campo del módulo de aislamiento • Campo de sobre corriente • Sobre tensión de campo 70 Características del Basler Electric DECS-400 • Oscilografía. 6 registros Características del Basler SSE No disponible Secuencia de eventos - 127 eventos • Tendencias de Capacidad • Dos Canales de registrador gráfico para la monitorización en tiempo y prueba • Construido en el analizador del sistema dinámico para la futura sintonización del PSS Volts / Hertz o limitador de subfrecuencia, limitador de sub excitación, curva de selección de interna Limitador sub frecuencia, limitador de sub excitación agregado en el accesorio EL200 Limitador de subexcitacion • Activo en el modo de AVR y el modo de regulador de corriente de campo (FCR) Activo solamente en modo AVR FCR (2%regulación) Base seguidor, control de referencia fija (no hay regulación) agregado en el RA-70M Seguimiento automático para la transferencia sin perturbaciones a todos los modos Seguimiento automático para la transferencia opcional sin perturbaciones. regulación de Voltaje del 0.25%, Modo Estándar Var o FP 0.5% regulación de tensión estándar opcional, accesorios opcionales modo Var/FP diagnóstico-seguro/ circuito de Watchdog No disponible Una vía manual solamente, pista AVR 71 Características del Basler Electric DECS-400 Características del Basler SSE Basado en el Software operativo Windows ®. Basler ESTCOMS Basler BESTCOMS Manejo intuitivo Medidores y osciloscopio necesarios para la puesta en marcha C37.90 transitoria rápida No disponible Listado UL y CSA No disponible Construcción con DECS-400 para montaje en rack y Drawout Montaje Estacionario Construcción CT Blocks cortocircuito CT Bloques Pantalla LCD retro iluminada Se requiere medición externa Arranque suave de control de tensión No disponible Seguimiento automático de tensión a la red No disponible Limitador de corriente del estator No disponible Compensación decaimiento de Reactivo Compensación decaimiento de Reactivo Compensador en la Fase de rotación Compensación de caída de tensión en Línea No disponible No disponible Communications: Comunicaciones: No disponible RS 485 - Modbus Modem telefónico, permite el uso de más de un BESTCOMS Línea telefónica para el monitoreo en tiempo real (2) 4-20 salida de transductor programable, parámetro seleccionable Pantalla de mediciones, identifican todos los ángulos de fase de corrientes y voltajes. No disponible No disponible 72 4.1 Equipos del controlador digital DECS-400 Como se dijo anteriormente, el nuevo equipo incluye un DECS-400, montado en la puerta frontal para reemplazar el viejo estante AVR, un nuevo módulo programable de disparo digital IFM150 y una compuerta amplificadora que garantiza suficientes pulsos de energía para disparar los SCR. Su descripción y funcionalidad de una forma general de estos tres equipos que forman el controlador digital DECS-400 son citadas a continuación, luego se procede a las instrucciones de montaje de cada uno de estos equipos. 4.1.1 DECS-400 El DECS-400 es un controlador basado en un microprocesador que proporciona un control de excitación, control de lógica flexible, y un estabilizador de sistemas de potencia opcional para máquinas sincrónicas en un paquete integrado. El controlador proporciona una salida analógica para el control de la salida DC de un puente rectificador externo y monitores de parámetros de la máquina para controlar los límites y protecciones de la máquina sincrónica para operaciones más allá de su capacidad. El estabilizador de sistemas de potencia opcional es un tipo IEEE- PSS2A, de entrada dual proporciona amortiguación de baja frecuencia para el modo local, sistemas vecinos, y longitudinales de las oscilaciones del sistema de potencia. El montaje y la operación inicial se ven facilitadas por Basler Electric con el software BESTCOMS PC de una forma amigable con el usuario, este incorporó el análisis de 73 monitoreo en tiempo real de prueba, oscilografía flexible, tendencias, y amplió la capacidad de pruebas, incluidos los medios para realizar pruebas con una frecuencia de respuesta con visualización gráfica de los resultados. Esto reemplaza la necesidad de un analizador del sistema dinámico externo. El DECS-400 con función opcional de PSS se emplea como el controlador principal en regulación de tensión. El DECS-400 controla la tensión de salida del generador, la producción de Var o factor de potencia, ajustando la salida de un semiconvertidor o puente rectificador que suple la energía en DC al campo de excitación del generador. Debido a su alto nivel de flexibilidad y fiabilidad, el DECS-400 es adecuado para su uso en los sistemas de controlador único o dual en casi cualquier máquina sincrónica. 4.1.2 Módulo de la Interfaz de disparo El IFM-150 Módulo de interfaz de disparo recibe una señal de control DECS-400 y luego calcula un tiempo de retardo basado en el cruce por cero de cada fase de tensión desde el transformador de sincronización. Al final del tiempo de retraso, el IFM-150 produce adecuadamente los ajustes sincronizados de pulsos para manejar los SCR del chasis rectificador del sistema de excitación. Cuando la señal de control del DECS aumenta (o disminuye), el intervalo de tiempo entre el cruce por cero de de cada tensión de fase y el inicio de su pulso de salida disminuirá (o aumentará). Esto se traduce en un aumento (o disminución) en la tensión de salida del chasis rectificador. 74 Un limitador de tensión en los terminales dentro de la IFM-1150 puede ser activado para poder controlar la tensión del generador a través del transformador de sincronización o transductor de tensión externa y comparar la medición con un nivel de referencia ajustable por el usuario. Si la tensión del generador supera el nivel de referencia, el IFM-150, modificará los pulsos de disparo SCR y limitará la tensión del generador. El IFM-150 está disponible en dos versiones que controla un rectificador monofásico o un chasis rectificador trifásicos. El IFM-150 trifásico puede ser configurado por el usuario para proporcionar pulsos de disparo al SCR para un puente rectificador totalmente controlado o medio controlado (positivo o negativo). Un puente rectificador totalmente controlado requiere que el IFM150 suministre seis pulsos de disparo para manejar los SCR del puente. Un puente rectificador medio controlado contiene tres SCR y tres diodos. El Control positivo se utiliza cuando el SCR está conectado al lado positivo (F+) de la salida del campo. El control negativo se utiliza cuando el SCR está conectado al lado negativo (F-) de la salida del campo. EL IFM-150 monofásico proporciona un control completo de un módulo rectificador monofásico. Cuatro juegos pulsos de disparo son generados por el IFM-150 para manejar los SCR del módulo rectificador. El software BESTCOMS proporciona el enlace de comunicación entre el IFM-150 y el usuario. Todos los ajustes del IFM-150 se introducen a través de BESTCOMS y todos los valores de medición se leen a través de BESTCOMS. El software PID (Proporcional + Integral + Derivado) dentro de BESTCOMS permite al usuario establecer los parámetros 75 correctos del PID basados en las constantes de tiempo de excitación especificados. Dentro del BESTCOMS, los ajustes del IFM-150 se pueden guardar en un archivo de computadora y utilizarse más adelante para configurar otras unidades con los mismos ajustes. 4.1.3 Conjunto de la compuerta Amplificadora. El conjunto de la compuerta Amplificadora de Basler Electric recibe seis conjuntos de la fase controlada, dispara los pulsos del IFM-150 y suministra las señales de entrada a un chasis rectificador que proporciona la excitación al campo de un generador o motor. Dos pulsos en las entradas reciben pulsos de disparo desde uno o dos IFMs en un sistema de excitación que utiliza controladores redundantes. La función del conjunto de la compuerta Amplificadora se divide en cuatro categorías: • Fuente de alimentación • Selección de la compuerta de pulso • Control de compuerta. • Detección de pulso fallido • Puente rectificador habilitar / deshabilitar • Detección de fallo del fusible. 4.1.3.1 Fuente de alimentación. La doble fuente de la alimentación acepta 48 a 150 Vcc y / o 120 VAC a partir de fuentes de poder externa. Ambos insumos de energía se filtran de la interferencia electromagnética (EMI). La potencia de CC se aplica a las terminales de TB7-5 (+) y 6 (-). La potencia de control AC se aplica a las terminales de TB7-3 y 4. 76 4.1.3.2 selección de la compuerta de pulso. Una de las dos series de pulsos de compuerta SCR recibidos en el conector J1 y J2 es escogido basado en el estado de los contactos abierto / cerrado conectados a la entrada del contacto de selección de entrada. Cuando los terminales de selección entrada TB9-1 y 2 están abiertas, la entrada A de la compuerta de pulsos recibidos en el conector J1 son amplificados y transmitidos a las salidas de pulso de dispar de los SCR en bloques de terminales TB1 a través de TB6. La entrada A habilita las luces LED y los contactos de salida en los terminales habilitados BT10-7 y 8 se cierran para indicar que la entrada A de la compuerta de pulso está seleccionada. Cuando los terminales de Selección de entrada están en cortocircuito por un cierre de contacto, la entrada B de la compuerta de pulsos recibidos en el conector J2 se amplifican y se suministra a las salidas de pulso de disparo SCR. La entrada B habilita luces LED y los contactos de salida en los terminales de BT10-8 y 9 para indicar que la entrada B de la compuerta de pulso está seleccionada. 4.1.3.3 Control de compuerta. El circuito de control de la compuerta SCR impide la conducción indebida por filtrar el ruido que pueden estar presentes en las líneas de sincronización. Las señales de sincronización recibidas se transforman a los niveles adecuados y proporcionados al sistema de excitación del puente rectificador. El circuito de control de puerta controla el voltaje trifásico suministrado al conjunto de la compuerta amplificadora y los bloques de 77 SCR se disparan si el fusible en cualquier fase se abre. 4.1.3.3 detección de pulso fallido. El conjunto de la compuerta amplificadora da un seguimiento continuo de los pulsos de compuerta SCR recibidos en la entrada pulsos de puerta de entrada seleccionado (ya sea A (J1) o B (J2)). Cuando uno o más pulsos de compuerta que falla son detectados, los contactos de salida de los pulsos fallidos en los terminales BT10-1 y 2 se cierran. 4.1.3.4 Puente rectificador habilitar / deshabilitar La entrega amplificada de pulsos de compuerta SCR para el puente rectificador es activado y desactivado por el contacto de entrada del puente deshabilitado. Cuando las terminales del puente deshabilitado TB9-3 y 4 están abiertos, los pulsos de compuerta suministran al puente rectificador. Cuando los terminales del puente deshabilitador están en cortocircuito por un cierre de contacto, la entrega de pulsos de entrada al puente rectificador está desactivada. 4.1.3.5 Detección de fallo del fusible El detector de fallo de fusible monitorea el indicador de interruptores del chasis rectificador. Cuando un fusible abierto es detectado, el correspondiente LED de fallo del fusible se enciende. Un LED indicador está proporcionado para cada fusible rectificador. Las conexiones del indicador de interruptores de fusibles se ilustran en la Figura 4.4. La detección de un fusible abierto también cierra los contactos de fallo de fusible de las terminales BT10-4 y 5. Figura 78 Figura 4.4 Conexiones del indicador de interruptores de fusibles 4.2 Instalación de los componentes del DECS -400. 4.2.1 DECS-400 El DECS-400 se suministra con un escudete para el montaje del panel (o puerta del cubículo). El escudo permite que el DECS-400 sea instalado a una de dos profundidades de montaje. Las dimensiones totales para la placa de DECS-400 y del escudo se muestran en la figura 4.3. La figura 4.4 muestra las dimensiones del corte y de la perforación del panel para montar un DECS-400 con el escudo. Los soportes también están disponibles para montar el DECS-400 en un estante de 19 pulgadas. Número de parte 9365207030 (dos soportes requeridos). Un escudo está disponible para adaptar un DECS-400 en una instalación existente DECS-300. Número de parte 9369707009 de la orden. 79 Módulo del aislamiento de campo El módulo del aislamiento de campo se prevé para el montaje superficial y no se requiere ningún recorte del panel. La figura 4.5 muestra las dimensiones del módulo del aislamiento de campo y las localizaciones de la perforación del agujero. Transformador de aislamiento En las aplicaciones donde se utiliza la energía redundante de operación (DECS-400 el estilo XCXX solamente), la energía de operación de la CA se debe aplicar al DECS-400 a través de un transformador de aislamiento. Se recomienda el número de parte eléctrico BE31449001 de Basler. La figura 4.8 ilustra las dimensiones y las localizaciones del agujero de montaje del número de parte BE31449001. 80 Figura 4.5 Dimensiones totales para la placa y el escudo del DECS-400 81 Figura 4.6 Dimensiones del corte y de la perforación del panel 82 Figura 4.7 Dimensiones del modulo de aislamiento de campo Figura 4.8 Dimensiones del transformador de aislamiento 83 4.2.1.1 Conexiones Las conexiones del DECS-400 son dependientes de la aplicación y del esquema de excitación usado. Obsérvese las siguientes pautas al hacer las conexiones del DECS-400. Todas las entradas o salidas no se pueden utilizar en una instalación dada. El cableado incorrecto puede dañar la unidad. La aplicación incorrecta de la energía de operación o la corriente puede dar lugar a daño en la unidad. Compare el número del estilo de su unidad con tabla de estilo antes de aplicar la energía de operación. NOTA: Se debe asegurar que el DECS-400 esté alambrado a tierra con un Alambre de cobre no menor a 12 AWG atado a la terminal de tierra en la parte posterior de la carcasa. Cuando la unidad es configurada en un sistema con otros dispositivos, es recomendado aterrizar cada unidad con cables separados. Terminaciones DECS-400 Las terminaciones del DECS-400 consisten en terminales de tornillo, conectores tipo D, y RJ-45 jack. 84 Terminaciones del panel frontal Las terminaciones del panel frontal consisten conector tipo D de nueve pines, hembra, que está previsto para uso temporal de la comunicación serial RS-232 con una PC. Terminaciones del panel trasero Las conexiones del sensor de corrientes se hacen a través de los terminales de tornillo #8 en los terminales A1 hasta A8. El módulo del aislamiento del campo conecta a un 15 pines, hembra, tipo D conector señalado como P1. Las conexiones del módem DECS-400 son proporcionadas por un RJ-11 jack. El resto de las conexiones se hacen a través de los terminales de tornillo #6. Las terminaciones del panel trasero se ilustran en la figura 4.9. 85 Figura 4.9 Las terminales del panel trasero 86 Terminaciones del módulo del aislamiento de campo Las terminaciones del módulo del aislamiento de campo consisten en terminales de tornillo y un conector tipo-D. Las conexiones de la entrada para el voltaje de campo y la corriente de campo se hacen en los terminales de tornillo #6. Las señales del voltaje de campo y de salida de corriente de campo se suministran en un conector tipo D 15 pines, hembra, señalado J1. El conector J1 se conecta con el DECS-400 al conector P1 a través de un cable suministrado con el módulo del aislamiento del campo. La longitud de cable es 15 pies (4.6 metros). 4.2.1.2 Funciones DECS-400 y asignaciones terminales En los párrafos siguientes, se describen las funciones de las terminales DECS-400 y son mencionadas las asignaciones de terminales para cada función. Energía de operación Las unidades DECS-400 con el número de estilo XLXX aceptan 24 o 48 Vdc de energía de operación nominal. Las unidades del DECS-400 con el número de estilo XCXX usan dos juegos de terminales de energía de operación y aceptan 125 Vdc y 120 Vac de energía nominal de operación Una fuente es suficiente para la operación, pero dos fuentes se pueden utilizar para proporcionar redundancia. 87 La entrada de C.C. tiene protección interna contra polaridad invertida. Para prevenir daño al DECS-400 al usar dos fuentes, la energía de operación de CA se debe aplicar al DECS-400 a través de un transformador del aislamiento. Se recomienda el número de parte eléctrico BE31449001 de Basler. La figura 4.10 ilustra las conexiones para el funcionamiento con energía redundante. Figura 4.10 conexiones para el funcionamiento con energía redundante Los terminales de la energía del funcionamiento se enumeran en la tabla 4.3 Tabla 4.3 Terminales de operación terminal Descripción C2 (N) Retorno o neutro de entrada ac (estilo XCXX solamente) C3 (L) Fase de entrada ac (estilo XCXX solamente) C4 (BATT) Negativo de la entrada DC (estilo XCXX o XLXX) C5 (BATT+) Positivo de la entrada DC (estilo XCXX o XLXX) 88 Tierra del chasis El terminal C1 (tierra) sirve como la conexión de tierra del chasis. Esté seguro que el DECS-400 se aterriza con un alambre de cobre no más pequeño de 12 AWG atado al terminal C1. Generador y el censado de tensión en la barra La unidad DECS-400 se acomoda al voltaje censado monofásico o trifásico del generador con dos gamas automáticamente seleccionadas: 120 o 240 Vac. Una sola red censa la entrada del voltaje conectada a partir de la fase A a la C. Una gama de medición de 120 Vac o 240 Vac es seleccionada automáticamente por la entrada del detector de tensión. Las terminales de la tensión del generador y de la red se listan en la tabla 4.4 Tabla 4.4 Terminales de la tensión del generador y de la red terminal Descripción A9 (E1) Entrada del sensor de voltaje en la fase A del generador A10 (E2) Entrada del sensor de voltaje en la fase B del generador A11 (E3) Entrada del sensor de voltaje en la fase C del generador A13 (BUS1) Entrada del sensor de voltaje en la fase A en la barra A14 (BUS3) Entrada del sensor de voltaje en la fase C en la barra 89 Medición de la corriente del generador Las unidades DECS-400 tienen entradas de detección de corriente del generador para las fases A, B, y C. Una entrada también se proporciona para detectar la corriente en un lazo de compensación de corriente cruzada (diferencial reactivo). Las unidades con el número XX1X se conectan a los transformadores de corriente (TC) con 1 Aac en las bobinas secundarias. Las unidades con el número XX5X se conectan al TC con 5 Aac en las bobinas secundarias. Los terminales de los sensores de corriente del generador están listados en la tabla 4.5. Tabla 4.5 Terminales en el sensor de corriente del generador terminal A1 (CTA) A2 (CTA) A3 (CTB) A4 (CTB) A5 (CTC) A6 (CTC) A7 (CCCT) A8 (CCCT) Descripción Entrada del sensor de corriente en la fase A del generador Entrada del sensor de corriente en la fase B del generador Entrada del sensor de corriente en la fase C del generador Entrada del compensador de corriente cruzada Entradas accesorias Las unidades DECS-400 aceptan dos tipos de señales accesorias (analógicas) para el control remoto del punto de ajuste: voltaje o corriente. Solamente una entrada accesoria (voltaje o corriente) puede ser usada y no las dos al mismo tiempo. La entrada del voltaje acepta una señal en un rango de - 10 VDC a +10 VDC. La entrada de corriente acepta una 90 señal sobre el rango de 4 mAdc a 20 mAdc. Si se utilizan los cables blindados, el terminal A18 (tierra) se debe utilizar para la conexión del protector. La tabla 4.6 lista las terminales de entradas accesorias. Tabla 4.6 terminales de entradas accesorias. Terminales A16 (V+) A17 (V–) A18 (GND) A19 (I+) A20 (I–) Descripción Fase positiva de voltaje de entrada accesoria Fase negativa de voltaje de entrada accesoria Conexión de protección de entrada accesoria Fase positiva de corriente de entrada accesoria Fase negativa de corriente de entrada accesoria Entradas de contacto Cada entrada del contacto suministra un voltaje de interrogación de 12 Vdc y acepta contactos secos del interruptor/Rele o salidas de colector abierto del PLC. Las unidades DECS-400 tienen seis entradas de contacto función-fija y 10 entradas programables del contacto. La tabla 4.7 lista los terminales de la entrada de contacto. Tabla 4.7 Terminales de la entrada de contacto. terminal B1 (START)* B2 (COM) B3 (STOP)* B4 (AVR)* B5 (COM) B6 (FCR)* B7 (RAISE)♠ B8 (COM) B9 (LOWER)♠ B10 (SW1) Descripción Terminal positiva de la entrada de contacto de inicio Terminal común de inicio y paro de las entradas de contacto Terminal positiva de paro de las entradas de contacto Terminal positiva de la entrada de contacto del AVR Terminal común de las entradas de contactos del AVR y FCR Terminal positiva del contacto de entrada del FCR Terminal positiva del contacto de entrada de subida Terminal común del contacto de entrada de bajada y subida Terminal positiva del contacto de bajada Terminal positiva del contacto de entrada programable #1 91 B11 (COM) B12 (SW2) C23 (SW3) C24 (COM) C25 (SW4) C26 (SW5) C27 (COM) C28 (SW6) C29 (SW7) C30 (COM) C31 (SW8) C32 (SW9) C33 (COM) C34 (SW10) Terminal común del contacto de entrada programable #1 y #2 Terminal positiva del contacto de entrada programable #2 Terminal positiva del contacto de entrada programable #3 Terminal común del contacto de entrada programable #3 y #4 Terminal positiva del contacto de entrada programable #4 Terminal positiva del contacto de entrada programable #5 Terminal común del contacto de entrada programable #5 y #6 Terminal positiva del contacto de entrada programable #6 Terminal positiva del contacto de entrada programable #7 Terminal común del contacto de entrada programable #7 y #8 Terminal positiva del contacto de entrada programable #8 Terminal positiva del contacto de entrada programable #9 Terminal común del contacto de entrada programable #9 y #10 Terminal positiva del contacto de entrada programable #10 * Las funciones son activadas por un flanco ♠ Las funciones solamente cuando la entrada correspondiente está activa Voltaje y corriente del campo Las señales de voltaje y corriente de campo son suministradas al conector P1 del DECS400 por el Módulo aislamiento de campo. Un cable, suministrado con el módulo del aislamiento del campo, conecta al conector J1 del módulo del aislamiento del campo con el conector P1 del DECS-400. IRIG La función del reloj del DECS-400 se sincroniza con una fuente de código del tiempo con el uso de una señal estándar de IRIG-B a las terminales de IRIG. La tabla 4.8 Lista las terminales de IRIG. Tabla 4.8 Lista las terminales de IRIG. 92 terminal D1 (IRIG+) D2 (IRIG-) Descripción Terminal positiva IRIG Terminal negativa IRIG Puertos de comunicación Las unidades DECS-400 tienen cuatro puertos de comunicación: COM 0, COM 1, COM 2, y J1. COM 0, situada en el panel frontal, es un conector hembra, DB-9, RS-232 para uso temporal, transmisión bidireccional, comunicación ASCII con una PC. COM 1, situada en el panel trasero, es un puerto RS-485 semidúplex, Cuando se utilizan las unidades redundantes DECS-400, utilizan a COM 1 para comunicar (vía protocolo ASCII) con un segundo DECS-400. Las conexiones de COM 1 se hacen a través de los terminales de tornillo. Si se utiliza el cable blindado, el terminal D3 se puede utilizar para la conexión del protector. COM 2, situada en el panel trasero, es un puerto RS-485 semidúplex que comunica vía protocolo Modbus. Las conexiones de COM 2 se hacen a través de los terminales de tornillo. J1, situado en el panel trasero, es un RJ-45 jack que conecta a un modem interno FCC parte 68. 93 Las asignaciones terminales para COM 1 y COM 2 se muestran en la tabla 4.9. Los diagramas de la interconexión para los puertos de comunicación se proporcionan en conexiones de comunicación. Tabla 4.9 Terminales COM 1 y COM 2 Terminal D3 (GND) D4 (A1) D5 (B1) D6 (C1) D9 (A2) D10 (B2) D11 (C2) Descripción Conexión de la protección Terminal A Com 1 RS-485 enviar/recibir (protocolo ASCII) Terminal B Com 1 RS-485 enviar/recibir (protocolo ASCII) Terminal de tierra Com 1 RS-485 enviar/recibir (protocolo ASCII) Terminal A Com 1 RS-485 enviar/recibir (protocolo ModbusTM) Terminal B Com 1 RS-485 enviar/recibir (protocolo ModbusTM) Terminal de tierra Com 1 RS-485 enviar/recibir (protocolo ModbusTM) Salidas de control El DECS-400 puede suministrar un voltaje o corriente analógico en la salida del control de la excitación. La salida del voltaje puede ser configurada por el usuario para suministrar una señal de control en un punto de operación sobre el rango de 0 a +10 VDC o - 10 VDC a +10 Vdc. La salida de corriente suministra una señal de control punto de ajuste sobre el rango de 4 a 20 mAdc. Si se utiliza el cable blindado, el terminal D12 se debe utilizar para la conexión del protector. La tabla 4.10 lista los terminales de salida del control. Tabla 4.10 Terminales de salida del control. Terminal D12 (GND) D13 (IC+) D14 (VC+) D15 (RTNC) Descripción Conexión de protección para la salida de control Terminal positiva de la corriente de control Terminal positiva del voltaje de control Terminal de retorno común para la salida de control 94 Salidas de medición El DECS-400 tiene dos medidores analógicos de excitación programables. Cualquier salida de excitación puede ser programada por el usuario para medir una variedad de parámetros del generador y del sistema. Cada salida de excitación suple una salida en el rango de 4 a 20 mAdc. Si se utiliza el cable blindado, el terminal A23 se debe utilizar para la conexión del protector. La tabla 4.11 lista los terminales para las salidas de medición. Tabla 4.11 Terminales para las salidas de medición Terminal A21 (M1+) A21 (M1-) A21 (GND) A21 (M2+) A21 (M2-) Descripción Terminal positiva para el medidor #1 Terminal negativa para el medidor #1 Conexión de protección para el medidor #1 y #2 Terminal positiva para el medidor #2 Terminal negativa para el medidor #2 Salidas de contacto Las unidades DECS-400 tienen dos salidas de contacto dedicadas y seis salidas de contacto programables. Las salidas dedicadas consisten en una salida de la forma B (SPDT) del watchdog y una salida On/Off de forma A (SPST). Las seis salidas usuario-programables son todas las salidas de la forma A. Los grados de la salida del contacto se enumeran en la sección 1, información general, especificaciones. Las asignaciones de terminales para las salidas de contacto se enumeran en la tabla 4.12. 95 Tabla 4.12 Terminales para las salidas de contacto. Terminal C6 (WTCH1) C7 (WTCH) C8 (WTCH2) C9 (ON/OF) C10 (ON/OF) C11(RLY1) C12(RLY1) C13 (RLY2) C14 (RLY2) C15 (RLY3) C16 (RLY3) C17 (RLY4) C18 (RLY4) C19 (RLY5) C20 (RLY5) C21 (RLY6) C22 (RLY6) Descripción Terminal de contacto Watchdog normalmente abierto Terminal de contacto Watchdog común Terminal de contacto Watchdog normalmente cerrado Terminales de relé programable #1 Terminales de relé programable #2 Terminales de relé programable #3 Terminales de relé programable #4 Terminales de relé programable #5 Terminales de relé programable #6 Terminales de relé programable #7 4.1.2.3 Funciones y asignaciones de terminales del módulo del aislamiento de campo Tierra del chasis El terminal GND sirve como la conexión de tierra del chasis. Se debe asegurar que el módulo del aislamiento del campo bien alambrado a tierra con un alambre de cobre no más pequeño de 12 AWG atado a la terminal GND. Detección de la corriente de campo Una señal de detección de la corriente de campo se suministra al módulo del aislamiento del campo desde una corriente de derivación del suministro de usuario con una salida el 96 50mVdc o 100 del mVdc. Los terminales del detector de la corriente de campo se listan en la tabla 4.13. Tabla 4.13. Terminales del detector de la corriente de campo Terminal SH+ -50 -100 Descripción Se conecta a terminales positivas de corrientes de derivación Se conecta a terminales negativas de corrientes shunt de 50mVdc (si se utilizan) Se conecta a terminales negativas de corrientes shunt de 100mVdc (si se utilizan) Detección de voltaje de campo La entrada de detección de tensión de campo acepta a uno de cinco niveles nominales de voltajes de campo. Los terminales se proporcionan para un voltaje nominal del campo de 63, 125, 250, 375, y 625 VDC. Cada entrada del voltaje tiene un terminal positiva y negativa. Puerto de la señal La señal del puerto del conector J1 recibe la energía de operación del DECS-400 y envía las señales de corriente y voltaje de campo al DECS-400. J1 conecta con DECS-400 el conector P1 a través de un cable (Basler P/N 9322900006) suministrado el DECS-400. 4.1.2.4 Compensación de la corriente cruzada El modo de la compensación de la contracorriente (diferencial reactivo) permite que dos o más generadores en paralelo compartan una carga común. La figura 4.11 ilustra un 97 esquema típico de la compensación de la contracorriente para dos generadores en paralelo. Cada generador es controlado por un DECS-400 usando la entrada de la compensación de la contracorriente (CCCT) para detectar la corriente del generador. Los resistores mostrados en la figura 4.11 se utilizan para ajustar la carga. Su valor se puede ajustar para adaptarse al uso. Asegúrese de que la potencia de los resistores sea adecuado para la instalación. Figura 4.11 conexiones para la compensación de la Interconexiones típicas Las figuras 4.12 y 4.13 ilustran las interconexiones típicas para un DECS-400 usado en un sistema de excitación con un chasis del rectificador de Basler SSE-N La figura 4.12 98 muestra las conexiones en ac y la figura 4.13 muestra las conexiones en DC. Las notas siguientes aplican a las figuras 4.12 y 4.13. 1. Switch es un contacto momentáneo. Deben ser enclavijadas tales que ambos contactos no se cierren simultáneamente. 2. El excitador no debe estar en modo de paro cuando el generador está en la red. El excitador no debe estar en la condición de inicio a menos que el generador esté a un 90% o más de la velocidad nominal y el control del Flasheo de campo pueda ocurrir. 3. El módulo de la interfaz de disparo (IFM-150) se requiere para los sistemas de SSE-N. Ver manual de instrucción IFM-150 para detalles específicos de la interconexión. 4. Se requiere solamente un transformador de corriente para los usos del regulador de voltaje y un mínimo de dos para la aplicación de PSS. 5. Para la interconexión del chasis rectificador, ver manual de instrucciones para las especificaciones usadas del chasis rectificador. 6. Se recomienda una fuente dual de corriente continua. Un banco de baterías y aparte una fuente de alimentación de125 VDC. 7. Se requiere un transformador de aislamiento. 99 8. Los contactos de salida del DECS-400 RELE #1 hasta #6 son adaptables para los requisitos específicos del sistema. 9. Las entradas de conmutación del DECS-400 SW1 a SW10 son adaptables para los requisitos específicos del sistema. 10. Las salidas de medición del DECS-400 son adaptables para los requisitos específicos del sistema. 11. Las entradas accesorias se puede configurar para aceptar una señal de corriente de (4 20 mA) o una señal del voltaje (-10 V a +10V). 100 Figura 4.12 Diagrama de una conexión típica AC 101 Figura 4.13 Diagrama de una conexión típica DC 102 Conexiones de la comunicación Los puertos de comunicación del DECS-400 consisten de un puerto del panel frontal RS232 (COM 0), un puerto del panel trasero RS-485 para la comunicación de DECS-400-aDECS-400 (COM 1), un puerto del panel trasero RS-485 para la comunicación de Modbus (COM 2), y un jack RJ-11 (J1) del módem. Los puertos de comunicación DECS-400 se describen en los párrafos siguientes. COM 0 La tabla 4.14 identifica las funciones del pin de este panel frontal, conectador hembra DB-9. La figura 4.14 ilustra las conexiones entre COM 0 y una PC. Tabla 4.14. Funciones del Pin Com 0 Pin 1 2 3 4 5 6 7 8 Función Protección Transmitir datos Recibir datos Sin conexión Señal de tierra Sin conexión Sin conexión Sin conexión Nombre --TXD RXD --GND ------- Dirección N/A Desde el DECS-400 Dentro del DECS-400 N/A N/A N/A N/A N/A 103 Figura 4.14 Diagrama de una conexión entre COM 0 y una PC. COM 1 y COM 2 COM 1 y COM 2 consisten en puertos RS-485del panel trasero. COM 1 es un puerto ASCII usado para la comunicación con otro DECS-400 cuando operan en una configuración de sistema redundante. Dos cables forrados, se recomiendan para las conexiones de COM1. COM 2 esta intencionado para el llamado selectivo de la comunicación en una red Modbus. Un cable doble retorcido se recomienda para las conexiones de COM 2. Las funciones terminales para COM 1 y COM 2 se identifican en la tabla 4.8. La figura 4.15 ilustra las conexiones de COM 1 usadas para la comunicación DECS- 400 a DECS-400. 104 Figura 4.15 conexiones de COM 1 para operación redundante del DECS-400 La figura 4.16 ilustra las conexiones de COM 2 usadas para las unidades múltiples DECS400 que se comunican sobre una red de Modbus. Figura 4.16 conexiones del DECS-400al RS-485 DB-37 105 4.2.2 l modulo de la Interfaz de disparo Numero de partes En la tabla 4.15 se listan cada numero de parte de el interfaz del modulo de disparo y el correspondiente salida de voltaje del chasis rectificador y voltaje de sincronización. Tabla 4.15 números de parte Numero de parte Configuración 9333700120 9333700121 9333700122 3- fases 9333700123 9333700124 9333700130 9333700131 Salida del chasis rectificador 375 Vdc Voltaje de sincronismo 480 Vac 250 Vdc 320 Vac 125 Vdc 160 Vac 63 Vdc 80 Vac 32 Vdc 40 Vac 63-125 Vdc 120/240 Vac 250 Vdc 480 Vdc 1-fase Las dimensiones del chasis en general se muestran en la Figura 4.17. 106 Figura 4.17 Dimensiones del chasis IFM-150 4.2.2.1 Conexiones Los cables de conexión del Módulo de interfaz de disparo con el chasis Rectificador llevan las señales de sincronización críticas que están sujetas al ruido que aumentará a medida que 107 aumenta la longitud del cable. Por lo tanto, se recomienda que los dos deban estar situados dentro de la misma caja. Las conexiones entre el módulo y el chasis rectificador deben hacerse con cables forrados, de par trenzado con mínimo un calibre 20 y con una longitud máxima de 10 pies. Para todas las otras conexiones requieren cable de calibre 14 como mínimo. Nota: para aplicaciones del DECS-400 las conexiones mostradas en las figuras 4.20 a 4.23 difieren solamente en las conexiones de las dos señales de control entre el IFM-150 y DECS-400. La figura 4.18 ilustra las conexiones de las señales de control entre el DECS400 y el IFM-150. Figura 4.18 Conexiones DECS-400 al IFM-150 Figura 4.19-a ilustra las conexiones de terminales para un IFM-150 monofásico de con número de parte 9333700130 o 9333700131. La figura 4.19-b ilustra las conexiones de terminales para un IFM-150 trifásico con números de parte 9333700120, 9333700121, 9333700122, 9333700123, o 9333700124. La interconexión típica de un módulo rectificador monofásico del IFM-150, y el DECS-400 se muestra en la Figura 4.20. La interconexión típica de un módulo rectificador triásico del IFM-150, y el DECS-400 se 108 muestra en la Figura 4.21-4.23. La Figura 4.21 muestra el IFM - 150 conectado a un chasis rectificador trifásico de control total (positivo), figura 4.22 muestra el IFM-150 conectados a un chasis rectificador trifásico control medio (positivo) y la Figura 4.23 muestra el IFM150 conectado a un chasis rectificador trifásico de control medio (negativo). a) Monofásico b) trifásico Figura 4.19 a) conexiones de terminales para un IFM-150. b) conexiones de terminales para un IFM-150 trifásico. 109 Figura 4.20 Interconexión típica del IFM-150, monofásico, control total 110 Figura 4.21 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control total 111 Figura 4.22 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control medio - positivo 112 Figura 4.23 Interconexión típica del IFM-150, trifásico, control medio-negativo 113 4.2.3 Conjunto de la compuerta Amplificadora. Las dimensiones del montaje de la compuerta amplificadora se muestran en la Figura 4.24. Las dimensiones se muestran en pulgadas y milímetros entre paréntesis. CONEXIONES Los cables que conectan la compuerta amplificador al IFM y a las entradas de disparo SCR del chasis rectificador llevan señales de interrupción críticas que son objeto de ruido eléctrico y aumentan a medida que la longitud del cable aumenta. Por lo tanto, se recomienda que las IFM, la compuerta amplificadora, y el chasis del rectificador se instalen en el mismo recinto. Las conexiones entre ellos deben ser cables forrados, de par trenzado con un mínimo de 20 AWG y con una longitud máxima de 10 pies. Un cable para conectar un IFM-150 a la compuerta amplificadora está disponible por Basler Electric. Este de cable, número 9356401100, consiste en seis pares de conductores trenzados y forrados con su extremo de 15-pines, conector D-Sub que se conecta a J1 o J2 de la compuerta amplificadora. El extremo opuesto de los 20-pies de cable consta de 12 hilos individuales (y forrados) para la conexión a las terminales de pulso de disparo del IFM-150. La figura 4.25 ilustra las conexiones típicas entre la compuerta amplificadora, dos módulos de IFM-150, y un chasis rectificador. 114 Figure 4.24. Dimensiones del montaje 115 Figura 4.25 Conexiones típicas 116 CAPÍTULO 5: Sintonización PID del AVR Como se mostró en el capítulo 3, un sistema de excitación estática de auto-excitación puede modelarse linealmente como se muestra en diagrama de bloques básicos de sistema de control con PID en la figura 3.4, también puede ser representada para este análisis por la figura 5.1, la ganancia del sistema de circuito (KA) establece un término de ajuste para compensar las variaciones en la tensión de la entrada a la potencia la conversión del puente. La función de transferencia Gc(s) del controlador PID se puede expresar como. ⎛ K KDs ⎞ ⎟ Gc( s) = K G ⎜⎜ K P + i + s (1 + TD s ) ⎟⎠ ⎝ (5.1) Figura 5.1 sistema de excitación de control de excitación simplificado con AVR [3] Donde: KG = Ganancia de lazo KP = Ganancia proporcional KI = Ganancia integral 117 KD = Ganancia derivativa TD = tiempo derivativo S = operador de Laplace VREF = tensión de referencia del generador VT = tensión en bornes del generador VN = ruido en tensión de bornes del generador VP = tensión en la entrada de potencia VR = Tensión en la salida del regulador La IEEE 421.5 recomienda una regulación del 2% ante una respuesta al escalón para probar o analizar el rendimiento un control de excitación. Sin embargo, la tensión del generador se mide con muy pobre señal, debido a pequeñas perturbaciones en la excitación relacionadas al ruido. Es por esto que se dificulta identificar a las constantes de tiempo de la excitación y el generador. Para el diseño de controladores en general, es necesario disponer de un de un modelo matemático preciso que ayude al diseño de los algoritmos de control. Por consiguiente, tanto para el desarrollo de controladores como para métodos de diagnosis y detección de fallos, se hace necesario un profundo conocimiento o proceso a gobernar que nos permita conocer el comportamiento del mismo. Esto se consigue mediante la utilización de metodologías y protocolos, llamados identificación de sistemas. Sin embargo dado que en muchas ocasiones algunos parámetros no están disponibles durante la puesta en marcha, específicamente las constantes de tiempo de la máquina en este caso, esta falta de información puede provocar un retraso considerable de tiempo y costo para la puesta en 118 marcha del AVR. Para reducir esto, se identifican automáticamente los parámetros y las ganancias PID utilizando algoritmos bien desarrollados, como por ejemplo el RLS. El algoritmo RLS (del inglés, Recursive-Least-Squares algorithm) se usa en filtros adaptativos para encontrar los coeficientes del filtro que permiten obtener el mínimo cuadrado de la señal de error (definida como la diferencia entre la señal deseada y la señal producida a la salida del filtro) en forma recursiva. Como se muestra en la figura 5.1 la salida del controlador PID es multiplicada por la tensión de alimentación VP. Si la entrada de energía se deriva de la tensión del generador para la aplicación de auto-excitación, VP =VT *KR donde KR es una ganancia que representa un transformador de potencia, el voltaje de excitación de campo es el control de salida PID multiplicada por un factor de la tensión de terminales del generador y así el sistema de control de excitación se convierte en un sistema bi lineal. Para hacer el sistema de control auto excitado un sistema lineal, se implementa un lazo realimentado de linealización como se muestra en la figura 5.2. Figura 5.2 retroalimentación para linealizar un sistema de control auto-excitado [3]. 119 En esta configuración la potencia de entrada se estima cada 50 ms y la salida del controlador se gradúa por la tensión en la entrada de potencia (VP) para eliminar los efectos de bi linealidad. De esta forma ahora las estimaciones lineales algorítmicas pueden ser utilizadas, entonces función de transferencia de la planta a controlar G(s) es aproximada como un modelo de segundo orden subamortiguado representado por la siguiente expresión. ⎛ 1 G ( s) = K S ⎜⎜ ⎝ 1 + sTE ⎞⎛ 1 ⎞ ⎟⎟⎜ ⎟ ' ⎠⎝ 1 + sT do ⎠ (5.2) Donde KS, TE y T’d0 son la ganancia del sistema, las constantes de tiempos del excitador y el generador respectivamente. 5.1 Estimación de la ganancia del sistema KG La ganancia del sistema varía con la condiciones de funcionamiento y es la combinación las ganancias del amplificador de potencia, la excitación y el generador. La ganancia KG en la figura 5.1 se utiliza para compensar ganancias de las variaciones en la configuración del sistema y depende tanto de la tensión de entrada de alimentación (VP) como los efectos de la saturación, es decir; KGKS=1. En primer lugar, la ganancia KG se calcula basándose en el estado estacionario cerca de la tensión nominal del generador. El controlador PI se utiliza para medir el voltaje de salida del regulador y el de terminales, se miden en estado estacionario en condición de lazo cerrado con el controlador PI. La 120 salida del regulador y tensión del generador se utilizan para determinar la ganancia KG del sistema. Los pasos para calcular la ganancia del lazo son los siguientes: 1. Verifique el voltaje residual con una tensión nula del regulador. 2. Encontrar la salida de lazo abierto correspondiente a la tensión residual. 3. Encontrar la salida del regulador correspondiente a la tensión nominal del generador usando un controlador PI. 4. Calcular ganancia del lazo, KG =VR/ VT donde VR y VT son la salida del controlador PI y la tensión del generador utilizando el controlador PI, respectivamente. 5.2 Estimación de las constantes de tiempo RLS con linealización a través de la retroalimentación es representado en la figura 5. 3. Se utiliza un lazo cerrado del sistema de control con ganancia proporcional, lo que hace que el sistema sea estable para que opere continuamente en una región lineal, es decir, no en la región de saturación. El de ruido blanco se añade a la salida del controlador-P (VC). La diferencia de ruido blanco se ajusta automáticamente para mantener la tensión en bornes de 0,6 a 1,0 p.u. La salida resultante del regulador y del terminal de tensión del generador se muestrea cada 400msec y se utilizan para la estimación de las constantes de tiempo. La referencia del lazo cerrado (VREF) es seleccionada para regular a los ochenta por ciento de la tensión nominal. La aportación actual a la excitación campo es la salida del controlador graduado con una estimación del voltaje de entrada de potencia (VP). Así, la bi lineal característica causada es cancelada y la excitación y el generador puede ser modelado como un sistema lineal. 121 En una forma discreta, la salida del generador en el kesimo tiempo de muestreo (k = 1,..., N) puede ser expresada en términos de la salida del regulador, uK y las salidas del generador yK como. y K = a0 + a1 y k −1 + a2 y k −2 + bu k −1 + b2 u k −2 (5.3) En la estimación de mínimos cuadrados, los parámetros desconocidos de un modelo lineal se eligen de tal manera que la suma de los errores al cuadrado entre la actualmente observada y la tensión del generador calculada sea mínima. N ( E (α , N ) = ∑ y k − φkT 2 ) (5.4) k −1 Figura 5.3 Identificación utilizando RLS [3] Donde: αT =[a1 a2 b1 b2 a0] y φTk = [yk-1 yk-2 uk-1 uk-2 1] Resolviendo para el parámetro del sistema α, se desarrolla la solución de forma cerrada como sigue: −1 ⎛ N ⎞ ⎛ N ⎞ α k = ⎜ ∑φk φkT ⎟ ⎜ ∑φk y k ⎟ ⎝ k −1 ⎠ ⎝ k −1 ⎠ ) (5.5) 122 Es posible manipular la ecuación anterior en una forma recursiva, que es más eficiente que la estimación en tiempo real. La forma recursiva está dada por [ Lk = Pk −1 − Pk −1φ k φ kT Pk −1φ k + λ Pk = ] −1 (I − L φ )P λ 1 T k k k −1 αˆ k = αˆ k −1 + Lk [y k − φ kT αˆ k −1 ] (5.6) (5.7) (5.8) Donde λ es un factor de olvido que está entre 0 y 1 5.3 Cálculo de las ganancias PID. Para simplificar el diseño del controlador PID, se tendrá que KS =1, y TD= 0. Así, la función de transferencia de la planta G(s) se da como ⎛ 1 G ( s) = ⎜⎜ ⎝ 1 + sTE ⎞⎛ 1 ⎞ ⎟⎟⎜ ⎟ ' ⎠⎝ 1 + sT do ⎠ (5.9) El diseño del controlador PID utilizando el método de cancelación de polos y ceros de las fuerzas a los dos ceros del controlador PID cancelar los dos polos de la planta. La colocación de ceros se consigue a través de la elección adecuada de las ganancias del controlador. La función de transferencia del sistema de lazo se convierte en ⎛ K K ⎞ K D ⎜⎜ s 2 + P s + I ⎟⎟ KD KD ⎠ ⎝ GC (s )G ( s ) = ⎛ 1 ⎞⎛ 1 ⎞ Td' 0TE ⎜⎜ s + ⎟⎟⎜ s + ' ⎟ ⎝ TE ⎠⎝ T do ⎠ (5.10) Para la cancelación de polos y ceros se proponen 123 KI = ⎛ Tdo' + TE KP ⎜ ' K K = y P D⎜ Td' 0TE ⎝ Td 0TE ⎞ ⎟⎟ ⎠ (5.11) Así la función de transferencia se reduce a GC ( s )G ( s ) = KD Td' 0TE s (5.12) La función de transferencia en lazo cerrado se convierte en KD G ( s )GC ( s ) T' T s C (s) = = d0 E K R ( s ) 1 + G ( s )GC ( s ) s+ ' D Td 0TE (5.13) El tiempo de respuesta del sistema de lazo cerrado ante un escalón en la entrada es el siguiente: c(t ) = 1 − e − KD Td' 0TE t (5.14) Si tr es el tiempo de levantamiento que se define como la tiempo necesario para la respuesta al aumento del 10% al 90% de su valor final (ver figura A.1) , el valor de KD se obtiene por. KD = Tdo' TE ln 9 trK G (5.15) Se puede observar que KD depende de los parámetros de la planta y del tiempo de subida deseado. Una vez que se establece KD, es posible calcular KI y KP partir de las ecuaciones discutidas anteriormente. El BESTCOMS-DECS400 cuenta con una ventana de ajuste de parámetros para el AVR entre otros, como se muestra en la figura 5.4. Las variables aquí solicitadas son las que se 124 analizan en esta propuesta, sin embargo, este ajuste puede ser obtenido de forma automática a través del PID calculador mostrado en la figura 5.5, de igual manera los datos que se deben ingresar para ello son los mismos que en el análisis propuesto, es decir, KG, Td, Td0’ y TE. Figura 5.4 ventana de ajuste de ganancias, pestaña ganancias del AVR [12] 125 Figura 5.5 calculador PID [12] Tomando valores típicos de un excitador moderno y un generador que son TE = 1 y Td0’ = 6, respectivamente, además la ganancia KG = 1 ya que KS =1 y TD=0 y un tr de 0.5 s, se puede realizar una comparación entre ambos cálculos, es decir, del análisis propuesto vs el PID calculador del BESTCOMS-DECS400. De ahí que las simulaciones con los parámetros de ajuste de cada método para la sintonización del equipo mostrados en la tabla 5.1 se muestran en las figuras 5.7 y 5.9 de acuerdo al diagrama de bloques mostrado en las figura 5.6 y 5.8. 126 Tabla 5.1 Parámetros de ajuste aproximados para la sintonización del AVR con PID para la unidad No.1 de la central hidroeléctrica Electriona. Ganancias para el ajuste Datos del control de excitación Td0’ TE 6 1 Ganancias Valores Valores editables propuestos calculador PID KP 13.36 168.9 KI 2.22 130.6 Kd 11.45 60.2 Td 0 0 KG 1 1 127 Figura 5.6 Diagrama de bloques del sistema de excitación propuesto a sintonizar Figura 5.7 simulación del AVR para un sistema de excitación estática sintonizada con PID para un KG = 1 128 Figura 5.8 Diagrama de bloques del sistema de excitación con parámetros del BESTCOMS-DECS400 Figura 5.9 simulación del AVR para un sistema de excitación estática sintonizada con parámetros del BESTCOMS-DECS400 con KG = 1 129 De estas simulaciones se puede concluir que el método calculado en este proyecto es mas recomendable que el propuesto por el fabricante, ya que la respuesta ante un escalón en la entrada es más rápida y con menos oscilaciones, de manera que la tensión en terminales puede establecerse de forma más segura. 130 CAPÍTULO 6: Conclusiones y recomendaciones • La inexistencia de partes móviles, sensibles al desgaste mecánico, reduce los requerimientos de mantenimiento, al menos mecánico en los sistemas de excitación estática. • Los estudios de estabilidad transitoria son necesarios para asegurarse que el sistema puede aguantar la condición transitoria siguiendo un gran disturbio, con ello se ayuda en la determinación de dispositivos tales como la naturaleza y calibración del sistema de protecciones necesario. • Los sistemas de control suplementarios de los sistemas de excitación, llamados estabilizadores de sistemas de potencia (PSS), son un medio adecuado para el amortiguamiento de oscilaciones, permitiendo el uso de sistemas de excitación de rápida respuesta, sin embargo para generadores pequeños una sintonización correcta de los modernos reguladores automáticos de voltaje (AVR) es suficiente para obtener una estabilidad transitoria del sistema adecuada. • La actualización del sistema de excitación estática con implementación del equipo DECS-400 para la C.N.F.L mejora, tanto, la operación en la planta como la calidad de energía hacia el consumidor. • Para un eficiente diseño del control de un sistema de excitación, es necesario disponer de un modelo matemático preciso linealizado que nos permita conocer el comportamiento alrededor de un punto de operación del proceso a controlar. 131 • Los parámetros de sintonización propuestos mediante la cancelación de polos en este proyecto genera una mejor respuesta que los parámetros obtenidos del BESTCOMS-DECS400. Recomendaciones • Para la instalación y puesta en marcha del equipo completo DECS-400 es necesario la utilización del manual completo que brindan los fabricantes para así no omitir ningún detalle. • Se debe Obtener un modelo preciso de los sistemas de excitación para futuras actualizaciones de la C.N.FL 132 BIBLIOGRAFÍA Artículos de revistas: 1. J. Basler, “Applying static exciter regulator accessories” shunt static exciter/regulators. 2. J. Basler M; Schaefer C. R. “understanding power system stability”, Basler Electric. Co., IL, USA; 2005. 3. Kiyong Kim, Pranesh Rao, and Jeff Burnworth, “Self-tuning of the PID Controller for a Digital Excitation Control System”, Basler Electric. Co., IL, USA; 2005. 4. Koesler R.”Techniques for tuning excitation system parameters”, IEEE Transactions on Energy Conversion; Volumen 3,No. 4, 1988 Libros: 5. Anderson, P.M and Fouad, A.A “Power Systems Control and Stability”. 1era edición, The lowa University Press, Ames lowa, 1976. 6. Enríquez Harper, G. “Elementos de Centrales Eléctricas”, 1ª edición, LIMUSA,S.A., México, 1983. 7. Kundur, “Power System Stability and Control”, McGraw Hill, 1994. 8. Pal, B and Chaudhuri, B. “Robust control in power systems”. Springer, New York, 2005. 9. Stephen J. Chapman. “Maquinas eléctricas”. 3 era edición, Mc Graw Hill, 2000. 133 Documentos técnicos y académicos: 10 Aguilar J. “Sintonización coordinada de AVR/PSS en un sistema” Proyecto de graduación, Costa Rica, 2006. 11 Alvarado, J. “Implementación de un PSS digital para simulación de sistemas de potencia ”. Proyecto de graduación, Costa Rica, 2002. 12 Basler Electric, “Instruction manual for digital excitation control system DECS-400” Publicación 9369700990, 2008. 13 Cubillos F. “Sistemas de Excitación Estática de Generadores Sincrónicos”, Proyecto de graduación, Costa Rica, 2004. 14 Jara J. Vega M. Quirós J. “Presentaciones curso maquinas eléctricas II”, U.C.R. 2009 15 Norma IEEE 421.1, “Standard Definitions for Excitation Systems for Synchronous Machines”, USA, 1986. 16 Norma IEEE 421.2, “Guide for Identification, testing, and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Control Systems”, USA, 1990 17 Norma IEEE 421.4, “IEEE Guide for the Preparation of Excitation System Specifications”, USA, 1990 18 Norma IEEE 421.5, “IEEE Recommended Practice for Excitation Systems Models for owner System Stability Studies”, USA, 1992 19 Multimedia University, “Power system operation and control”, 2008. 134 APÉNDICES A.1 Característica de la respuesta en frecuencia para sistemas lineales Figura A.1 Respuesta transitoria típica de un sistema de control realimentado ante un cambio en la entrada [16]. 135 Figura A.2 Respuesta en frecuencia típica de lazo abierto de un sistema de control de excitación con una maquina sincrónica en circuito abierto. 136 Figura A.3 Respuesta en frecuencia típica de lazo cerrado de un sistema de control de excitación con una maquina sincrónica en circuito abierto. 137
