Simulaciones Din micas Para Protecciones de...

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

1

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.

2

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 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 39

3.2 SISTEMAS DE EXCITACIÓN DC ......................... ............................................................ 40

3.3 SISTEMAS DE EXCITACIÓN AC ......................... ............................................................ 45

3.3.1 Sistemas Con Rectificador Estacionario ............................................................................ 45

3.3.2 Sistemas Con Rectificador Rotativo .................................................................................. 47

3.4 SISTEMAS DE EXCITACIÓN ESTÁTICOS .................. .................................................... 55

3.4.1 Sistemas De Fuente Potencial Con Rectificación Controlada ............................................ 56

3

3.4.2 Sistemas De Fuente Compuesta Con Rectificación ........................................................... 57

3.4.3 Sistemas De Excitación Compuesto Con Rectificación Controlada .................................... 58

4. LIMITADORES DE SOBRE Y SUB EXCITACIÓN ............. .................................. 68

4.1 LIMITADOR DE SUBEXCITACIÓN (UEL) .................. ...................................................... 68

4.2 LIMITADOR DE SOBREXCITACIÓN (OEL) ................. .................................................... 70

5. SIMULACIONES ...................................... ............................................................ 72

5.1 DESCRIPCIÓN DEL CASO .............................. ................................................................ 72

5.2 AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ............ ............................................ 73

5.2.1 Sobrecorriente Con Restricción De Tensión (51v) ............................................................. 74

5.2.2 Sobrecorriente Controlado Por Tensión ............................................................................ 75

5.2.3 Mho-Offset Negativo ......................................................................................................... 75

5.3 EVENTOS A SIMULAR ................................. ................................................................... 76

5.3.1 Fallas al 1% De La Línea L3 ............................................................................................. 76

5.3.1.1 Regulador DC1A .......................................................................................................... 77

5.3.1.2 Regulador DC2A .......................................................................................................... 77

5.3.1.3 Regulador AC1A .......................................................................................................... 78

5.3.1.4 Regulador ST1A ........................................................................................................... 79

6. CONCLUSIONES FINALES .............................. ................................................... 81

7. BIBLIOGRAFÍA ...................................... .............................................................. 83

LISTA DE ANEXOS

Anexo 1. Pruebas A Los AVR (Automatic Voltage Regulator)

4

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.

5

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

6

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.

7

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.

8

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)

9

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

10

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.

11

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 Frecue ncia 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.

12

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.

13

Figura 2.2. Diagrama típico de funciones de relés del generador.

2.3.1.2 Capacidad Y Operación De Alta Y Baja Frecue ncia 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

14

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

15

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.

16

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 B aja 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

17

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.

18

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. La

probabilidad de una sobreexcitación del generador se 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

19

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 sobree xcitación (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

20

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.

21

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).

22

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.

23

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 tiem po 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.

24

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.

25

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

26

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.

27

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.

28

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

29

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.

30

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

31

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

32

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”.

33

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

34

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.

35

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. Esto es usualmente muy

conservativo y de muy baja probabilidad. 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.

36

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

37

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

38

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.

39

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

40

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.

41

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 46.0 SE[EFD1] 0.33 TA 0.06 SE[EFD2] 0.10 TB 0 EFD1 3.1 TC 0 EFD2 2.3 TE 0.46 VRMAX 1.0 KF 0.1 VRMIN –0.9 TF 1.0

42





KA 300 TF 0.675 TA 0.01 SE[EFD1] 0.279 TB 0 SE[EFD2] 0.117 TC 0 EFD1 3.05 TE 1.33 EFD2 2.29 KE 1.0 VRMAX 4.95 KF 0.1 VRMIN –4.9

43





Autoexcitación Excitación independiente.

KE 0.05 1.0 TE 0.5 1.4 KV 0.05 0.05

VRMAX 1.0 5.7 VRMIN 0.0 –1.1

TRH 20.0 20.0 SE[EFD1] 0.267 0.27 SE[EFD2] 0.068 0.07

EFD1 3.375 4.5 EFD2 3.15 3.38

44

• 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


KP 80 KE 1.0 KI 20 VEMIN 0 KD 20 E1 1.75 TD 0.01 SE1 0.08 KA 1 E2 2.33 TA 0.2 SE2 0.27

VRMAX 2.7 KF 0 TE 0.8 TF 0

45

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.

46

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.

47

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.

48

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


TR 0 KD 0.38 RC 0 Kc 0.20 XC 0 VAMAX 14.5 KA 400 VAMIN –14.5

49


TA 0.02 VRMAX 6.03 TB 0 VRMIN –5.43 TC 0 SE[VE1] 0.10 KF 0.03 VE1 4.18 TF 1.0 SE[VE2] 0.03 KE 1.0 VE2 3.14 TE 0.80

• Modelo del sistema de excitación tipo AC2A.




TR 0 TE 0.60 RC 0 KD 0.35 XC 0 Kc 0.28 KA 400 VAMAX 8.0 TA 0.01 VAMIN -8.0 TB 0 VRMAX 105 Tc 0 VRMIN –95

50


KB 25 VFEMAX 4.4 KH 1.0 SE[VE1] 0.037 KF 0.03 VE1 4.4 TF 1.0 SE[VE2] 0.012 KE 1.0 VE2 3.3





TR 0 VE2 0.75VEMAX TC 0 SE[VE2] 0.100 TB 0 EFDN 2.36 TA 0.013 KA 45.62 TE 1.17 KR 3.77 TF 1.0 KLV 0.194

VAMAX 1.0 KC 0.104

51


VAMIN –0.95 KD 0.499 VLV 0.790 KE 1.0

VEMAX 6.24 KF 0.143 VE1 6.24 KN 0.05

VEMIN 0.1 VFEMAX 16 SE[VE1] 1,143





TR 0 KC 0 TC 1.0 VIMAX 10 TB 10 VIMIN -10 TA 0.015 VRMAX 5.64 KA 200 VRMIN –4.53

52





KA 400 KE 1.0 TA 0.02 SE[EFD1] 0.86

VRMAX 7.3 EFD1 5.6 VRMIN –7.3 SE[EFD2] 0.5

TE 0.8 EFD2 0.75EFD1 KF 0.03 TF2 0 TF1 1.0 TF3 0


53




KA 536 TJ 0.02 TA 0.086 KD 1.91 TB 9.0 KC 0.173 TC 3.0 KE 1.6 TK 0.18 VAMAX 75 KH 92 VAMIN –75 TE 1.0 VRMAX 44 TH 0.08 VRMIN –36

VHMAX 75 VE1 7.4 VFELIM 19 SE[VE2] 0.044 SE[VE1] 0.214 VE2 5.55

54

• 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


TR 0.0 KL 10.0 KPR 4.24 TE 1.1 KIR 4.24 VFEmax 6.9 KDR 0.0 KC 0.18 TDR 0.0 KD 0.02

VRmax 5.79 KE 1.0 VRmin –5.79 KF1 0.212 KPA 65.36 KF2 0.0 KIA 59.69 SEmax 0.44

VAmax 1.0 VEmax 6.30 VAmin –0.95 SE0.75max 0.075

KP 4.96 VE0.75max 3.02

55

• 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


KPR 80 TE 1.2 KIR 5 KC 0.55 KDR 10 SE(E1) 0.3 TDR 0.1 E1 6.5

VFEmax 6.0 SE(E2) 3.0 VRMAX 35 E2 9.0 VRMIN 0 KD 1.1

KE 1.0

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,

56

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 Rectificació n 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

57

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 Rectificació n

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.

58

Figura 3.18. Sistemas de fuente compuesta con rectificación

3.4.3 Sistemas De Excitación Compuesto Con Rectific ación 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

59

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.

60

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:

61

• 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


KA 210.0 VRMIN –6.0 TA 0 KC 0.038 TC 1.0 KF 0 TB 1.0 TF 0

TC1 0 KLR 4.54 TB1 0 ILR 4.4

VRMAX 6.43

62





TR –6.0 KE 1.0 TE 0.038 KA 120 TA 0 KF 0.05 TF 0 KP 4.88

EFDMAX 4.54 KI 8.0 VRMAX 4.4 KC 1.82 VRMIN

63





TA 0 VRMIN -10.0 TR 0 VGMAX 5.8 TM 0.4 EFDMAX 6.9 TB 10 KG 1.0 TC 1.0 KM 7.93 XL 0.081 KA 200

VIMAX 0,2 KP 6.15 VIMIN –0.2 θP 0º VMMIN 0 KI 0 VMMAX 1.0 KC 0.20 VRMAX 10.0

64

• 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


TR 0.0 VMmax 99 KPR 10.75 VMmin –99 KIR 10.75 KG 0.0 TA 0.02 KP 9.3/0°

VRmax 1.0 KI 0.0 VRmin –0.87 XL 0.124 KPM 1.0 KC 0.113 KIM 0.0 VBmax 11.63

65





TB1 6.0 TOC1 0.1 TC1 0.8 TOB2 0.08 TB2 0.01 TOC2 0.08 TC2 0.08 KR 200.0

TUB1 10 T1 0.004 TUC1 2 VRmax 5.0 TUB2 0.05 VRmin –4.0 TUC2 0.1 KC 0.004 TOB1 2

66





KPA 18038 VAMAX 4.81 KIA 45094 VAMIN –3.85 KFF 1 KCI 10577 KM 1 KLR 17.33 KG 1 ILR 4164 TG 0.02 VRMAX 4.81 TR 0.012 VRMIN –3.85

67





KPA 40 VRMAX 5 KIA 1 VRMIN –4.5 TIA 3 VMAX 1.1 TB 1 VMIN 0.9 TC 1 KL 1 TG 1 KH 1 TF 1

68

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

69

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.

70

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.

71

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.

72

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.

73

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] 192

Vnominal[KV] 18

Inominal[KA] 6,16

FP 0,85

Xd 1,72

Xd' 0,23

Xd'' 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.

74

• Sobrecorriente controlado por tensión y con restricción de tensión.

Para estas, se tienen los siguientes ajustes.

5.2.1 Sobrecorriente Con Restricción De Tensión (51 v)

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.

0,10

1,00

10,00

1,00 100,00

Tiempo [s]

Corriente [kA]

Curvas Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión

100%Vn 25%Vn 50%Vn 75%Vn

Figura 5.3. Curva de relé de sobrecorriente con restricción de tensión.

75

5.2.2 Sobrecorriente Controlado Por Tensión

1. Pick up de corriente: 1.5Inominal = 9,23kA

2. Control de tensión: 70% Vnominal: 12.6kV


Figura 5.4.

0,10

1,00

10,00

1,00 100,00

Tiempo [s]

Corriente [kA]

Curva Relé de Sobrecorriente controlado por tensión

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.

76

5. Diámetro círculo interior= 1 p.u.


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.

77

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.

0,01

0,10

1,00

10,00

1,00 100,00

Tiempo [s]

Corriente [kA]


100%Vn 25%Vn 50%Vn 75%Vn

Fallas Falla FalLas

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



78

0,01

0,10

1,00

10,00

1,00 100,00

Tiempo [s]

Corriente [kA]


100%Vn 25%Vn 50%Vn 75%Vn

Fallas Falla FalLas

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



79

0,01

0,10

1,00

10,00

1,00 100,00

Tiempo [s]

Corriente [kA]


100%Vn 25%Vn 50%Vn 75%Vn

Fallas Falla FalLas

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



80

0,01

0,10

1,00

10,00

1,00 100,00

Tiempo [s]

Corriente [kA]


100%Vn 25%Vn 50%Vn 75%Vn

Fallas Falla FalLas

Figura 5.9. Resultado de la falla al 1 %, con el regulador ST1A y el generador a 37,5 MW.

81

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

82

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.

83

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.

84

[10] Power Factory DigSILENT, Version 13.2.339, 2007.

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

9.92817.92255.91693.91121.9056-0.1000 [s]

1.02

1.00

0.98

0.96

0.94

Terminal: Tensión, Magnitud in p.u.vcoESDC1A: usetp

DIg

SIL

EN

T

Figura A1 3 . Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de

ajuste del voltaje.

9.92817.92255.91693.91121.9056-0.1000 [s]

1.02

1.00

0.98

0.96

0.94

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 IEEE FINAL

Tr Measurement Delay [s] 0,02 0,02 Ka Controller Gain [p.u.] 175 46 175 Ta Controller Time Constant [s] 0,005 0,06 0,005 Tc Filter Derivative Time Constant [s] 3,1 0 3,1 Tb Filter Delay Time Constant [s] 40 0 40 Te Excitor Time Constant [s] 0,05 0,46 0,05 Kf Stabilization Path Gain [p.u.] 0,01 0,1 0,01 Tf1 Stabilization Path Time Constant [s] 0,3 1 0,3 Ke Excitor Constant [p.u.] 0,96 0,96 E1 Saturation Factor 1 [p.u.] 1 3,1 1 Se1 Saturation Factor 2 [p.u.] 0 0,33 0 E2 Saturation Factor 3 [p.u.] 2,044 2,3 2,044 Se2 Saturation Factor 4 [p.u.] 0 0,1 0 VAmin Controller Minimum Output [p.u.] 0 -0,9 0 VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 2,83 1 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 0.826 0.813 Tiempo de establecimiento 3.91s 3.9s Sobreimpulso 0% 0.1%

A.2 Regulador DC2A

9.92367.91895.91423.90941.9047-0.1000 [s]

1.0625

1.0500

1.0375

1.0250

1.0125

1.0000

0.9875

Terminal: Tensión, Magnitud in p.u.vcoEXDC2: usetp

Figura A1 5 . Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de ajuste del voltaje.

9.93127.92505.91873.91251.9062-0.1000 [s]

1.0125

1.0000

0.9875

0.9750

0.9625

0.9500

0.9375

Terminal: Tensión, Magnitud in p.u.

vcoEXDC2: usetp

DIg

SIL

EN

T

Figura A1 6 . Respuesta del regulador ante un cambio de - 5% en el valor de

ajuste del voltaje.



Tabla A-3. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo DC2A


Tr Measurement Delay [s] 0 0 Ka Controller Gain [p.u.] 150 300 300 Ta Controller Time Constant [s] 0 0,01 0 Tb Filter Delay Time[s] 0 0 0,001 Tc Filter Derivative Time Constant [s] 0 0 0 VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 5 4,95 5 VAmin Controller Minimum Output [p.u.] -2 -4,9 -2 Ke Excitor Constant [p.u.] 1 1 1 E1 Saturation Factor 1 [p.u.] 3,75 3,05 3,75 Se1 Saturation Factor 2 [p.u.] 0 0,279 0 E2 Saturation Factor 3 [p.u.] 5 2,29 5 Se2 Saturation Factor 4 [p.u.] 0,0001 0,117 0,0001 Te Excitor Time Constant [s] 0,3 1,33 0,3 Kf Stabilization Path Gain [p.u.] 0,02 0,1 0,02 Tf1 Stabilization Path Time Constant [s] 1 0,675 1



Tabla A-4. Características principales del modelo de excitación tipo DC2A

Características Escalón +5% Escalón -5%

Tiempo de subida 0.251s 0.272s Tiempo de establecimiento 4.92s 3.9s Sobreimpulso 0.19% 0.17%

A.3 Regulador AC1A

9.97447.95955.94463.92981.9149-0.1000 [s]

1.0625

1.0500

1.0375

1.0250

1.0125

1.0000

0.9875

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.



Tabla A-5. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo AC1A


Tr Measurement Delay [s] 0,025 0 0,025 Tb Filter Delay Time[s] 1 0 1 Tc Filter Derivative Time Constant [s] 1 0 1 Ka Controller Gain [p.u.] 1172 400 400 Ta Controller Time Constant [s] 0,02 0,02 0,02 Te Excitor Time Constant [s] 0,35 0,8 0,35 Kf Stabilization Path Gain [p.u.] 0,0069 0,03 0,0069 Tf Stabilization Path Delay Time [s] 1 1 1 Kc Excitor Current Compensation Factor [p.u.] 1 0,2 1 Kd Excitor Current Derivative Factor [p.u.] 0,2 0,38 0,2 Ke Excitor Constant [p.u.] 1 1 1 E1 Saturation Factor 1 [p.u.] 3,13 4,18 3,13 Se1 Saturation Factor 2 [p.u.] 1,73 0,1 1,73 E2 Saturation Factor 3 [p.u.] 4,18 3,14 4,18 Se2 Saturation Factor 4 [p.u.] 4 0,03 4 VAmin Amplifier Minimum Output [p.u.] -14,5 -14,5 -14,5 VAmin Controller Minimum Output [p.u.] -5,43 -5,43 -5,43 VAmax Amplifier Maximum Output [p.u.] 14,5 14,5 14,5 VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 6,03 6,03 6,03



Tabla A-6. Características principales del modelo de excitación tipo AC1A

Características Escalón +5% Escalón -5% Tiempo de subida 0.53s 0.245s Tiempo de establecimiento 5.94s 3.46s Sobreimpulso 0% 0.73%

A.4 Regulador ST1A

Figura A1 9. Respuesta del regulador ante un cambio de +5% en el valor de ajuste del voltaje.

9.97067.95655.94233.92821.9141-0.1000 [s]

1.0125

1.0000

0.9875

0.9750

0.9625

0.9500

0.9375

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.



Tabla A-7. Valores de los diferentes parámetros del modelo de excitación tipo ST1A


Tr Measurement Delay [s] 0 0 Tb Filter Delay Time[s] 1 1 1 Tc Filter Derivative Time Constant [s] 1 1 1 Ka Controller Gain [p.u.] 225 210 110 Ta Controller Time Constant [s] 0,02 0 0,02 Kc Excitor Current Compensation Factor [p.u.] 0 0,038 0 Kf Stabilization Path Gain [p.u.] 0,01 0 0 Tf Stabilization Path Delay Time [s] 0,15 0 0,15 KLR Ganancia Máx. Corriente Campo [p.u.] 0 0 VAmin Amplifier Minimum Output [p.u.] -3 -3 VAmin Controller Minimum Output [p.u.] -7 -6 -7 VAmax Amplifier Maximum Output [p.u.] 3 3 VAmax Controller Maximum Output [p.u.] 7 6,43 7



Tabla A-8. Características principales del modelo de excitación tipo ST1A

Características Escalón +5% Escalón -5% Tiempo de subida 0.124s 0.123s

Tiempo de establecimiento 2.7s 1.53s

Sobreimpulso 0.09% 0.21%

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