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FACULTAD DE MINAS ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y MECÁNICA PROGRAMA DE PREGRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA SIMULACIONES DINÁMICAS PARA PROTECCIONES DE GENERADOR ANDRÉS EDUARDO HERRERA GONZÁLEZ NATALIA MOLINA RAMÍREZ MEDELLÍN 2009 FACULTAD DE MINAS ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y MECÁNICA PROGRAMA DE PREGRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA SIMULACIONES DINÁMICAS PARA PROTECCIONES DE GENERADOR Tesis presentada para obtener el título de Ingeniero Electricista Por: ANDRÉS EDUARDO HERRERA GONZÁLEZ NATALIA MOLINA RAMÍREZ Director: JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ Ingeniero Electricista MEDELLÍN 2009 AGRADECIMIENTOS Jaime Alberto Blandón Díaz, Ingeniero electricista, Profesor de la Universidad Nacional de Colombia – Sede Medellín – y Director del presente trabajo de grado. Diego Alejandro Tejada Arango, Ingeniero electricista, por su colaboración ante la solución de problemas presentados en la teoría y realización de las simulaciones, además, por su aporte y motivación en la realización del trabajo de grado. A todas las personas que de alguna manera colaboraron con este trabajo de grado, a nuestras familias por inmenso apoyo, a Ingeniería Especializada S.A. por toda su colaboración, a todos ellos un agradecimiento infinito. 1 TABLA DE CONTENIDO Pág. 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 5 2. TEORÍA DE PROTECCIONES ............................................................................... 7 2.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................7 2.2 FUNCIONES TÍPICAS. .......................................................................................................8 2.3 FUNCIONES DE PROTECCIÓN DINÁMICAS ..................................................................10 2.3.1 Protección Contra Frecuencia Anormal (Baja O Sobre Frecuencia) ...................................10 2.3.1.1 Capacidad Y Operación De Alta Y Baja Frecuencia De Una Planta Generadoras De Vapor ....................................................................................................................................11 2.3.1.2 Capacidad Y Operación De Alta Y Baja Frecuencia De Una Planta Generadora Hidráulica ....................................................................................................................................13 2.3.1.3 Criterios De Protección .................................................................................................14 2.3.1.4 Criterios De Ajuste De La Protección Para Baja Y Sobrefrecuencia. .............................16 2.3.2 Protección De Sobreexitación (Voltios/Hertz) ....................................................................17 2.3.2.1 Limites de operación de equipos para sobreexcitación (V/Hz).......................................19 2.3.2.2 Criterios de protección. .................................................................................................21 2.3.3 Protección De Perdida De Excitación ................................................................................23 2.3.3.1 Criterios De Ajuste .......................................................................................................30 2.3.3.2 Modo De Disparo .........................................................................................................33 2.3.4 Protección De Sobrecorriente Con Restricción De Tensión Y Controlado Por Tensión (51v) .................................................................................................................................33 2.3.5 Protección De Sobre Y Baja Tensión ................................................................................36 2.3.5.1 Baja Tensión ................................................................................................................36 2.3.5.2 Sobretensión ................................................................................................................37 3. SISTEMAS DE EXCITACIÓN ............................................................................... 39 3.1 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.4 3.4.1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................39 SISTEMAS DE EXCITACIÓN DC .....................................................................................40 SISTEMAS DE EXCITACIÓN AC .....................................................................................45 Sistemas Con Rectificador Estacionario ............................................................................45 Sistemas Con Rectificador Rotativo ..................................................................................47 SISTEMAS DE EXCITACIÓN ESTÁTICOS ......................................................................55 Sistemas De Fuente Potencial Con Rectificación Controlada ............................................56 2 3.4.2 3.4.3 Sistemas De Fuente Compuesta Con Rectificación ...........................................................57 Sistemas De Excitación Compuesto Con Rectificación Controlada ....................................58 4. LIMITADORES DE SOBRE Y SUB EXCITACIÓN ............................................... 68 4.1 4.2 LIMITADOR DE SUBEXCITACIÓN (UEL) ........................................................................68 LIMITADOR DE SOBREXCITACIÓN (OEL) .....................................................................70 5. SIMULACIONES .................................................................................................. 72 5.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.3 5.3.1 5.3.1.1 5.3.1.2 5.3.1.3 5.3.1.4 DESCRIPCIÓN DEL CASO ..............................................................................................72 AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ........................................................73 Sobrecorriente Con Restricción De Tensión (51v) .............................................................74 Sobrecorriente Controlado Por Tensión ............................................................................75 Mho-Offset Negativo .........................................................................................................75 EVENTOS A SIMULAR ....................................................................................................76 Fallas al 1% De La Línea L3 .............................................................................................76 Regulador DC1A ..........................................................................................................77 Regulador DC2A ..........................................................................................................77 Regulador AC1A ..........................................................................................................78 Regulador ST1A ...........................................................................................................79 6. CONCLUSIONES FINALES ................................................................................. 81 7. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 83 LISTA DE ANEXOS Anexo 1. Pruebas A Los AVR (Automatic Voltage Regulator) 3 RESUMEN A lo largo de los años los ajustes de las funciones de protección de generador han sido establecidos bajo criterios que consideran condiciones de falla o contingencia en el sistema o en el mismo generador de forma estática, es decir, sin tener en cuenta el comportamiento y la interacción del generador con el sistema de potencia. Con esta tesis se pretende establecer el comportamiento dinámico de las variables involucradas en las protecciones de generación, debidas a condiciones de falla o contingencia en el sistema de potencia, y así verificar los ajustes propuestos en el tiempo. Para esto se simulará en el programa Power Factory DIgSILENT diferentes dispositivos de protección para generadores tales como: Pérdida de excitación, Sobrecorriente con restricción de tensión y Sobrecorriente controlado por tensión. 4 1. INTRODUCCIÓN El generador es el elemento más costoso del sistema considerado tanto el costo de adquisición, cómo el costo que acarrea cualquier salida de trabajo, por ello, en general, se tiene que proteger más ampliamente que cualquier otro aparato. Contrariamente a la creencia popular, los generadores experimentan cortocircuitos y condiciones eléctricas anormales. En muchos casos, el daño al equipo producido por estos eventos puede evitarse mediantes la protección apropiada del generador. Los generadores, a diferencia de otros componentes de los sistemas eléctricos, requieren ser protegidos no solo contra los eventos como cortocircuitos, sino contra condiciones anormales de operación. Algunos ejemplos de condiciones anormales pueden ser: la sobrexcitación, el sobrevoltaje, la pérdida de excitación, corrientes desequilibradas, potencia inversa, la frecuencia anormal entre otros. Por esto, al estar sometido a estas condiciones, el generador puede sufrir daños o una falla completa en poco tiempo , por lo que es importante la detección y el disparo automático en pocos segundos. En un generador protegido apropiadamente, es imprescindible contar con la protección contra condiciones anormales dañinas. La mayor parte de este trabajo de grado trata sobre el comportamiento de algunos de las protecciones del generador en un caso típico de nueve de la IEEE, simulado en el programa Power Factory DIgSILENT y analizando los resultados y como utilizarlas en un generador determinado. La desconexión innecesaria por disparo de un generador es inconveniente, pero las consecuencias de dañar la maquina por no haberlas desconectado lo son aún más. Si esto sucede, el costo para la 5 empresa eléctrica va a incluir no solo la reparación o sustitución de la maquina dañada, sino los gastos substanciales de suministrar energía de reemplazo mientras la unidad está fuera de servicio. 6 2. TEORÍA DE PROTECCIONES 2.1 INTRODUCCIÓN Las protecciones eléctricas buscan ayudar a disminuir los efectos de condiciones anormales, para lo cual el sistema de protecciones debe: • Detectar que se ha presentado la condición anormal. • Detectar cual es el equipo o equipos involucrados en la condición anormal. • Terminar con la condición anormal, por ejemplo, desconectando el equipo. • Dar la indicación sobre la ocurrencia de esta condición anormal, por ejemplo generando una alarma. Un buen sistema de protecciones eléctricas actuará ante la ocurrencia de condiciones anormales generando beneficios tales como la limitación del tiempo de duración de los cortocircuitos disminuyendo las consecuencias generadas por el arco, la explosión y el choque eléctrico. Además de, esta limitación de duración de cortocircuitos disminuye la probabilidad de pérdida de estabilidad del sistema debido a la falla. Por otra parte, evita el daño de equipos que están siendo sometidos a condiciones que superan su capacidad, por ejemplo, las sobrecargas y sobretensiones. También puede evitar que una condición anormal de un equipo pueda evolucionar hacia una condición mucho mas grave, por ejemplo, la detección de fallas incipientes en transformadores y generadores que pueden terminar convertidas en grandes fallas con daños enormes. 7 2.2 FUNCIONES TÍPICAS. A continuación se presentan las diferentes funciones de protección para generadores y sus respectivos números de dispositivos de relés según la norma ANSI/IEEE Standard C37.2. • Protección de respaldo para fallas de fase en el sistema y en la zona del generador (21) • Protección de volts/Hz para sobreexcitación del generador (24) • Protección de potencia inversa (32) • Protección de pérdida de campo (40) • Protección de desbalance de corriente de secuencia negativa para el generador (46) • Protección térmica del estator (49) • Protección de sobrecorriente a tierra con tiempo (51 GN) • Protección de respaldo para fallas a tierra (51 TN) • Protección de respaldo para fallas de fase en el sistema y en el generador (51 V) • Protección de sobretensión (59) • Protección de falla a tierra en el estator para un generador (59 GN) • Protección de falla a tierra del campo (64 F) • Protección de pérdida de sincronismo (78) • Protección de baja o sobrefrecuencia (81) • Protección diferencial de falla a tierra del estator (87 N) • Protección total de generador-transformador (87 U) 8 Figura 2.1. Diagrama típico de funciones de relés del generador. Es del alcance de este trabajo de grado hacer énfasis en las funciones de protección asociadas a la dinámica del sistema de potencia, tal como lo son las 9 funciones de protección 81, 24, 46. Las recomendaciones y los criterios de ajuste de estas funciones se presentan en los siguientes numerales. 2.3 FUNCIONES DE PROTECCIÓN DINÁMICAS 2.3.1 Protección Contra Frecuencia Anormal (Baja O Sobre Frecuencia) Los problemas ocasionados cuando se trabaja a frecuencias anormales, pueden ocasionar reducción en la capacidad del generador, la turbina en los generadores de gas y vapor pueden entrar en resonancia mecánica en las muchas etapas de los álabes de la turbina, ocasionando esto vibraciones no tolerables por las partes del generador las cuales se deterioran o pueden romper en caso de un funcionamiento continuo o prolongado baja frecuencias anormales. Cuando un sistema de potencia esta en operación estable y frecuencia normal, se debe cumplir que la potencia mecánica del impulsor primario del generador es igual a la suma de todas las cargas conectadas al transformador, además de las potencias reales del sistema de potencia; si algo causa una modificación sensible en este balance produce de inmediato una situación de frecuencia anormal en el sistema. Todas las condiciones de frecuencia anormal que ocurran en un sistema pueden también producir disparos en el generador, aperturas del sistema debido a las oscilaciones de potencia o la inestabilidad creada por la falla de variación en frecuencia. 10 En un sistema de potencia pueden ocurrir varios tipos de condiciones de frecuencia anormal: • La condición de baja frecuencia ocurre en un sistema de potencia como resultado de una súbita reducción en la potencia de entrada por la pérdida de generador(es) o pérdidas de enlaces clave de importación de potencia. Esto puede producir un decremento en la velocidad del generador, lo que causa una disminución de la frecuencia del sistema. • La condición de sobrefrecuencia ocurre como resultado de una pérdida súbita de carga o pérdida de enlaces clave de exportación de potencia. La salida del impulsor que alimentaba la carga inicial es absorbida por la aceleración de estas unidades y puede resultar un incremento en la frecuencia del sistema. Las partes principales de una planta generadora que son afectadas por la operación a frecuencia anormal son el generador, transformadores elevadores, turbina y las cargas auxiliares de la subestación. 2.3.1.1 Capacidad Y Operación De Alta Y Baja Frecuencia De Una Planta Generadoras De Vapor Cuando hay una operación a baja frecuencia de una unidad generadora de vapor, esta es acompañada por valores muy altos de corriente de carga, causando esto un exceso en la capacidad térmica de tiempo corto de la unidad generadora. La sobrefrecuencia generalmente es causada por una reducción considerable en la carga, por esta razón es asociada con operación sin carga o carga ligera. 11 Al momento de una unidad generadora esta operando en sobrefrecuencia, la ventilación de la maquina aumenta, lo que causa que las densidades de flujo para las terminales sean reducidas, es decir si el generador opera dentro de los limites de sobrefrecuencia de la turbina, no producirá sobrecalentamiento del generador, siempre y cuando la potencia (kVA) y la tensión nominal (V) no sean excedidas. Sin embargo, la mayoría de incidentes de sobre-flujos o sobreexcitación (Voltios/Hertz) son ocasionados por razones diferentes a la operación a frecuencias reducidas. Los límites permisibles en la operación de generadores a condiciones de baja frecuencia son muchos menos restrictivos que las de las turbinas. La operación de una turbina de vapor con carga a frecuencia diferente crea problemas en los álabes largos de la sección de baja presión de la turbina. La operación de estas etapas bajo carga, a una velocidad que causa una coincidencia de la banda de frecuencia natural de los álabes conducirá a daño por fatiga de los álabes y finalmente a falla de los álabes. Este problema puede ser particularmente severo cuando fluye corriente de secuencia negativa a través de la armadura del generador, excitando por eso frecuencias torsionales, de alrededor de 120 Hz. 12 Figura 2.2. Diagrama típico de funciones de relés del generador. 2.3.1.2 Capacidad Y Operación De Alta Y Baja Frecuencia De Una Planta Generadora Hidráulica En las unidades de generación hidráulicas las turbinas pueden usualmente tolerar desviaciones de frecuencia mucho mayores que las turbinas de vapor o de combustión. La protección de baja frecuencia no es normalmente requerida para la protección de la turbina. El índice máximo de cambio de flujo de agua a través de la turbina es muchas veces limitado por las presiones máxima o mínima que pueden ser toleradas en la válvula de bloqueo de agua. La velocidad limitada a la cual pueda ser cerrada la compuerta de entrada de agua podría causar sobrevelocidades superiores al 150% de la velocidad nominal bajo pérdida súbita de carga. Aunque estas grandes velocidades pueden ser toleradas por un tiempo corto, las unidades deben ser regresadas a 13 su velocidad nominal en segundos por la acción del gobernador. Si se tiene una falla del gobernador, la turbina podría “desbocarse” a velocidades cercanas al 200% de la nominal. La protección por sobrefrecuencia puede ser aplicada en generadores hidráulicos como respaldo o como reemplazo de dispositivos de sobrevelocidad mecánicos. La operación de la protección de sobrefrecuencia podría indicar un mal funcionamiento en el sistema de control de compuertas de la turbina. Por lo tanto, esta protección puede ser conectada para cerrar las compuertas de entrada de emergencia de turbinas o las válvulas aguas arriba de las compuertas de entrada de la turbina principal. 2.3.1.3 Criterios De Protección Se utiliza el relé de frecuencia (dispositivo No. 81 según nomenclatura ANSI), para la protección frente a frecuencias anormales en una unidad generadora. Esta función ofrece protección contra sobre y baja frecuencia, cada una con un retardo ajustable. Se ofrecen dos o cuatro pasos de sobre y baja frecuencia según el modelo. Todas las funciones de frecuencia están supervisadas por un nivel de tensión de secuencia positiva ajustable. Este nivel de corte por baja tensión puede utilizarse para bloquear las funciones de frecuencia durante la puesta en marcha. La perturbación de la frecuencia puede ocurrir debido a una falla en el sistema o a un aislamiento de la unidad, o una unidad sin conectar puede operar a una frecuencia anormal debido al mal funcionamiento del control de velocidad. La protección primaria de baja frecuencia utilizada para generadores de turbinas de vapor se proporciona por la ejecución de un programa de corte de 14 carga automático en el sistema de potencia. Estos programas de corte de carga deben ser diseñados de tal forma que para la condición de máxima sobrecarga posible, sea cortada suficiente carga para restaurar rápidamente la frecuencia del sistema a un valor cercano al normal. Estos programas de corte de carga son diseñados para: • Cortar sólo la carga necesaria para liberar la sobrecarga en la generación conectada. • Aminorar la posibilidad de eventos en cascada como resultado del disparo en la protección por baja frecuencia de una unidad. • Restaurar rápidamente la frecuencia del sistema a un valor cercano al normal. • Minimizar el riesgo de daño a las plantas generadoras. La protección de respaldo para condiciones de baja frecuencia es proporcionada por el uso de uno o más relés de baja frecuencia y timers en cada generador. Los relés de baja frecuencia y los timers son usualmente conectados para disparar al generador. En el caso de la protección contra sobrefrecuencia generalmente no es aplicada debido a que los controles de reducción del gobernador o las acciones del operador son considerados suficientes para corregir la velocidad de la turbina de generadores a vapor. Sin embargo, debe considerarse el impacto sobre la protección de sobrevelocidad y el aislamiento de la unidad durante una condición de sobrefrecuencia. Esto es necesario para asegurar la coordinación y la protección de los álabes de la turbina para condiciones de sobrefrecuencia. Los límites de operación para las unidades son mostrados en la Figura 2.2 arriba de la línea de 60 Hz. 15 Para las protecciones en los generadores hidráulicos se debe tener en cuenta que debido a las grandes variaciones de frecuencia que pueden ser esperadas durante cambios de carga súbitos en generadores hidráulicos, las cargas de consumidores que puedan ser conectadas a islas con tal generación pueden ser protegidas con protección de sobre y baja frecuencia. 2.3.1.4 Criterios De Ajuste De La Protección Para Baja Y Sobrefrecuencia. Los criterios de diseño siguientes se sugieren como guías en el desarrollo de un esquema de protección por baja frecuencia en unidades generadoras de vapor: • Establecer los puntos de disparo y los retardos de tiempo con base en los límites de frecuencia anormal del fabricante de la turbina. • Coordinar los relés de disparo por baja frecuencia del turbogenerador con el programa de corte de carga automático del sistema. • La falla de un relé sólo de baja frecuencia para operar durante una condición de baja frecuencia no debe arriesgar el esquema de protección integral. • Los relés deben ser seleccionados con base en su exactitud, rapidez de operación, y capacidad de reposición. • El sistema de protección de baja frecuencia de la turbina debe estar en servicio si la unidad está sincronizada al sistema o mientras está separada del sistema pero alimentando a los servicios auxiliares. • Proporcionar alarmas separadas para alertar al operador de una frecuencia en el sistema menor que la normal y de que hay un disparo pendiente de la unidad. Los criterios de ajuste del relé de protección de unidades generadoras hidráulicas, se basan en que estos relés pueden ser ajustados a una frecuencia menor que la máxima que ocurre durante un rechazo de carga, pero con el retardo de tiempo apropiado para permitir la acción del gobernador. Si la acción del gobernador no logra controlar la frecuencia en un tiempo apropiado, la 16 protección de sobrefrecuencia operará. Estos relés pueden ser ajustados con bandas más estrechas y con retardos de tiempo menores que los necesarios para la protección de plantas generadoras. Los relés son algunas veces conectados a los transformadores de tensión (TPs) en la planta generadora. Tales dispositivos de “Protección de Calidad” no deben ser confundidos con la protección del generador. Su función es proteger la calidad de la alimentación a los consumidores, y son usualmente conectados para disparar las cargas, con tal vez disparo no requerido del generador. 2.3.2 Protección De Sobreexitación (Voltios/Hertz) La sobreexcitación puede estar causada por una falla en el regulador, rechazo de la carga o una excesiva excitación cuando el generador está fuera de línea. También puede resultar de la velocidad en disminución mientras el regulador o un operador intentan mantener la tensión nominal del estator. La cantidad de Voltios/Hertz es proporcional al flujo magnético en el generador y en los núcleos del transformador elevador y se utiliza para detectar la condición de sobreexcitación. Los generadores están diseñados para operar a kVA nominales, para niveles de tensión y frecuencia dentro de los límites especificados por el fabricante; la desviación de estos dos factores fuera de los límites puede ocasionar la saturación del núcleo magnético del generador o transformador conectado, induciéndose flujo de dispersión en componentes no laminados, los cuales no fueron diseñados para llevar flujo magnético, lo que hace que el daño se produzca en segundos, también se producen esfuerzos térmicos y dieléctricos que pueden causar daños en la unidad generadora. 17 Los altos niveles de densidad de flujo son causados por una sobreexcitación del generador. A estos altos niveles, las trayectorias del hierro magnético diseñadas para llevar el flujo normal se saturan, y el flujo comienza a fluir en trayectorias de dispersión no diseñadas para llevarlo. Estos campos resultantes son proporcionales a la tensión e inversamente proporcionales a la frecuencia. Por lo tanto, los altos niveles de densidad de flujo (y la sobreexcitación) aparecerán a consecuencia de la sobretensión, de la baja frecuencia o de una combinación de ambos. Las normas ANSI para Generadores y Transformadores establecen que deben operar satisfactoriamente a su potencia nominal, frecuencia y factor de potencia considerando las siguientes condiciones simultáneas: • Con la relación Voltios/Hertz no mayor de 1.05. • Con un Factor de Potencia mayor del 80 %. • Con la Frecuencia de al menos el 95% de la nominal. El daño debido a la operación con V/Hz excesivos ocurre más frecuentemente cuando la unidad está fuera de línea, antes de la sincronización. probabilidad de una sobreexcitación del generador se La incrementa dramáticamente si los operadores preparan manualmente la unidad para la sincronización. Se puede también presentar que una unidad esté sujeta a una operación V/Hz excesivos mientras esta sincronizada con el sistema de potencia. Pueden ocurrir diferentes escenarios que puedan causar una condición de sobreexcitación estando la unidad generadora conectada al sistema de potencia, a continuación se presentan algunos de ellos. • La pérdida de generación cercana puede afectar la tensión de la red y el flujo de VARs, causando un disturbio que se muestra como una caída de tensión. En un intento de mantener la tensión del sistema, los sistemas de excitación de los generadores restantes pueden tratar de reforzar la 18 tensión terminal a los límites de ajuste del control de excitación, mientras la generación disparada está siendo reconectada. Si ocurre una falla en el control de la excitación en este intervalo, tendrá lugar una sobreexcitación. • Un generador podría estar operando a niveles nominales para alimentar un alto nivel de VARs al sistema. La tensión de la unidad puede aún permanecer cerca de los niveles nominales de la red debido a las interconexiones. Una pérdida súbita de carga o de las interconexiones puede causar que la tensión de la unidad se eleve súbitamente. Ocurrirá un evento de sobreexcitación si los controles de excitación del generador no responden adecuadamente. • La autoexcitación puede ocurrir en generadores debido a la apertura de un interruptor remoto en el sistema cuando la unidad está conectada al sistema a través de líneas de transmisión largas. Si la admitancia de carga en las terminales del generador es mayor que la admitancia de eje en cuadratura 1/Xq, la naturaleza de retroalimentación positiva de la acción de control del regulador de tensión puede causar una rápida elevación de tensión. 2.3.2.1 Limites de operación de equipos para sobreexcitación (V/Hz) Como se había explicado anteriormente el daño producido debido a un nivel excedido de V/Hz, es causado principalmente por el sobrecalentamiento de las componentes físicas del generador, el cual depende de la duración de evento. En la Figura 2.3 y Figura 2.4 se muestran las curvas típicas para un generador y un transformador de potencia, sin embargo los fabricantes generalmente 19 proporcionan curvas para sus equipos, que muestran los límites permisibles en términos de porciento de V/Hz normales contra tiempo. Figura 2.3. Curva típica de límite para la operación de V/Hz para un generador. Figura 2.4. Curva típica de límite para la operación de V/Hz para un transformador de potencia. 20 2.3.2.2 Criterios de protección. El dispositivo de protección para sobreexcitación en un generador según la norma ANSI/IEEE es el relé numero 24. Al ajustar la protección de V/Hz para una unidad generadora, es importante que las curvas de operación permisibles para los generadores y transformadores sean referidas a una base común de tensión. Esto es necesario debido a que, en algunos casos, la tensión nominal del devanado de baja tensión del transformador elevador es ligeramente menor que la del generador. La relación de vueltas resultante compensa parcialmente la caída de tensión a través del banco debida al flujo de carga. La tensión base usado normalmente es la tensión terminal del generador, puesto que típicamente los TPs usados para la señal de tensión al relé están conectados a la unidad entre el generador y el transformador elevador. En la Figura 2.5 se muestra las curvas de de V/Hz combinadas para el generador y el transformador de potencia. Figura 2.5. Curvas combinadas para la operación V/Hz para generador y transformador elevador (con la curva del transformador elevador puesta en base de la tensión del generador). 21 Para la protección de V/Hz, existen tres esquemas de protección comúnmente empleados en la industria. Estos esquemas son: • Nivel simple: Tiempo definido. • Nivel dual: Tiempo definido y tiempo inverso. En los nuevos relés de estado sólido de tiempo inverso, están disponibles dos estilos de ajustes de curva de tiempo inverso: un estilo de relé permite al usuario seleccionar puntos específicos en la curva deseada V/Hz-Tiempo, para la aplicación particular del usuario. El otro estilo de relés proporciona conjuntos de curvas V/Hz-tiempo, de las cuales el usuario selecciona la curva específica que se adapte mejor a su aplicación. La Figura 2.6 muestra la curva de las características básicas y la zona de protección para el tipo de relé de tiempo definido. Una desventaja importante de emplear un esquema de protección que únicamente utiliza relés de tiempo definido es la decisión entre la protección al equipo y la flexibilidad de operación. Figura 2.6. Característica típica del relé de tiempo definido. 22 En la Figura 2.7 se muestra la curva de características básicas y su respectiva zona de protección para el relé de tiempo inverso, siendo los relés de tiempo inverso los que proporcionan la protección y la flexibilidad de operación mas óptimas, puesto que coordinan mejor con los límites operacionales del equipo. Figura 2.7. Característica típica del relé de tiempo inverso 2.3.3 Protección De Perdida De Excitación La fuente de excitación de un generador pude ser completa o parcialmente removida debido a incidentes como circuito abierto del campo, corto circuito del campo, fallas en el sistema de regulación de voltaje, disparo accidental del interruptor de campo, entre otras. Sin importar cuál sea la causa, una condición de pérdida de excitación puede ocasionar graves problemas para el generador y el sistema de potencia. Un generador sincrónico requiere tensión y corriente D.C. adecuadas en su devanado de campo para mantener sincronismo con un sistema de potencia. 23 Normalmente, el campo del generador es ajustado de modo que al sistema de potencia se entreguen potencia activa y reactiva. Si el sistema de excitación se pierde o es reducido, el generador absorbe potencia reactiva del sistema en lugar de suministrarla y opera en una región de subexcitación donde la estabilidad es reducida. En la Figura 2.8 se muestra la curva típica de un generador. Figura 2.8. Curva de capacidad del generador Cuando un generador sincrónico pierde por completo la excitación y el sistema es capaz de suplir la potencia reactiva demandada por el generador sin que esto conlleve a una gran caída de voltaje terminal, el generador puede operar como un generador de inducción girando a una velocidad mayor que la velocidad sincrónica, perdiendo sincronismo se perderá la estabilidad. 24 En generadores de rotor cilíndrico, si está operando a plena carga cuando se pierde la excitación, alcanzará una velocidad mayor de entre el 2% y el 5% de la normal. En esta condición de sobrevelocidad, el generador estará absorbiendo potencia reactiva del sistema en cantidades iguales o superiores a la capacidad nominal de de este. Cuando el generador está funcionando con carga reducida, 30% por ejemplo, la velocidad de la maquina solo aumentará entre 0.1% y 0.2% de la velocidad normal y recibirá entonces un nivel más reducido de potencia reactiva del sistema. En general, la condición más severa tanto para el generador como para el sistema cuando se pierde la excitación, es cuando el generador se encuentra funcionando a plena carga. Para esta condición, las corrientes del estator pueden incrementarse en 2 en p.u. y puede haber altos niveles de corrientes inducidas en el devanado del estator. Como este tipo de generadores no tienen devanados amortiguadores que conduzcan las corrientes inducidas en el rotor, presentan un rápido sobrecalentamiento por las corrientes que fluyen en el cuerpo de este, en las cuñas y anillos de retención. En el caso de los generadores de polos salientes, estos pueden funcionar sin campo para cargas entre el 20% y el 25% de la carga normal sin perder el sincronismo. Sin embargo, cuando la condición de pérdida de excitación ocurre a plena carga del generador, el comportamiento y los efectos serán los mismos mencionados para el generador de rotor cilíndrico. Altas corrientes en el estator y altas corrientes inducidas en el campo pueden dañar el devanado del estator, el devanado de campo y el devanado amortiguador. El tiempo de daño a la máquina debido a las causas anteriores puede ser tan corto como 10 segundos, o incluso puede tomar varios minutos. Este depende 25 del tipo de máquina, del tipo de pérdida de excitación, de las características del gobernador y de la carga del generador. Pero no solo el generador se ve afectado por la condición de pérdida de excitación. El impacto de esta puede ser de gran importancia en el sistema de potencia debido a la pérdida de reactivos, lo que puede llevar a un colapso de tensión de una gran zona si no existe la suficiente potencia reactiva para satisfacer la demanda del generador al perder el sincronismo. Si la condición de falla permanece, pueden salir de servicio las líneas de transmisión debido al flujo excesivo de potencia reactiva dirigido hacia el generador. Es por esto que debe emplearse una protección que detecte de forma confiable la condición de pérdida de excitación, sin responder a oscilaciones estables de potencia y a fallas o transitorios que no impliquen pérdida de excitación de la máquina. Diferentes tipos de protecciones han sido utilizadas para detectar la pérdida de campo. Entre ellas se encuentran las que se basan en la medición de corrientes de campo y corrientes reactivas hacia el generador. No obstante el método más aceptado para la detección de la pérdida de un generador de campo es el uso de los relés de distancia para detectar la variación de la impedancia vista desde las terminales del generador. Se ha demostrado que cuando un generador pierde excitación, mientras que operan en distintos niveles de carga, la variación de la impedancia vista en terminales de la máquina tendrá las características que aparece en el diagrama R-X de la Figura 2.9. 26 Figura 2.9. Características de pérdida de excitación de un generador En este diagrama, la curva (a) muestra la variación de la impedancia con la máquina en funcionamiento inicialmente a plena carga o cerca de ella. La carga inicial se encuentra en el punto C, y la impedancia sigue la trayectoria del camino de C-D. El lugar geométrico de la impedancia terminará en D a la derecha de la ordenada -x y se acercará a valores de impedancia algo más arriba que el promedio de las impedancias subtransitorias de eje directo y de cuadratura del generador. La Curva (b) ilustra el caso en que una máquina en funcionamiento está inicialmente en el 30% de la carga y subexcitada. En este caso, la impedancia sigue el camino E-F-G y oscilará en la región comprendida entre los puntos F y G. Para una pérdida de campo en vacío, la impedancia vista desde los terminales de la máquina variará entre las reactancias sincrónicas de eje directo y de cuadratura (Xd, Xq). En general, para cualquier condición de carga, la impedancia visto desde los terminales de la máquina terminará sobre la curva punteada (D-L) o variará alrededor de esta. 27 Hay dos tipos de esquemas de relés de distancia usados para ver la impedancia durante una pérdida de campo. La principal diferencia entre los dos esquemas es que uno de ellos utiliza un elemento Mho Offset negativo y el otro utiliza un esquema Mho Offset positivo con una unidad direccional. Estos relés son puestos en terminales del generador y ajustados para mirar dentro de la máquina y operan cuando, durante la falla, la impedancia cae dentro de su característica circular. Los dos esquemas mencionados anteriormente se muestran en las Figura 2.10 y Figura 2.11. Figura 2.10. Esquema de protección con relés de distancia, con elemento Mho-Offset negativo 28 Figura 2.11. Esquema de protección con relés de distancia, con elemento Mho-Offset positivo y unidad direccional. Sin importar cuales sean las condiciones iníciales, cuando se pierde la excitación, la impedancia equivalente del generador traza un camino desde el primer cuadrante, hacia una región del cuarto cuadrante, tal como de muestra en la Figura 2.12, a la cual entra solo cuando la excitación es severamente reducida o perdida completamente, cubriendo esta región con la característica del relé, este operará desconectando el generador del sistema antes de que este o el sistema se vean afectados. 29 Figura 2.12. Características de pérdida de campo del generador 2.3.3.1 Criterios De Ajuste Para el esquema con elemento Mho-Offset negativo, el relé está desplazado del origen por la mitad de la reactancia transitoria de eje directo X’d/2, para evitar la operación incorrecta durante disturbios en el sistema y otras condiciones de falla. El diámetro del círculo se ajusta con un valor igual a Xd, tal como se muestra en la Figura 2.10. Puede usarse un retardo de tiempo de 0.5 a 0.6 segundos para tener seguridades el caso de oscilaciones estables de potencia. Estos ajustes pueden proporcionar protección contra pérdida de excitación del generador desde carga cero hasta plena carga, siempre que la reactancia sincrónica de eje directo Xd del generador esté en el rango de 1.0 – 1.2 p.u. Las 30 máquinas modernas están diseñadas con valores de reactancia sincrónica de eje directo Xd en el rango de 1.5 – 2.0 pu. Con estas reactancias sincrónicas altas, el ajustar el diámetro del relé Mho-Offset a Xd abriría la posibilidad de operación incorrecta del relé durante la operación subexcitado. Para evitar estas operaciones incorrectas, el diámetro del círculo es limitado a 1.0 p.u. (en la base del generador), en lugar de Xd. Este ajuste reducido limitaría la cobertura de protección a condiciones de máquina con alta carga y podría no proporcionar protección para condiciones de carga ligera. Para evitar las limitaciones anteriores, pueden usarse dos relés Mho-offset como se muestra en la Figura 2.10. El relé con un 1.0 pu (en base del generador) de diámetro de impedancia detectará una condición de pérdida de campo desde plena carga hasta alrededor del 30% de carga, y se ajusta con operación casi instantánea para proporcionar protección rápida para condiciones severas en términos del posible daño a la máquina y efectos adversos sobre el sistema. El segundo relé, con diámetro igual a Xd y un retardo de tiempo de 0.5 – 0.6 segundos proporcionará protección para condiciones de pérdida de excitación hasta cero carga. Las dos unidades Mho Offset proporcionan protección contra pérdida de excitación para cualquier nivel de carga. Ambas unidades se ajustan con un offset de X’d/2. El esquema con elemento Mho-Offset positivo y unidad direccional usa una combinación de una unidad de impedancia, una unidad direccional y una unidad de baja tensión aplicadas a las terminales del generador y ajustadas para “ver hacia dentro” de la máquina. Las unidades de impedancia (Z2) y direccional se ajustan para coordinar con el limitador de mínima excitación del generador y el límite de estabilidad de estado estable. Durante condiciones de excitación anormalmente baja, tal como puede ocurrir a continuación de una falla del limitador de mínima excitación, estas unidades operan una alarma, permitiéndole al operador de la central corregir esta situación. Si también existe una condición de baja tensión, la cual indica una condición de pérdida de 31 campo, la unidad de baja tensión operaría e iniciaría el disparo con un retardo de tiempo de 0,25 – 1,0 segundos. Pueden también usarse dos relés en este esquema, con el segundo, Z1, ajustado con un desplazamiento igual a X’d/2 y con el alcance largo igual a 1,1 veces Xd. En este caso, el relé con el ajuste Z1 deberá disparar sin retardo de tiempo externo, mientras que el otro relé Z2 debe ser retrasado aproximadamente 0.75 segundos para evitar la operación con oscilaciones estables. Cuando se aplica esta protección a generadores hidráulicos, existen otros factores que posiblemente deban ser considerados. Puesto que estos generadores pueden ser operados en ocasiones como condensadores sincrónicos, es posible que los esquemas de pérdida de excitación anteriores operen innecesariamente cuando el generador es operado subexcitado, esto es, tomando VARs cercanos a la capacidad de la máquina. Para evitar operaciones innecesarias, puede emplearse un relé de baja tensión para supervisar los esquemas de protección de distancia. El nivel de “dropout” de este relé de baja tensión podría ajustarse en 90-95% de la tensión nominal y el relé podría ser conectado para bloquear el disparo cuando esté operado (pickup) y permitir el disparo cuando está en condición de “dropout”. Esta combinación proporcionará protección para casi todas las condiciones de pérdida de excitación, pero podría no disparar cuando el generador esté operando a carga ligera, puesto que la reducción de tensión podría no ser suficiente para causar que el relé pase a condición de “dropout”. 32 2.3.3.2 Modo De Disparo La protección de pérdida de campo es normalmente conectada para disparar el interruptor principal del generador y el interruptor de campo, y realizar la transferencia de auxiliares de la unidad. El interruptor de campo es disparado para minimizar el daño al campo del rotor en el caso de que la pérdida de campo sea debida a un corto circuito en el campo del rotor o a un flameo en los anillos deslizantes. 2.3.4 Protección De Sobrecorriente Con Restricción De Tensión Y Controlado Por Tensión (51v) Las protecciones de sobrecorriente en generadores pueden tener dos formas. Un relé simple de sobrecorriente puede ser usado como principal forma de protección para pequeños generadores ante fallas de fase en el devanado estatórico, y en sistemas donde solo se utilizan protecciones diferenciales, sirve como protección de respaldo en el caso en que la protección principal falle. Para grandes generadores se utiliza como protección de respaldo para desconectar la unidad ante una falla externa no despejada. Pero, en general, un relé de sobrecorriente simple no puede ser ajustado apropiadamente para proporcionar una buena protección de respaldo. El ajuste del pickup de este tipo de relés debería ser normalmente ajustado entere 1,5 y 2 veces la corriente máxima del generador a plena carga, con el propósito de prevenir disparos innecesarios del generador durante alguna condición de sobrecarga de emergencia. Los ajustes deben ser revisados para asegurar que 33 el relé no opere durante una emergencia en el sistema, donde el voltaje en terminales del generador decaerá y las corrientes del estator serán más altas. Con este ajuste del pickup y con tiempos de retardo excediendo los 0.5s, la protección simple de sobrecorriente podría nunca operar desde que la corriente de falla del generador pueda haber decaído por debajo del ajuste del relé. Después de 0.5s o más, la corriente de falla del generador será determinada por la reactancia sincrónica de la máquina, y la magnitud de la corriente puede estar muy por debajo de la corriente nominal a plena carga, lo cual puede estar por debajo del ajuste del relé. Debido a esto, el dispositivo generalmente usado para la protección de respaldo ante fallas de fase es un relé de sobrecorriente con restricción de voltaje o uno del tipo sobrecorriente controlado por voltaje. Ambos están diseñados para restringir la operación bajo condiciones de sobrecarga de emergencia y aun así proporcionar la sensibilidad adecuada para la detección de fallas. El relé de sobrecorriente controlado con tensión deshabilita el disparo por sobrecorriente hasta que la tensión cae abajo del nivel ajustado. Si las tensiones de falla en el generador para fallas remotas están bien abajo de los niveles de tensión de operación normal del generador, la función de sobrecorriente puede ser restringida seguramente por la unidad de tensión del relé de sobrecorriente con control de tensión. El relé de sobrecorriente con restricción de tensión cambia el pickup de la unidad de sobrecorriente en proporción a la tensión, lo cual desensibiliza el relé para corrientes de carga mientras que incrementa la sensibilidad para fallas las cuales abaten la tensión y permite el pickup del relé. La corriente del generador para una falla trifásica es menor para un generador sin carga con el regulador fuera de servicio. Esta es la peor condición usada para ajustar éstos dos tipos de relés. Para un relé controlado por tensión el ajuste de pickup debe estar entre 30% - 40% de la corriente de plena carga. 34 Debido a los tiempos de disparo de los relés de sobrecorriente de respaldo son retardados cerca de 0.5 segundos o más, las corrientes en el generador deben ser calculadas usando la reactancia sincrónica del generador y la tensión atrás de la reactancia sincrónica del generador. El pickup de sobrecorriente restringido por tensión debe ser ajustado a 150% de la corriente nominal del generador con restricción de la tensión nominal. Esto típicamente dará un pickup de 25% de la corriente nominal del generador con restricción de tensión 0%. Esto dará un pickup proporcional para tensiones entre 0% y 100% de la restricción nominal. El ajuste de retardo de tiempo está basado sobre el peor caso de coordinación con los relés de protección del sistema. El peor caso es usualmente un disparo con retardo con tiempos de libramiento de falla de interruptor. Para relés de línea con esquema piloto el peor caso usado es justo el disparo retardado debido a un disparo atrasado con falla de interruptor asumiendo una falla del esquema piloto y una falla del interruptor. conservativo y de muy baja probabilidad. Esto es usualmente muy La coordinación es usualmente calculada con restricción de tensión cero. Esto es una idea conservativa puesto que en realidad está presente algo de la tensión de restricción y trabajará para mejorar la coordinación. Algunos sistemas de excitación del generador usan únicamente transformadores de potencial de potencia (PPT) conectados a los terminales del generador como entrada de potencia al campo de excitación. Estos sistemas de excitación podrían no ser capaces de sostener las corrientes de falla el suficiente tiempo para que los relés de protección de respaldo operen. Esta reducción de corriente debe tomarse en cuenta cuando se ajuste el retardo de tiempo del relé para los sistemas basados en PPT. 35 Figura 2.13. Característica típica de un relé de sobrecorriente controlado por voltaje. Figura 2.14. Característica típica de un relé de sobrecorriente con restricción de voltaje. 2.3.5 Protección De Sobre Y Baja Tensión 2.3.5.1 Baja Tensión Los generadores están usualmente diseñados para operar continuamente a un voltaje mínimo del 95% de su voltaje nominal, mientras entregan la potencia nominal a frecuencia nominal. Un generador operando bajos estas condiciones de voltaje, puede dar lugar a efectos indeseables como la reducción del límite 36 de estabilidad, extracción de potencia reactiva de la red a la que está conectado y mal funcionamiento de los equipos y dispositivos que son sensibles al voltaje. Una condición de baja tensión es detectada por un relé de baja tensión con tiempo definido o de tiempo inverso con retraso. Este relé es generalmente conectado para alarmar y no disparar la unidad, de modo que el operador pueda tomar las acciones apropiadas para corregir la condición de baja tensión. 2.3.5.2 Sobretensión Una sobretensión excesiva en un generador ocurrirá cuando el nivel de esfuerzo del campo eléctrico excede la capacidad del aislamiento del devanado del estator del generador. El daño a los equipos por sólo tensión excesiva es causado básicamente por ruptura del aislamiento debido a esfuerzo dieléctrico. La sobretensión sin sobreexcitación puede ocurrir cuando un generador tiene una sobrevelocidad debida a un rechazo de carga, a una falla severa y repentina, o a alguna otra razón; en estos casos no ocurre una sobreexcitación porque la tensión y la frecuencia aumentan en la misma proporción; por tanto, la relación V/Hz permanece constante. Generalmente los fabricantes proporcionan relaciones tensión-tiempo para su equipo, las cuales muestran los límites permisibles de operación. Los relés del tipo V/Hz del generador no detectan esta condición de sobrevoltaje y por esta razón una protección aparte de sobrevoltaje es requerida 37 El relé debe tener una unidad instantánea y una unidad con retraso de tiempo con una característica de tiempo inverso. La unidad instantánea es generalmente ajustada entre el 130% y el 150% del voltaje mientras que la unidad de tiempo inverso se ajusta al 110% del voltaje normal Es importante que el relé de sobretensión tenga una respuesta plana a la frecuencia, porque pueden presentarse cambios de frecuencia durante el evento de sobretensión. Esto es de particular importancia en instalaciones hidroeléctricas que pueden tener límites en la velocidad de cierre de compuertas, impuesto por la presión hidráulica en las compuertas de las esclusas. En tales casos, estas unidades pueden sufrir incrementos de velocidad del orden de 150% durante un rechazo total de carga, antes de que la acción del gobernador pueda tener efecto para reducir la velocidad. 38 3. SISTEMAS DE EXCITACIÓN 3.1 INTRODUCCIÓN La función básica de un sistema de excitación es suministrar corriente directa al devanado de campo de la maquina sincrónica. Además este sistema realiza funciones de control y protección para el correcto funcionamiento del sistema de potencia. Las funciones de control incluyen control de voltaje y de potencia reactiva y las funciones de protección aseguran que los limites de capacidad de la maquina y de otros equipos no sean excedidos. Los sistemas de excitación han tomado muchas formas a través de los años. Estos pueden ser clasificados en tres grandes grupos de acuerdo a la fuente de excitación usada: • Sistemas de excitación DC • Sistemas de excitación AC • Sistemas de excitación estáticos 39 3.2 SISTEMAS DE EXCITACIÓN DC Los sistemas de excitación en esta categoría utilizan generadores de corriente continua como fuentes de excitación y proporcionan corriente al rotor de la maquina a través de anillos rodantes. La excitación puede ser llevada a cabo por un motor o por el eje del generador. Puede ser auto excitado o excitado separadamente. Cuando la excitación se hace separadamente, la excitación del campo es suministrada por un excitador piloto que consta de un generador de imán permanente. La Figura 3.1 muestra la representación típica de un sistema de excitación DC. Este consta de una excitatriz DC la cual provee corriente directa al campo del generador principal mediante anillos rodantes. El excitador del campo es controlado por un amplidyne, un generador especial que actúa como un amplificador DC de potencia, usando núcleos de compensación y un cortocircuito a través de sus escobillas para controlar precisa y rápidamente altas potencias con bajos niveles de señales de control. Figura 3.1. Sistema de excitación DC con amplidyne. 40 De acuerdo a la norma IEEE Std 421.5, Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies, los modelos de sistemas de excitación DC con su respectiva parametrización son los siguientes: • Modelo del sistema de excitación tipo DC2A Figura 3.2. Modelo del sistema de excitación tipo DC1A. Tabla 3-1. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo DC1A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KA TA TB TC TE KF TF 46.0 0.06 0 0 0.46 0.1 1.0 SE[EFD1] SE[EFD2] EFD1 EFD2 VRMAX VRMIN 0.33 0.10 3.1 2.3 1.0 –0.9 41 • Modelo del sistema de excitación tipo DC2A Figura 3.3. Modelo del sistema de excitación tipo DC2A. Tabla 3-2. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo DC2A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KA TA TB TC TE KE KF 300 0.01 0 0 1.33 1.0 0.1 TF SE[EFD1] SE[EFD2] EFD1 EFD2 VRMAX VRMIN 0.675 0.279 0.117 3.05 2.29 4.95 –4.9 42 • Modelo del sistema de excitación tipo DC3A Figura 3.4. Modelo del sistema de excitación tipo DC3A. Tabla 3-3. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo DC3A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 Autoexcitación KE TE KV VRMAX VRMIN TRH SE[EFD1] SE[EFD2] EFD1 EFD2 0.05 0.5 0.05 1.0 0.0 20.0 0.267 0.068 3.375 3.15 Excitación independiente. 1.0 1.4 0.05 5.7 –1.1 20.0 0.27 0.07 4.5 3.38 43 • Modelo del sistema de excitación tipo DC4B Figura 3.5. Modelo del sistema de excitación tipo DC4B. Tabla 3-4. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo DC4B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KP KI KD TD KA TA VRMAX TE 80 20 20 0.01 1 0.2 2.7 0.8 KE VEMIN E1 SE1 E2 SE2 KF TF 1.0 0 1.75 0.08 2.33 0.27 0 0 44 3.3 SISTEMAS DE EXCITACIÓN AC Los sistemas de excitación de esta categoría utilizan maquinas de AC como fuente de excitación del generador principal. Usualmente el excitador está en el mismo eje como la turbina del generador. La salida AC del excitador es rectificada por rectificadores controlados o no controlados, los cuales producen la corriente directa que necesita el campo del generador. Los rectificadores pueden ser estacionarios o rotatorios. Estos sistemas de excitación pueden tomar muchas formas dependiendo de la disposición del rectificador, del método de control de la salida del excitador y la fuente de excitación del excitador. 3.3.1 Sistemas Con Rectificador Estacionario Con rectificadores estacionarios, la salida DC alimenta el devanado de campo del generador principal a través de anillos rodantes. Cuando se usan rectificadores no controlados, el regulador controla el campo del excitador de AC, el cual controla el voltaje de salida del excitador. En la Figura 3.6 se muestra un sistema de excitación AC en el cual la excitación es llevada a cabo desde el rotor del generador. El excitador se autoexcita con la energía de su campo derivada de una rectificación con tiristores. El regulador de voltaje obtiene su señal de la salida de voltaje del excitador. 45 Figura 3.6. Sistema de excitación AC de campo controlado. Una forma alternativa de un sistema rectificador de campo controlado utiliza un excitador piloto para excitar el campo. Cuando se utilizan rectificadores controlados (tiristores) el regulador controla directamente el voltaje de salida DC del excitador, el regulador de voltaje controla el disparo de los tiristores y el excitador se autoexcita y utiliza un regulador de voltaje estático para mantener su voltaje de salida, como puede verse en la Figura 3.7. Figura 3.7. Sistema de excitación AC con rectificación controlada. 46 En ambos casos, se tienen dos modos de regulación independientes: Un regulador de AC para mantener automáticamente el voltaje de salida del generador principal en un valor deseado que corresponde a la referencia de AC, y un regulador de DC para mantener constante el voltaje de campo del generador, como fue determinado en la referencia de DC. Este regulador o modo de control manual funciona cuando el regulador de AC falla o debe ser puesto fuera de servicio. Las señales de entrada del regulador de AC incluyen entradas auxiliares, las cuales proveen funciones de control y protección. 3.3.2 Sistemas Con Rectificador Rotativo Con rectificadores rotativos, la necesidad de anillos rodantes y escobillas es eliminada y la salida de DC alimenta directamente el campo del generador principal. La armadura del excitador de AC y los diodos rectificadores rotan con el campo del generador principal. Un pequeño excitador AC piloto, con un rotor de imán permanente rotan con la armadura del excitador y los diodos rectificadores. La salida del estator del excitador piloto energiza el campo estacionario del excitador de AC. El regulador de voltaje controla el campo del excitador de AC, el cual controla el campo del generador principal. Este sistema se conoce como Sistema de excitación sin escobillas. Este sistema no permite una medida directa del voltaje o la corriente de campo del generador. Un control manual del voltaje del generador principal se proporciona por un ajuste en la entrada de DC del circuito de disparo del los tiristores. Este sistema de excitación se muestra en la Figura 3.8. 47 Figura 3.8. Sistema de excitación sin escobillas. En la norma IEEE Std 421.5, se tienen los siguientes modelos de sistemas de excitación AC: • Modelo del sistema de excitación tipo AC1A Figura 3.9. Modelo del sistema de excitación tipo AC1A. Tabla 3-5. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC1A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR RC XC KA 0 0 0 400 KD Kc VAMAX VAMIN 0.38 0.20 14.5 –14.5 48 PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TA TB TC KF TF KE TE • 0.02 0 0 0.03 1.0 1.0 0.80 VRMAX VRMIN SE[VE1] VE1 SE[VE2] VE2 6.03 –5.43 0.10 4.18 0.03 3.14 Modelo del sistema de excitación tipo AC2A. Figura 3.10. Modelo del sistema de excitación tipo AC2A. Tabla 3-6. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC2A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR RC XC KA TA TB Tc 0 0 0 400 0.01 0 0 TE KD Kc VAMAX VAMIN VRMAX VRMIN 0.60 0.35 0.28 8.0 -8.0 105 –95 49 PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KB KH KF TF KE • 25 1.0 0.03 1.0 1.0 VFEMAX SE[VE1] VE1 SE[VE2] VE2 4.4 0.037 4.4 0.012 3.3 Modelo del sistema de excitación tipo AC3A Figura 3.11. Modelo del sistema de excitación tipo AC3A. Tabla 3-7. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC3A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR TC TB TA TE TF VAMAX 0 0 0 0.013 1.17 1.0 1.0 VE2 SE[VE2] EFDN KA KR KLV KC 0.75VEMAX 0.100 2.36 45.62 3.77 0.194 0.104 50 PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 VAMIN VLV VEMAX VE1 VEMIN SE[VE1] • –0.95 0.790 6.24 6.24 0.1 1,143 KD KE KF KN VFEMAX 0.499 1.0 0.143 0.05 16 Modelo del sistema de excitación tipo AC4A Figura 3.12. Modelo del sistema de excitación tipo AC4A. Tabla 3-8. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC4A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR TC TB TA KA 0 1.0 10 0.015 200 KC VIMAX VIMIN VRMAX VRMIN 0 10 -10 5.64 –4.53 51 • Modelo del sistema de excitación tipo AC5A Figura 3.13. Modelo del sistema de excitación tipo AC5A. Tabla 3-9. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC5A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KA TA VRMAX VRMIN TE KF TF1 • 400 0.02 7.3 –7.3 0.8 0.03 1.0 KE SE[EFD1] EFD1 SE[EFD2] EFD2 TF2 TF3 1.0 0.86 5.6 0.5 0.75EFD1 0 0 Modelo del sistema de excitación tipo AC6A 52 Figura 3.14. Modelo del sistema de excitación tipo AC6A. Tabla 3-10. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC6A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KA TA TB TC TK KH TE TH VHMAX VFELIM SE[VE1] 536 0.086 9.0 3.0 0.18 92 1.0 0.08 75 19 0.214 TJ KD KC KE VAMAX VAMIN VRMAX VRMIN VE1 SE[VE2] VE2 0.02 1.91 0.173 1.6 75 –75 44 –36 7.4 0.044 5.55 53 • Modelo del sistema de excitación tipo AC7B Figura 3.15. Modelo del sistema de excitación tipo AC7B. Tabla 3-11. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC7B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR KPR KIR KDR TDR VRmax VRmin KPA KIA VAmax VAmin KP 0.0 4.24 4.24 0.0 0.0 5.79 –5.79 65.36 59.69 1.0 –0.95 4.96 KL TE VFEmax KC KD KE KF1 KF2 SEmax VEmax SE0.75max VE0.75max 10.0 1.1 6.9 0.18 0.02 1.0 0.212 0.0 0.44 6.30 0.075 3.02 54 • Modelo del sistema de excitación tipo AC8B Figura 3.16. Modelo del sistema de excitación tipo AC8B. Tabla 3-12. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo AC8B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KPR KIR KDR TDR VFEmax VRMAX VRMIN KE 80 5 10 0.1 6.0 35 0 1.0 TE KC SE(E1) E1 SE(E2) E2 KD 1.2 0.55 0.3 6.5 3.0 9.0 1.1 3.4 SISTEMAS DE EXCITACIÓN ESTÁTICOS Estos sistemas se llaman estáticos pues todos los componentes son estáticos o estacionarios: Rectificadores estáticos controlados o no controlados, 55 suministran la corriente DC de excitación al campo del generador principal a través de anillos rodantes. El suministro de potencia de los rectificadores viene del generador principal a través de un transformador que reduce el voltaje a un nivel apropiado o en algunos casos o de los devanados auxiliares del generador. Los sistemas de excitación estática que han sido ampliamente usados son: 3.4.1 Sistemas De Fuente Potencial Con Rectificación Controlada En este sistema, la excitación es suministrada a través de un transformador en las terminales del generador o de una barra auxiliar y es regulada por un rectificador controlado. Este tipo de sistema de excitación, mostrado en la Figura 3.17 se conoce también como sistema estático con transformador de excitación. Figura 3.17. Sistema de fuente potencial con rectificación controlada El máximo voltaje de salida de la excitatriz, también llamado voltaje de techo (celling), depende de la entrada AC de voltaje. Por lo tanto, durante 56 condiciones de falla del sistema que causan caídas de voltaje en las terminales del generador, el voltaje de techo del excitador se reduce. Esta limitación de la excitación del sistema es, en gran medida compensada por su respuesta prácticamente instantánea y su alta capacidad de modificar la tensión de campo después de una falla. 3.4.2 Sistemas De Fuente Compuesta Con Rectificación La potencia en este sistema de excitación es creada utilizando la corriente y el voltaje del generador principal. Esto se logra utilizando un transformador de potencial y un transformador de corriente saturable. El regulador controla la salida del excitador mediante una saturación controlada del transformador de excitación. Cuando el generador no alimenta cargas, la corriente de armadura es cero y la fuente potencial provee toda la excitación y durante condiciones de carga, parte de la excitación es derivada de la corriente del generador. Cuando se presentan condiciones de falla en el sistema con severas caídas de voltaje en las terminales del generador, la corriente de entrada permite al excitador alta capacidad de modificar la tensión de campo. 57 Figura 3.18. Sistemas de fuente compuesta con rectificación 3.4.3 Sistemas De Excitación Compuesto Con Rectificación Controlada Este sistema utiliza rectificadores controlados en el circuito de salida del excitador y la combinación de fuentes de voltaje y corriente dentro del estator del generador para suministrar la excitación. El resultado es un sistema de excitación estática con una alta respuesta inicial y con capacidad ante fallas cercanas al generador. En la Figura 3.19 se muestra este tipo de sistema en el cual la fuente de voltaje es formada por un juego de devanados trifásicos ubicados en tres ranuras del estator, y un reactor serie lineal. La fuente de corriente es obtenida del transformador de corriente que se encuentra montado en el terminal de neutro del devanado del estator. Estas fuentes se combinan con la acción del 58 transformador y la salida resultante de AC es rectificada por semiconductores de potencia estacionarios. El medio de control es proporcionado por diodos y tiristores conectados formando un puente shunt. Un regulador de voltaje estático controla el circuito de disparo de los tiristores y así regula la excitación al campo del generador. El transformador de excitación consiste en tres unidades monofásicas con tres devanados: Devanados primarios de corriente y de potencial y un devanado secundario. Bajo condiciones de falla, la corriente de falla fluyendo a través del devanado de corriente del transformador de excitación, provee la alta tensión de campo cuando el voltaje del generador se disminuye. El reactor tiene dos funciones: La contribución a la característica compuesta deseada del sistema de excitación y la reducción de las corrientes de falla por falla en el sistema de excitación del generador. El transformador de excitación y el reactor están contenidos en una cámara de la excitación que está sujeta a la parte superior de la carcaza, formando parte integral de esta. 59 Figura 3.19. Sistemas de excitación compuesto con rectificación controlada Como la fuente de energía de un sistema de excitación estático es el generador principal, este es auto-excitado, y el generador no puede producir ningún voltaje hasta que haya alguna corriente de campo. Por esto es necesario tener otra fuente de energía por unos pocos segundos para suministrar la corriente inicial necesaria y energizar el generado. Esta fuente inicial es usualmente una batería. En la norma IEEE Std 421.5, Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies, se tienen los siguientes modelos de sistemas de excitación estática: 60 • Modelo del sistema de excitación tipo ST1A Figura 3.20. Modelo del sistema de excitación tipo ST1A. Tabla 3-13. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST1A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KA TA TC TB TC1 TB1 VRMAX 210.0 0 1.0 1.0 0 0 6.43 VRMIN KC KF TF KLR ILR –6.0 0.038 0 0 4.54 4.4 61 • Modelo del sistema de excitación tipo ST2A Figura 3.21. Modelo del sistema de excitación tipo ST2A. Tabla 3-14. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST2A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR TE TA TF EFDMAX VRMAX VRMIN –6.0 0.038 0 0 4.54 4.4 KE KA KF KP KI KC 1.0 120 0.05 4.88 8.0 1.82 62 • Modelo del sistema de excitación tipo ST3A Figura 3.22. Modelo del sistema de excitación tipo ST3A. Tabla 3-15. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST3A PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TA TR TM TB TC XL VIMAX VIMIN VMMIN VMMAX VRMAX 0 0 0.4 10 1.0 0.081 0,2 –0.2 0 1.0 10.0 VRMIN VGMAX EFDMAX KG KM KA KP θP KI KC -10.0 5.8 6.9 1.0 7.93 200 6.15 0º 0 0.20 63 • Modelo del sistema de excitación tipo ST4B Figura 3.23. Modelo del sistema de excitación tipo ST4B. Tabla 3-16. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST4B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TR KPR KIR TA VRmax VRmin KPM KIM 0.0 10.75 10.75 0.02 1.0 –0.87 1.0 0.0 VMmax VMmin KG KP KI XL KC VBmax 99 –99 0.0 9.3/0° 0.0 0.124 0.113 11.63 64 • Modelo del sistema de excitación tipo ST5B Figura 3.24. Modelo del sistema de excitación tipo ST5B. Tabla 3-17. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST5B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 TB1 TC1 TB2 TC2 TUB1 TUC1 TUB2 TUC2 TOB1 6.0 0.8 0.01 0.08 10 2 0.05 0.1 2 TOC1 TOB2 TOC2 KR T1 VRmax VRmin KC 0.1 0.08 0.08 200.0 0.004 5.0 –4.0 0.004 65 • Modelo del sistema de excitación tipo ST6B Figura 3.25. Modelo del sistema de excitación tipo ST6B. Tabla 3-18. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST6B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KPA KIA KFF KM KG TG TR 18038 45094 1 1 1 0.02 0.012 VAMAX VAMIN KCI KLR ILR VRMAX VRMIN 4.81 –3.85 10577 17.33 4164 4.81 –3.85 66 • Modelo del sistema de excitación tipo ST7B Figura 3.26. Modelo del sistema de excitación tipo ST7B. Tabla 3-19. Parametrización del modelo del sistema de excitación tipo ST7B PARAMETRIZACIÓN IEEE 421.5 KPA KIA TIA TB TC TG TF 40 1 3 1 1 1 1 VRMAX VRMIN VMAX VMIN KL KH 5 –4.5 1.1 0.9 1 1 67 4. LIMITADORES DE SOBRE Y SUB EXCITACIÓN 4.1 LIMITADOR DE SUBEXCITACIÓN (UEL) El Limitador de Subexcitación, también conocido como UEL (Underexcitation Limiter) tiene como finalidad prevenir la reducción de la excitación del generador a niveles donde la estabilidad de estado estable o el límite térmico del hierro del estator sean excedidos. Estos límites se muestran en la curva de capacidad del generador en la Figura 4.3. Figura 4.1. Curva de capacidad del generador 68 La señal de control del UEL es derivada de una combinación de voltaje y corriente o potencia activa y reactiva del generador. Los límites son determinados por la señal excediendo un nivel de referencia. Existe una amplia variedad de implementaciones del limitador. Algunas aplicaciones actúan en el error de la señal de voltaje del regulador de voltaje; cuando el límite fijado es alcanzado, un elemento no linear, como un diodo, empieza a conducir y la señal de salida del limitador es combinada con otras señales controlando el sistema de excitación. La forma más ampliamente usada de la aplicación del UEL consiste en alimentar con la señal de salida del limitador un circuito de tipo compuerta de alto valor, el cual da control a la señal de entrada de mayor valor, ya sea la del regulador de voltaje o la señal del UEL; cuando el límite establecido del limitador es alcanzado se le da total control al sistema de excitación hasta que la señal del UEL esté por debajo del valor límite, ver Figura 4.2. Figura 4.2. Control del UEL. El ajuste del limitador debe estar basado en la necesidad de protección, es decir en la inestabilidad del sistema o el calentamiento del núcleo del estator. Adicionalmente la actuación del limitador debe estar coordinada con la protección de pérdida de excitación. En la Figura 4.3 se muestra la forma como se coordina el limitador, la protección de pérdida de excitación y el límite de estabilidad de estado estable. 69 Figura 4.3. Coordinación entre UEL, relé de pérdida de excitación y limite de estabilidad. 4.2 LIMITADOR DE SOBREXCITACIÓN (OEL) El Limitador de Sobrexcitación, también conocido como OEL (Overexcitation Limiter) tiene como propósito proteger al generador del sobrecalentamiento debido a una prolongada sobrecorriente de campo. La función de limitación de sobreexcitación detecta condiciones de altas corrientes de campo y después de un retardo de tiempo, actúa a través del regulador de AC para bajar la excitación a un valor predefinido (típicamente del 100% al 110% de la corriente de campo). Si no se obtiene un resultado exitoso, se dispara el regulador de AC y se transfiere el control al regulador de DC y se reposiciona el setpoint a un valor correspondiente al de corriente nominal. Si esta operación no reduce la excitación a un valor seguro, el limitador iniciará un disparo del interruptor de campo y disparo de la unidad. 70 Se utilizan dos tipos de retardo de tiempo: tiempo definido y tiempo inverso. Los limitadores de tiempo definido operan cuando la corriente de campo excede el valor de ajuste por un tiempo definido ajustado, independientemente del grado de sobreexcitación. Los limitadores de tiempo inverso operan con el retraso de tiempo coincidiendo con la capacidad térmica del campo. En la Figura 4.4 se muestra la coordinación del OEL con el límite térmico del campo. Figura 4.4. Coordinación del OEL de tiempo inverso y capacidad térmica del campo. 71 5. SIMULACIONES 5.1 DESCRIPCIÓN DEL CASO Se tomo como caso de estudio el sistema de nueve barras del programa DigSILENT Power Factory. Este caso consta de tres generadores, seis líneas de transmisión y tres cargas. El esquema de este caso, se muestra a continuación en la Figura 5.1. Figura 5.1. Esquema de caso de estudio de nueve barras. 72 El generador objeto de estudio es el G2, el cual tiene las características mostradas en la Tabla 5-1 y una curva de capacidad mostrada en la Figura 5.2: Tabla 5-1. Características del generador objeto de estudio CARACTERISTICAS DEL GENERADOR Snominal[MVA] Vnominal[KV] Inominal[KA] FP Xd Xd' Xd'' 192 18 6,16 0,85 1,72 0,23 0,2 Figura 5.2. Curva de capacidad del generador. 5.2 AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN Las protecciones que serán aplicadas al generador son: • Pérdida de excitación. 73 • Sobrecorriente controlado por tensión y con restricción de tensión. Para estas, se tienen los siguientes ajustes. 5.2.1 Sobrecorriente Con Restricción De Tensión (51v) 1. Pick up de corriente para 100% de Vnominal: 1.5 Inominal= 9,23kA 2. Pick up de corriente para 75% de Vnominal: 0.75 (1.5 Inominal)= 6.92kA 3. Pick up de corriente para 50% de Vnominal: 0.50 (1.5 Inominal)=4.62kA 4. Pick up de corriente para 25% de Vnominal: 0.25 (1.5 Inominal)=2.3kA La característica con los ajustes mencionados se muestra a continuación en la Figura 5.3. Curvas Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión Tiempo [s] 10,00 1,00 0,10 Corriente [kA] 1,00 100%Vn 25%Vn 100,00 50%Vn 75%Vn Figura 5.3. Curva de relé de sobrecorriente con restricción de tensión. 74 5.2.2 Sobrecorriente Controlado Por Tensión 1. Pick up de corriente: 1.5Inominal = 9,23kA 2. Control de tensión: 70% Vnominal: 12.6kV La característica con los ajustes mencionados se muestra a continuación en la Figura 5.4. Curva Relé de Sobrecorriente controlado por tensión Tiempo [s] 10,00 1,00 0,10 1,00 100,00 Corriente [kA] Figura 5.4. Curva de relé de sobrecorriente controlado por tensión. 5.2.3 Mho-Offset Negativo 3. Offset: Xd’/2= 0,115 p.u. 4. Diámetro circulo exterior: Xd= 1,72 p.u. 75 5. Diámetro círculo interior= 1 p.u. La característica con los ajustes mencionados se muestra a continuación en la Figura 5.5. Figura 5.5. Curva de relé de Mho-Offset. 5.3 EVENTOS A SIMULAR 5.3.1 Fallas al 1% De La Línea L3 Para la simulación de las fallas al 1 % de la línea de estudio la cual será la Línea 3, se harán con los diferentes reguladores de tensión. 76 5.3.1.1 Regulador DC1A Para este caso de estudio se utilizo en el generador una potencia de 37,5 MW, la cual se muestra en la Figura 5.6 con las diferentes curvas del relé. Curvas Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión Tiempo [s] 10,00 1,00 0,10 1,00 100,00 0,01 Corriente [kA] 100%Vn 25%Vn 50%Vn Fallas Falla FalLas 75%Vn Figura 5.6. Resultado de la falla al 1 %, con el regulador DC1A y el generador a 37,5 MW. 5.3.1.2 Regulador DC2A Para este caso de estudio se utilizo en el generador una potencia de 37,5 MW, la cual se muestra en la Figura 5.7 con las diferentes curvas del relé. 77 Curvas Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión Tiempo [s] 10,00 1,00 0,10 1,00 100,00 0,01 Corriente [kA] 100%Vn 25%Vn 50%Vn Fallas Falla FalLas 75%Vn Figura 5.7. Resultado de la falla al 1 %, con el regulador DC2A y el generador a 37,5 MW. 5.3.1.3 Regulador AC1A Para este caso de estudio se utilizo en el generador una potencia de 37,5 MW, la cual se muestra en la Figura 5.8 con las diferentes curvas del relé. 78 Curvas Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión Tiempo [s] 10,00 1,00 0,10 1,00 100,00 0,01 Corriente [kA] 100%Vn 25%Vn 50%Vn Fallas Falla FalLas 75%Vn Figura 5.8. Resultado de la falla al 1 %, con el regulador AC1A y el generador a 37,5 MW. 5.3.1.4 Regulador ST1A Para este caso de estudio se utilizo en el generador una potencia de 37,5 MW, la cual se muestra en la Figura 5.9 con las diferentes curvas del relé. 79 Curvas Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión Tiempo [s] 10,00 1,00 0,10 1,00 100,00 0,01 Corriente [kA] 100%Vn 25%Vn 50%Vn Fallas Falla FalLas 75%Vn Figura 5.9. Resultado de la falla al 1 %, con el regulador ST1A y el generador a 37,5 MW. 80 6. CONCLUSIONES FINALES Para el evento de falla en la línea se espera la acción primaria de las protecciones de línea y se utilizan los dispositivos 51V y 51C como respaldo del sistema de potencia para desconectar la máquina ante fallas que no puedan ser evacuadas por las protecciones propias del sistema. Puede verse, que para una potencia de 37.5MW, el comportamiento de la corriente de falla varía conforme cambia el regulador de tensión; Así, es claro entonces que el evento es más severo cuando el generador está controlado por el AVR tipo DC1A. En este caso la tensión disminuye aproximadamente un 50%, siendo capaz el relé de ver la falla y despejarla en un tiempo cercano a los 600ms; esto con el relé ajustado en un dial de 0.1s y para una curva tipo inversa. El tiempo en el cual la protección despejaría la falla coincide con el tiempo de despeje de las protecciones de línea, lo que podría convertirse en un inconveniente, pues la selectividad podría no garantizarse. Esto podría solucionarse ajustando el relé en la curva tipo extremadamente inversa, teniendo así un tiempo de despeje cercano a 1s. Para el generador operando con los otros AVRs, la falla no es tan severa y las protecciones de línea despejan la falla tan rápidamente que la protección de respaldo no podría operar, pues no alcanza a verla. El generador al estar controlado por los diferentes AVRs presenta comportamientos desiguales ante el mismo evento de falla. Esto se evidenció en con la pérdida de la estabilidad de la máquina cuando se utilizaba el regulador tipo ST1A y no para los demás reguladores en estudio. Esto supone 81 que se debe realizar un estudio del sistema para la adecuada escogencia del regulador y así poder garantizar una adecuada respuesta del generador ante cualquier tipo de evento. A partir de los resultados obtenidos, se percibe que la selección de la acción de disparo adecuada para los relés de protección del generador es una de los aspectos más importantes de la protección de generadores. Esta tarea requiere de un amplio entendimiento de la protección del generador, la capacidad del sistema generador/turbina y las prácticas de operación/mantenimiento de la unidad. La selección del modo de disparo apropiado minimiza o previene daños y prepara para el rápido regreso a servicio de la unidad. 82 7. BIBLIOGRAFÍA [1] ANSI/IEEE std C37.102-2006, “Guide for AC Generator Protection”. [2] ANSI/IEEE std 421.2-1990, “Guide For Identification, Testing And Evaluation Off The Dynamic Performance Of Excitation Control Systems”. [3] ANSI/IEEE std 421.5-2005, “Recommended Practice For Excitation System Models For Power System Stability Studies”. [4] P. Kundur, “Power System Stability and Control”, McGraw-Hill, Palo Alto, California,1994. [5] The Power Engineering Education Committee, Power System Relaying Committee, “Tutorial IEEE de Protección de Generadores Sincrónicos”, Beckwiht Electric CO.INC. [6] Ingeniería Especializada S.A, “Curso de Protecciones Eléctricas”, 2007. [7] C.F. Ramírez, “Introducción a los Relés De Protección”, 1987. [8] S.H. Horowitz, A.G Phadke, “Power System Relaying”, Tercera Edición, Jhon Wiley & Sons Ltd, 2008. [9] C.Russell Mason, “The Art and Science ot Protective Relaying”, General Electrical, New York, 1956. 83 [10] Power Factory DigSILENT, Version 13.2.339, 2007. 84 Anexo 1 PRUEBAS A LOS AVR (AUTOMATIC VOLTAGE REGULATOR) Con estas pruebas se pretende sintonizar los reguladores de voltaje (AVR) para que sus principales características (tiempo de subida, sobre impulso y tiempo de establecimiento) ante una respuesta transitoria, cumplan con lo estipulado en la norma IEEE Std. 421.2 – 1990: IEEE Guide for Identification, Testing, and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Control Systems. La respuesta transitoria típica de un sistema de control de tensión ante un cambio en la entrada tipo escalón y las diferentes características se presenta a continuación en la Figura A1 1. Figura A1 1. Respuesta transitoria típica de un sistema de control ante un cambio en la entrada. El rango típico de valores de las diferentes variables involucradas en este evento se presenta en la Figura A1 2. . Figura A1 2. Rango de valores de los diferentes parámetros. De acuerdo a esto, la sintonización de los reguladores se realizó de forma que se compararon los valores de ejemplo de la norma IEEE 421.5, con los que el programa DigSILENT contenía por defecto, obteniendo la mejor respuesta del regulador. La sintonización se realizo observando la respuesta de los reguladores ante un cambio del ±5% del valor de ajuste del voltaje. A.1 Regulador DC1A DIgSILENT 1.02 1.00 0.98 0.96 0.94 -0.1000 1.9056 3.9112 5.9169 7.9225 [s] 9.9281 Terminal: Tensión, Magnitud in p.u. vcoESDC1A: usetp Figura A1 3. Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de ajuste del voltaje. 1.02 1.00 0.98 0.96 0.94 -0.1000 1.9056 3.9112 5.9169 7.9225 [s] 9.9281 Terminal: Tensión, Magnitud in p.u. vcoESDC1A: usetp Figura A1 4. Respuesta del regulador ante un cambio de - 5% en el valor de ajuste del voltaje. Los valores de los diferentes parámetros del regulador, con los cuales se obtuvieron las respuestas mostradas anteriormente, son los siguientes: Tabla A-1. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo DC1A VARIABLES DIGSILENT Tr Measurement Delay [s] Ka Controller Gain [p.u.] Ta Controller Time Constant [s] Tc Filter Derivative Time Constant [s] Tb Filter Delay Time Constant [s] Te Excitor Time Constant [s] Kf Stabilization Path Gain [p.u.] Tf1 Stabilization Path Time Constant [s] Ke Excitor Constant [p.u.] E1 Saturation Factor 1 [p.u.] Se1 Saturation Factor 2 [p.u.] E2 Saturation Factor 3 [p.u.] Se2 Saturation Factor 4 [p.u.] VAmin Controller Minimum Output [p.u.] VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 0,02 175 0,005 3,1 40 0,05 0,01 0,3 0,96 1 0 2,044 0 0 2,83 IEEE 46 0,06 0 0 0,46 0,1 1 3,1 0,33 2,3 0,1 -0,9 1 FINAL 0,02 175 0,005 3,1 40 0,05 0,01 0,3 0,96 1 0 2,044 0 0 2,83 Con los valores mostrados anteriormente, se tiene que las principales características de este regulador son las siguientes: Tabla A-2. Características principales del modelo de excitación tipo DC1A Características Escalón +5% Escalón -5% Tiempo de subida Tiempo de establecimiento Sobreimpulso 0.826 3.91s 0% 0.813 3.9s 0.1% A.2 Regulador DC2A 1.0625 1.0500 1.0375 1.0250 1.0125 1.0000 0.9875 -0.1000 1.9047 3.9094 5.9142 7.9189 [s] 9.9236 Terminal: Tensión, Magnitud in p.u. vcoEXDC2: usetp DIgSILENT Figura A1 5. Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de ajuste del voltaje. 1.0125 1.0000 0.9875 0.9750 0.9625 0.9500 0.9375 -0.1000 1.9062 3.9125 5.9187 7.9250 [s] 9.9312 Terminal: Tensión, Magnitud in p.u. vcoEXDC2: usetp Figura A1 6. Respuesta del regulador ante un cambio de - 5% en el valor de ajuste del voltaje. Los valores de los diferentes parámetros del regulador, con los cuales se obtuvieron las respuestas mostradas anteriormente, son los siguientes: Tabla A-3. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo DC2A VARIABLES DIGSILENT IEEE FINAL Tr Measurement Delay [s] Ka Controller Gain [p.u.] Ta Controller Time Constant [s] Tb Filter Delay Time[s] Tc Filter Derivative Time Constant [s] VAmax Controller Maximum Output [p.u.] VAmin Controller Minimum Output [p.u.] Ke Excitor Constant [p.u.] E1 Saturation Factor 1 [p.u.] Se1 Saturation Factor 2 [p.u.] E2 Saturation Factor 3 [p.u.] Se2 Saturation Factor 4 [p.u.] Te Excitor Time Constant [s] Kf Stabilization Path Gain [p.u.] Tf1 Stabilization Path Time Constant [s] 0 150 0 0 0 5 -2 1 3,75 0 5 0,0001 0,3 0,02 1 300 0,01 0 0 4,95 -4,9 1 3,05 0,279 2,29 0,117 1,33 0,1 0,675 0 300 0 0,001 0 5 -2 1 3,75 0 5 0,0001 0,3 0,02 1 Con los valores mostrados anteriormente, se tiene que las principales características de este regulador son las siguientes: Tabla A-4. Características principales del modelo de excitación tipo DC2A Características Escalón +5% Escalón -5% Tiempo de subida Tiempo de establecimiento Sobreimpulso 0.251s 4.92s 0.19% 0.272s 3.9s 0.17% A.3 Regulador AC1A 1.0625 1.0500 1.0375 1.0250 1.0125 1.0000 0.9875 -0.1000 1.9149 3.9298 5.9446 7.9595 [s] 9.9744 Terminal: Tensión, Magnitud in p.u. vcoEXAC1: usetp Figura A1 7. Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de ajuste del voltaje. Figura A1 8. Respuesta del regulador ante un cambio de - 5% en el valor de ajuste del voltaje. Los valores de los diferentes parámetros del regulador, con los cuales se obtuvieron las respuestas mostradas anteriormente, son los siguientes: Tabla A-5. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo AC1A VARIABLES DIGSILENT IEEE FINAL Tr Measurement Delay [s] Tb Filter Delay Time[s] Tc Filter Derivative Time Constant [s] Ka Controller Gain [p.u.] Ta Controller Time Constant [s] Te Excitor Time Constant [s] Kf Stabilization Path Gain [p.u.] Tf Stabilization Path Delay Time [s] Kc Excitor Current Compensation Factor [p.u.] Kd Excitor Current Derivative Factor [p.u.] Ke Excitor Constant [p.u.] E1 Saturation Factor 1 [p.u.] Se1 Saturation Factor 2 [p.u.] E2 Saturation Factor 3 [p.u.] Se2 Saturation Factor 4 [p.u.] VAmin Amplifier Minimum Output [p.u.] VAmin Controller Minimum Output [p.u.] VAmax Amplifier Maximum Output [p.u.] VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 0,025 1 1 1172 0,02 0,35 0,0069 1 1 0,2 1 3,13 1,73 4,18 4 -14,5 -5,43 14,5 6,03 0 0 0 400 0,02 0,8 0,03 1 0,2 0,38 1 4,18 0,1 3,14 0,03 -14,5 -5,43 14,5 6,03 0,025 1 1 400 0,02 0,35 0,0069 1 1 0,2 1 3,13 1,73 4,18 4 -14,5 -5,43 14,5 6,03 Con los valores mostrados anteriormente, se tiene que las principales características de este regulador son las siguientes: Tabla A-6. Características principales del modelo de excitación tipo AC1A Características Tiempo de subida Tiempo de establecimiento Sobreimpulso A.4 Regulador ST1A Escalón +5% 0.53s 5.94s 0% Escalón -5% 0.245s 3.46s 0.73% Figura A1 9. Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de ajuste del voltaje. 1.0125 1.0000 0.9875 0.9750 0.9625 0.9500 0.9375 -0.1000 1.9141 3.9282 5.9423 7.9565 [s] 9.9706 Terminal: Tensión, Magnitud in p.u. vcoEXST1: usetp Figura A1 10. Respuesta del regulador ante un cambio de - 5% en el valor de ajuste del voltaje. Los valores de los diferentes parámetros del regulador, con los cuales se obtuvieron las respuestas mostradas anteriormente, son los siguientes: Tabla A-7. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo ST1A VARIABLES DIGSILENT Tr Measurement Delay [s] Tb Filter Delay Time[s] Tc Filter Derivative Time Constant [s] Ka Controller Gain [p.u.] Ta Controller Time Constant [s] Kc Excitor Current Compensation Factor [p.u.] Kf Stabilization Path Gain [p.u.] Tf Stabilization Path Delay Time [s] KLR Ganancia Máx. Corriente Campo [p.u.] VAmin Amplifier Minimum Output [p.u.] VAmin Controller Minimum Output [p.u.] VAmax Amplifier Maximum Output [p.u.] VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 0 1 1 225 0,02 0 0,01 0,15 0 -3 -7 3 7 IEEE 1 1 210 0 0,038 0 0 -6 6,43 FINAL 0 1 1 110 0,02 0 0 0,15 0 -3 -7 3 7 Con los valores mostrados anteriormente, se tiene que las principales características de este regulador son las siguientes: Tabla A-8. Características principales del modelo de excitación tipo ST1A Características Tiempo de subida Tiempo de establecimiento Sobreimpulso Escalón +5% 0.124s 2.7s 0.09% Escalón -5% 0.123s 1.53s 0.21%