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• Juan Eduardo Urquiza Cruz

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Capítulo I. Conceptos sobre Teoría de Control 1.1 Introducción 1.2 Definiciones Básicas 1.3 Tipos de Sistemas de Control 1.3.1 Lazo Abierto 1.3.2 Lazo Cerrado 1.4 Control Manual y Control Automático 1.5 Características de los Procesos 1.5.1 Resistencia 1.5.2 Tiempo Muerto 1.5.3 Disturbios 1.6 Modos de Control 1.6.1 Dos Posiciones (ON-OFF) 1.6.2 Proporcional 1.6.3 Integral 1.6.4 Proporcional más Integral (PI) 1.6.5 Derivativo 1.6.6 Proporcional más Derivativo (PD) 1.6.7 Proporcional más Integral más Derivativo (PID)

Capítulo II. Reguladores de Voltaje y Velocidad 2.1 Regulador de Velocidad 2.1.1 Tipos de Reguladores de Velocidad 2.1.2 Partes Principales 2.1.3 Funcionamiento 2.2 Regulador de Voltaje 2.2.1 Introducción 2.2.2 Máquina Síncrona 2.2.3 Funcionamiento 2.2.4 Diagrama de Bloques 2.2.5 Control Local y Remoto 2.2.6 Partes Principales 2.2.7 Sistema de Excitación 2.2.8 Pruebas Sintomáticas en Vacío y con Carga Capítulo III. Programación en LabVIEW 3.1 Introducción a LabVIEW 3.2 Instrumentación Virtual 3.2.1 ¿Qué es Instrumentación Virtual? 3.2.2 Aplicaciones de la Instrumentación Virtual 3.3 Panel Frontal 3.4 Diagrama de Bloques 3.5 Paleta de Controles y Funciones 3.6 Creando un VI 3.7 Adquisición de Datos en LabVIEW 3.8 Gráficas 3.9 Reportes

Capítulo IV. Simulador para Pruebas a Sistemas de Excitación 4.1 Características Funcionales 4.2 Conectividad del Sistema 4.3 Arquitectura 4.4 Diagrama de Conexiones 4.5 Características de los Procesos 4.6 Operación del Simulador 4.6.1 Resultado de Pruebas 4.7 Funciones adicionales 4.8 Amplificador de Potencia 4.8.1 Tarjeta F6150 y F6350 4.9 Acondicionador Entradas/Salidas 4.9.1 Arquitectura 4.10 Aplicaciones Capítulo V. Protecciones Eléctricas 5.1 Relevador de Protección 5.2 Objetivo de las Protecciones 5.3 Tipos de Fallas 5.3.1 ¿Cuál es el tipo de falla más frecuente? 5.3.2 ¿Cuál es el tipo de falla que más afecta al Sistema Eléctrico de Potencia? 5.3.3 ¿Cuál es el tipo de falla más costoso? 5.4 Características funcionales 5.5 Tipos de Protecciones 5.6 Nomenclatura de Relevadores

Capítulo VI. Protección de Generadores Eléctricos 6.1 Introducción 6.1.1 Protección típica de un generador 6.1.2 Protección de Generadores 6.2 Protección diferencial de Generador (87G) 6.3 Protección diferencial de Grupo (87GT) 6.4 Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G) 6.5 Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F) 6.6 Protección contra pérdida de excitación (40G) 6.7 Protección contra potencia inversa (32G) 6.8 Protección contra baja frecuencia (81G) 6.9 Protección contra sobreexcitación (24V/Hz) 6.10 Protección contra sobrevoltaje (59) 6.11 Protección contra corrientes de secuencia negativa (46) 6.12 Protección contra desbalance de voltajes (60) 6.13 Protección contra energización inadvertida 6.14 Protección contra falla de interruptor (50FI) 6.15 Interpretación de diagramas unifilares, trifilares y de protecciones 6.16 Tipos de arreglos de subestaciones 6.17 Transformadores de instrumentos (potencial y de corriente) 6.18 Cuidados al trabajar con circuitos de corriente y potencial 6.19 Burden 6.20 Conceptos de medición 6.21 Teorema de Blondell 6.22 Medición con tres elementos 6.23 Medición con dos elementos

[1] “Ingeniería de Control Moderna” Katsuhiko Ogata Editorial Prentice Hall Cuarta Edición (2003)

[6] “El Arte y la ciencia de Protección por relevadores” Rusell Mason Editorial CECSA

[2] “Sistemas de Control Moderno” Richard C. Dorf –Robert H. Bishop Editorial Prentice Hall Décima Edición (2005)

[7] “Protective Relaying Principles and applications” Marcel Dekker Editorial Blackburn

[3] “Sistemas de Control Automático” Benjamin C. Kuo Editorial Prentice Hall Séptima Edición (1996)

[8] “Procedimiento CFE MPSR0-01” LAPEM CFE Agosto 1998

[4] “Sistemas de Control para Ingeniería” Norman S. Nise Editorial CECSA Primera Edición (2004)

[9] “LabVIEW Fundamentals” National Instruments National Instruments Corporation Agosto 2007

[5] “Introducción al SPSE” Ing. José Moreno Dimas GIE - CFE Agosto 2006

[10] “Curso LabVIEW Básico” LAPEM CFE Marzo 2008

El control puede ser definido como el conjunto de métodos o técnicas aplicadas a un proceso, cuya función es mantener variables involucradas en él, dentro de límites normales de operación. En el caso particular de la industria eléctrica, su aplicación ha aumentado, no sólo la eficiencia de los procesos sino también la confiabilidad del equipo y, por ende, su disponibilidad, reflejándose en una mayor calidad y continuidad en el servicio. A medida que las unidades generadoras crecieron en capacidad tuvieron que trabajar bajo condiciones más severas y con rangos de tolerancia más estrechos para proteger equipos y materiales. Esto obligó a desarrollar sistemas de control más avanzados que resolvieran en forma adecuada los nuevos problemas que planteaba el operar en condiciones tan críticas.

a) Variable controlada o a controlar (A).- Es la condición o cantidad que se mide para su control (presión, temperatura, nivel, flujo, etc.). b) Medio controlado (B).- Es la materia o sustancia de la cual una variable controlada es una condición o característica (agua, vapor, combustible, etc.). c) Variable manipulada (C).- Es la condición o cantidad variada por el elemento final de control (E) de tal forma que afecte el valor de la variable controlada. Por lo general es flujo (flujo de agua, de vapor, de combustible). d) Agente de control (D).- Es la sustancia o materia del cual la variable manipulada es una condición o característica. Es la energía utilizada para cambiar las condiciones del proceso. e) Elemento final de control (E).- Es el dispositivo, en un sistema de control que produce directamente cambios en la variable manipulada.

f) Punto de ajuste (F).- Es el valor deseado de la variable controlada. g) Desviación (G).- Es la diferencia que existe en un momento dado, entre el valor medido de la variable controlada y su punto de ajuste.

h) Estado estable (H).- Ocurre cuando el proceso se encuentra estable, es decir, que la variable controlada es constante. i) Punto de control (I).- Es el valor de la variable controlada en estado estable. Obsérvese que el punto de control puede tener un valor diferente al del punto de ajuste. j) Proceso.- Es cualquier operación o serie de operaciones que producen un resultado final esperado.

k) Oscilación o ciclaje.- Es un cambio periódico de la variable controlada, de un valor a otro. El tiempo entre dos crestas sucesivas se llama periodo. La amplitud es la máxima desviación de la variable del valor medio de oscilación. I) Intervalo (rango).- Es la región entre los límites dentro de los cuales una cantidad es medida, recibida o transmitida, expresada mediante el establecimiento del valor inferior o superior del rango. Ejemplos: a) 0 a 150°C b) -20 a 200°F c) -40 a 90 cm m) Alcance.- Es la diferencia algebraica entre los valores superior o inferior del rango. Ejemplos: a) Rango 0 a 150°C; alcance 150°C b) Rango -20 a 200°F; alcance 220°F c) Rango -40 a 90 cm; alcance 130 cm

n) Banda muerta.- Es el rango a través del cual se puede variar una señal de entrada sin observar o detectar una respuesta de inicio.

o) Exactitud.- Es el grado de conformidad del valor indicado al valor real de la variable medida.

p) Repetibilidad.- Grado de concordancia entre los resultados de mediciones sucesivas de una misma medida llevadas a cabo totalmente bajo las mismas condiciones de medición.

Los sistemas de control son de dos tipos, que son: a) de lazo abierto, y b) de lazo cerrado Sistemas de control de lazo abierto

Son sistemas de control en los que la salida o resultado del proceso no tiene ningún efecto sobre la acción de control, es decir, en un sistema de control de lazo abierto la salida ni se mide ni se retroalimenta para comparar con lo que deseamos obtener y así verificar qué tanto nos estamos desviando de ello.

Ejemplos de este tipo de sistemas lo son una lavadora, un tostador de pan, un semáforo de control de tráfico, etc.

Las ventajas de los sistemas de control de lazo abierto son: 1. Montaje simple y facilidad de mantenimiento. 2. Más económico que un sistema de lazo cerrado equivalente. 3. No hay problemas de estabilidad. 4. Es conveniente cuando es difícil económicamente medir la salida. Por ejemplo, sería muy costoso agregar un dispositivo para determinar la calidad de la salida de los dispositivos mencionados anteriormente, como el tostador de pan o la lavadora. Las desventajas que tienen dichos sistemas son: 1. Las perturbaciones y las modificaciones en la calibración introducen errores, y la salida puede diferir de la deseada. 2. Para mantener la calidad necesaria a la salida, puede ser necesario efectuar periódicamente una recalibración. Ejemplos de este tipo de sistemas en una central térmica lo son: el control de barrido de gases explosivos de un generador de vapor, el control de limpieza con vapor de un quemador de combustóleo, la limpieza exterior de tubos del generador de vapor por medio de sopladores de hollín, etc.

Sistemas de control de lazo cerrado

Son aquellos en los que la señal de salida tiene efecto directo sobre la acción de control, esto es, los sistemas de control de lazo cerrado son sistemas de control retroalimentados.

A diferencia del control de lazo abierto, en el de lazo cerrado sí se mide la salida del proceso para verificar si está dentro del valor deseado al compararlo con éste. Un ejemplo lo constituye el control de un sistema térmico.

Cuando en un sistema de control tanto la retroalimentación de la salida como la acción de control son llevadas a cabo por el hombre, se dice que el control es manual. Si a ese mismo sistema térmico le agregamos un detector transmisor de temperatura y un controlador artificial en sustitución del operador, el sistema de control se vuelve automático.

Control Manual

Control Automático

Los sistemas de control automático y manual, citados anteriormente, operan en forma similar. Los ojos del operador constituyen el análogo del dispositivo de medición de error su mente la del controlador automático y sus manos el análogo del elemento actuante. El control de un sistema complejo, por un operador humano, no es eficaz. Nótese que aún en un sistema simple, un control automático elimina cualquier error humano. Si se necesita control de alta precisión, el control debe ser automático. Las principales ventajas del control automático sobre el control manual son las siguientes: a) Eficiencia.- Mantiene una vigilancia continua y con eficiencia constante sobre el proceso controlado. Ningún ser humano es capaz de ejercer una vigilancia similar sobre un proceso, es decir, segundo a segundo, sin manifestar, en poco tiempo, cansancio físico y mental, que lo puede llevar, indudablemente, a cometer errores. b) Economía.- Requiere un costo menor de operación que el control manual. Una desventaja es que requiere mayor inversión inicial.

Hasta ahora se ha hablado de controlar un cierto proceso sin considerar que éstos tienen características inherentes que afectan su propio control en forma negativa, al producir retrasos en el tiempo que le toma a las variables del proceso alcanzar un nuevo valor cuando ocurre un cambio de carga. Estos retrasos dificultan el control, por lo que deben ser tomados en cuenta a la hora de diseñar o adaptar un control para un proceso determinado, e incluso para analizar la respuesta del control y/o el proceso. Las características que ocasionan esos retrasos son las siguientes: • Resistencia. • Tiempo muerto. • Disturbios.

Resistencia Es la característica de un proceso que se opone a la transferencia de materia o de energía entre capacidades. Un ejemplo de resistencia a la transferencia de materia, lo constituye el transporte de agua de un tanque de oscilación de agua de alimentación hacia el domo del generador de vapor.

En dos tubos del mismo material pero de diferente espesor y recibiendo ambos la misma cantidad de calor hay una mayor caída de temperatura en el tubo de la figura lo que significa que éste ofrece una mayor resistencia al flujo de calor. También si tenemos dos tubos del mismo espesor pero de diferente material o composición la resistencia cambia; por ejemplo mientras que el Níquel (Ni) y el Fierro (Fe) tienen una resistencia térmica alta en el Aluminio (Al) y la Plata (Ag) es muy reducida.

Tiempo muerto

Es el tiempo requerido para llevar un cambio de un punto a otro en un proceso Se le conoce también como TIEMPO DE TRANSPORTACION. La figura muestra un sistema térmico en el que se adiciona agua al vapor para controlar su temperatura.

En el sistema mostrado, el elemento de medida está ubicado en la línea de vapor de suministro a la turbina, a una distancia considerable del atemperador, por lo que una demora así en la medición, en la acción del controlador y en la operación del actuador, es lo que se denomina TIEMPO MUERTO. En la mayor parte de los sistemas de control de procesos hay tiempo muerto.

Disturbios

Para que la variable controlada de un proceso se mantenga en estado estable se requiere que la energía o la masa de ENTRADA sea igual a la energía o la masa de SALIDA. En general, todos los sistemas de control de procesos se basan en dichos principios, o sea, balance de MASA o de ENERGIA. En el caso de la figura, cuando el flujo (masa) de ENTRADA se mantiene igual al flujo de SALIDA, el nivel se conserva en un cierto valor. Si se varía la demanda del sistema (SALIDA) o la alimentación (ENTRADA), el nivel también se alterará, ya sea disminuyendo o aumentando.

Un control automático compara el valor efectivo de salida de una planta ó proceso con el valor deseado, determina la desviación o error y produce una señal de control que reducirá aquella a cero o a un valor cercano a éste. La forma en que el control automático produce la señal de corrección (en magnitud, exactitud, rapidez, etc.) recibe el nombre de modo ó acción de control, dicho de otra manera, es la forma de control para eliminar o reducir la desviación de la variable controlada. El modo de control se selecciona dependiendo del proceso y del grado de exactitud que se requiera para eliminar dicha desviación. Los diferentes modos de control utilizados para controlar procesos son: • • • • • • •

De dos posiciones (si-no). Proporcional. Integral. Proporcional más integral. Derivativo. Proporcional más derivativo. Proporcional más integral más derivativo.

Modo de control de dos posiciones (SI-NO)

En un modo de control de dos posiciones, el elemento final de control tiene sólo dos posiciones fijas, que en muchos casos son simplemente conectado o desconectado, lo que vendría a hacer que tomara su posición máxima o mínima respectivamente, o viceversa. Los controles de dos posiciones son generalmente dispositivos eléctricos, aunque también los hay de tipo neumático y mecánico.

Modo de control proporcional

En el modo de control proporcional, el dispositivo corrector final no es obligado a tomar una posición de todo o nada. En cambio, tiene un rango continuo de posiciones posibles. La posición exacta que toma es proporcional a la señal de error. En otras palabras, la salida del bloque del controlador es proporcional a su entrada. Podemos ver que el modo de control proporcional tiene una ventaja importante sobre el control de encendido-apagado. Elimina la oscilación constante alrededor del punto de ajuste. En consecuencia proporciona un control más preciso y reduce el desgaste de la válvula. Una válvula de posición variable se mueve sólo cuando ocurre algún tipo de perturbación del proceso, y aun cuando se mueve, lo hace de una manera menos violenta que una válvula de acción rápida. Su expectativa de vida es entonces mucho mayor que la de una válvula de solenoide de acción rápida. Modo de control integral En este modo de control, llamado también flotante, la posición del elemento final de control es cambiada a una velocidad o razón proporcional al valor del error o desviación. Es decir, mientras más grande es el error, más rápido se mueve el elemento final de control. A diferencia del modo de control proporcional, el integral responde a la magnitud y duración del error, ante un disturbio, por lo que el elemento final de control continúa corrigiendo mientras persista dicho error y, una vez eliminado, el elemento final de control tendrá una nueva posición para la nueva carga.

Modo de control proporcional más integral Como se mencionó anteriormente, el modo proporcional puede aportar rapidez a un control, aunque, para cambios de carga, deja una desviación permanente; mientras que el modo integral produce correcciones exactas, ante cambios de carga, pero tiende a ser lento. Si combinamos ambos modos de control podemos lograr la rapidez y exactitud necesarias para mantener bajo control un proceso determinado. La adición del modo integral hace automáticamente lo que el reajuste manual en el modo proporcional. Este modo combinado se denomina usualmente reajuste. Modo de control derivativo El modo de control derivativo es aquel en el que la señal de corrección al elemento final de control es proporcional a la razón de cambio del error actuante, es decir, a la velocidad de variación de ese error. La ventaja de este modo de control sobre los otros es su carácter de "anticipación", ya que en cuanto detecta un cambio en el error, inmediatamente puede provocar cambios muy grandes en la posición del elemento final de control, con lo cual podemos lograr que la variable controlada no se aleje demasiado de su valor de ajuste. Pero en cuanto la razón de cambio del error es nula, es decir, cuando éste se estabiliza, la válvula regresa a su posición inicial y cesa su movimiento, no importa que el error prevalezca. Por lo anterior, este modo de control no puede utilizarse solo, sino únicamente combinado con otro(s) modo(s) de control. Se le utiliza, más que nada para contener la desviación de la variable controlada, más no para corregirla. Modo de control proporcional más derivativo Si al modo derivativo le agregamos el modo proporcional, podemos lograr aún mayor rapidez y que la variable controlada, ante disturbios, permanezca finalmente con un valor más cercano al ajuste. Pero esta combinación también deja un error permanente (aunque menor que el que se obtendría con dichos modos de control por separado) debido a sus características particulares.

Modo de control proporcional más integral más derivativo Los modos de control descritos previamente pueden ser combinados en un controlador para obtener todas sus ventajas. Mientras la componente proporcional genera una señal para corregir la posición de la válvula, con una cantidad proporcional al valor de la variable controlada, la componente integral genera, a su vez, una señal con una razón proporcional a la magnitud del error y, finalmente, la componente del modo derivativo aporta otra señal con un valor proporcional a la razón de cambio del error. Estas señales, sumadas algebraicamente, nos dan como resultado una posición de la válvula de control que, en una forma sumamente rápida y exacta, regresará a su valor de ajuste a la variable controlada. También podemos observar que, al igual que en otros modos de control, la corrección final la realiza únicamente la componente integral, pues cuando la variable controlada regresa a su valor de ajuste, la componente proporcional sustrae la señal de control que aporta, retornándola a su valor inicial. Concluyendo los modos de control, pudimos constatar que el más rápido y eficaz lo es el último modo combinado que estudiamos, pero nos encontraremos que los requerimientos de control, de los procesos de una planta termoeléctrica, se satisfacen normalmente, de acuerdo a sus características y necesidades, ya sea con el de dos posiciones, con el proporcional puro o con el modo combinado proporcional más integral.

El modo combinado proporcional más integral más derivativo se utiliza en procesos donde se requiere una alta velocidad y exactitud.

Modos de Control

Introducción El regulador automático de velocidad, controla la velocidad de la turbina automáticamente, variando el flujo de agua ó combustible que entra a la misma, de manera que su velocidad permanezca constante independientemente de la carga de la unidad.

Tipos de Reguladores de Velocidad Hay tres tipo de reguladores de velocidad: • Mecánicos • Electrohidráulicos • Digitales Sea cual sea el tipo de regulador utilizado, el principio de funcionamiento sigue siendo el mismo, lo que ha evolucionado es su implementación técnica a dispositivos más complejos, eficientes y robustos.

Regulador Mecánico de Velocidad El regulador mecánico fue el primero en utilizarse, inventado por James Watt a fines del siglo XVIII. Su funcionamiento se basa en el comportamiento de dos o más péndulos acoplados a la flecha de la máquina que se mueven por la acción centrífuga cuando la velocidad de la turbina cambia. Este movimiento es utilizado para corregir ese cambio de velocidad, a través de un sistema de palancas, válvulas piloto, válvula distribuidora y servomotores que regulan el flujo de agua a la turbina.

Regulador Electrohidráulico de Velocidad En este tipo de reguladores, el cabezal de control esta fabricado en base a dispositivos electrónicos analógicos, con una etapa de amplificación hidráulica para el funcionamiento de las paletas móviles de la turbina. El cabezal de control recibe una señal de velocidad de un generador de imanes permanentes o de los TP`s del generador, la procesa y genera una señal de error eléctrica, la cual es convertida en una señal hidráulica y posteriormente amplificada para mover las paletas de la turbina.

Regulador Digital de Velocidad

El funcionamiento del cabezal de control se lleva a cabo por medio de dispositivos electrónicos digitales, donde las acciones de regulación son realizadas por un programa numérico. Las retroalimentaciones se realizan eléctricamente por un captador inductivo de proximidad. El regulador cuenta con una etapa de amplificación hidráulica para el accionamiento de los álabes de la turbina.

Partes principales del regulador de velocidad • Sistemas auxiliares • Filtros de aceite • Shoot Down • Retroalimentaciones

• Cabezal de control • Transductor electrohidráulico (actuador) • Válvula distribuidora

Funcionamiento El regulador de velocidad mediante el cabezal de control recibe las señales de retroalimentación del sistema, las procesa y genera una señal eléctrica de mando para la apertura o cierre del distribuidor. Esta señal eléctrica es interpretada por el transductor electrohidráulico.

El transductor electrohidráulico o actuador recibe la señal eléctrica de mando del cabezal de control y la aplica a las terminales de la bobina. El voltaje aplicado genera una corriente a través de la bobina. A cada valor de corriente corresponde una posición de la corredera, desplazándola hacia arriba o hacia abajo. Este desplazamiento provoca un suministro de aceite a la válvula distribuidora o su descarga. El caudal de aceite suministrado es proporcional a la señal eléctrica de control.

Cuando no hay corriente en la bobina, esta se encuentra centrada y en equilibrio. La señal hidráulica del actuador controla la válvula distribuidora de tal manera que esta pueda suministrar la presión de aceite requerida por el servomotor y así regular el flujo de agua a la turbina, ajustando así su velocidad.

Introducción Los sistemas de control de excitación y los estabilizadores de sistemas de potencia son tecnologías fuertemente establecidas y con aplicaciones exitosas alrededor del mundo. Aplicados correctamente, estos sistemas ofrecen la posibilidad de mejoras en la operación de los sistemas eléctricos de potencia, mejorando sus márgenes de estabilidad y asegurando la operación confiable de la red.

• El objetivo es generar y llevar potencia a un sistema interconectado de la manera más económica y confiable posible al mismo tiempo que se deben mantener los límites de voltaje y frecuencia dentro de los rangos permitidos. • Los cambios en la potencia real (o activa) afectan principalmente a la frecuencia del sistema, mientras que la potencia reactiva es menos sensitiva a los cambios en la frecuencia y depende principalmente en los cambios de la magnitud de voltaje. •El lazo del regulador automático de voltaje regula la potencia reactiva y la magnitud del voltaje; un estabilizador de sistemas de potencia PSS suele ser utilizado para amortiguar oscilaciones electromecanicas de modo local o entre áreas a través de la modulación de la señal de excitación del AVR, por lo que actualmente se considera parte integral y necesaria del sistema de control de excitación.

Máquina Síncrona Un máquina síncrona ó generador convierte energía termomecánica en energía eléctrica. La potencia mecánica del impulsor giran la flecha del generador en el cual el campo de corriente continua (C.D.) está instalado. Esencialmente consiste de 2 elementos: un conjunto de bobinas en la armadura (estator ó inducido) y un campo en movimiento relativo (rotor o impulsor).

Las máquinas síncronas son clasificadas en dos diseños principales – máquinas de rotor cilíndrico y máquinas de polos salientes. El número de polos es típicamente dos o cuatro.

La rotación del flujo de C.D. en el campo del generador reacciona con los devanados del estator y, debido al principio de inducción, se genera una tensión trifásica.

Oscilaciones que se presentan en un generador cuando está conectado a un sistema de potencia - Oscilaciones Locales Sistema-Máquina (0.7 a 2 Hz). - Oscilaciones Interáreas ( 4 Hz).

Curva de Capabilidad

Límite de la corriente de campo

Límite de la corriente de estator

Límite de calent. en cabezales

Potencia aparente, activa y reactiva. - Potencia aparente La potencia aparente (también llamada compleja) de un circuito eléctrico de corriente alterna es la suma (vectorial) de la energía que disipa dicho circuito en cierto tiempo en forma de calor o trabajo y la energía utilizada para la formación de los campos eléctricos y magnéticos de sus componentes que fluctuara entre estos componentes y la fuente de energía. Se la designa con la letra S y se mide en voltiamperios (VA). Su fórmula es:

- Potencia activa Es la potencia que representa la capacidad de un circuito para realizar un proceso de transformación de la energía eléctrica en trabajo. Los diferentes dispositivos eléctricos existentes convierten la energía eléctrica en otras formas de energía tales como: mecánica, lumínica, térmica, química, etc. Esta potencia es, por lo tanto, la realmente consumida por los circuitos. Cuando se habla de demanda eléctrica, es esta potencia la que se utiliza para determinar dicha demanda. Se designa con la letra P y se mide en vatios (W). De acuerdo con su expresión, la ley de Ohm y el triángulo de impedancias:

- Potencia reactiva Esta potencia no tiene tampoco el carácter realmente de ser consumida y sólo aparecerá cuando existan bobinas o condensadores en los circuitos. La potencia reactiva tiene un valor medio nulo, por lo que no produce trabajo útil. Por ello que se dice que es una potencia desvatada (no produce vatios), se mide en voltamperios reactivos (VAR) y se designa con letra Q. A partir de su expresión,

Funcionamiento de un Regulador Automático de Voltaje •La función básica de un sistema de excitación es la de proveer corriente directa al devanado de campo de una máquina síncrona. • Además, el sistema de excitación lleva a cabo funciones de control y protección esenciales para el funcionamiento satisfactorio del sistema de potencia por medio del control del voltaje de campo y, por ende, la corriente de campo.

•Las funciones de control incluyen el control del voltaje y la potencia reactiva, también el mejoramiento de la estabilidad del sistema. • Las funciones de protección aseguran que los límites de capacidad de la máquina síncrona, el sistema de excitación y otros equipos, no sean excedidos.

• Los sistemas de excitación de los generadores mantienen la magnitud del voltaje y controlan el flujo de potencia reactiva en el sistema.

Diagrama de Bloques La estructura consiste de un regulador de voltaje con dos lazos de control (maestro-esclavo). Hay dos modos posibles de operación, dependiendo del valor de ajuste el cual es seleccionado mediante el interruptor (S): • Regulación por voltaje (modo de operación automático) • Regulación por corriente de campo (modo de operación manual) Control Manual

Control Automático

Control Local y Remoto

Control Local Control realizado desde el AVR

Control Remoto Control realizado desde el Tablero del Operador en el Cuarto de Control

Partes Principales

Sus partes principales son Unidad de Control, Sensado (TP’s y TC’s), Convertidores de C.A. a C.D., Interruptor de Campo Principal 41 y Excitación Inicial.

Sistema de Excitación

Pruebas Sintomáticas en Vacío * Excitación y Desexcitación Verificar a partir de las gráficas obtenidas, la operación correcta del sistema de excitación (incluyendo la excitación inicial), el sistema de desexcitación, el tiempo necesario para excitar o desexcitar al alternador y el comportamiento de la tensión y corriente del devanado de campo del generador. * Escalón de Tensión Evaluar el comportamiento que presenta el sistema de control de excitación ante la señal típica de prueba (escalón) y verificar que los parámetros característicos de respuesta cumplan con lo especificado por Comisión. Los parámetros característicos son: tiempo de respuesta, tiempo de sobrepaso, tiempo de estabilización, constante de amortiguamiento, sobrepaso, y techos de máxima y mínima excitación. * Seguidor Automático Determinar la magnitud del error y la estabilidad que tiene el regulador de tensión al transferirlo de operación automática a manual y viceversa.

* Limitador Volts/Hertz Verificar que el Limitador mantiene la relación V/Hz del alternador, por abajo de la máxima permitida por el grupo generador-transformador de máquina.

Pruebas Sintomáticas con Carga * Limitador de Mínimo Excitación (MEL) Verificar y/o ajustar la característica de operación del Limitador a diferentes cargas, de acuerdo a la curva de capacidad del generador, para que al actuar inhiba la acción del regulador de tensión automático evitando que la excitación del alternador disminuya a tal grado, que la unidad pierda estabilidad o sufra calentamiento en los cabezales estator. * Limitador de Máxima Excitación (OEL) Verificar y/o ajustar la característica de operación del Limitador a diferentes cargas de acuerdo a la curva de capacidad del alternador para que al actuar inhiba la acción del regulador de tensión automático, evitando que la corriente de campo del alternador rebase el valor de diseño y pueda dañar al devanado del campo del alternador. * Compensador de Reactivos Determinar las características estáticas del dispositivo que permite distribuir uniformemente, entre los alternadores operando en paralelo, la carga reactiva existente en la red eléctrica, así como también verificar el ajuste dado por el compensador de reactivos en función de la tensión del generador.

* Escalón de Reactivos Conocer las características de amortiguamiento y los tiempos de respuesta del sistema de control de excitación cuando se presentan variaciones bruscas de reactivos en el sistema. * Estabilizador de Potencia Activa Comprobar que los ajustes del estabilizador de potencia (PSS) permiten corregir el ángulo interno del alternador al ocurrir perturbaciones en la red eléctrica, que hagan variar súbitamente la potencia eléctrica suministrada por la unidad. La acción correctiva del estabilizador de potencia se hace a través del regulador de tensión, variando la excitación de la unidad. Su acción se inhibe durante la operación del variador de carga, el compensador de frecuencia, el control de grupo y alguna otra función recomendada por el fabricante. La acción del estabilizador es limitada por medio de su ajuste y su máxima contribución permitida es de 10 % de la señal de referencia.

La revolución de la instrumentación virtual

¿Qué es Instrumentación Virtual?

Instrumentos Tradicionales

Soluciones de Instrumentación y Automatización creadas por el usuario, basadas en PC

Procesador

Pantalla

RAM

Fuente de Poder

ROM

Disco Duro

Servicios de medición & Aplicaciones con Software

Hardware Modular

Sensores o Unidades Bajo Prueba (UUT)

Aplicaciones de la Instrumentación Virtual 





Pruebas ◦ Mediciones Físicas/Ambientales ◦ Validación de prototipos. ◦ Pruebas de Manufactura. ◦ Y más … Control ◦ Industrial monitoring and control ◦ Monitoreo y control industrial. ◦ Control de movimiento. ◦ Y más … Diseño ◦ Simulación y prototipos. ◦ Caracterización de diseños. ◦ Y más …

Adquisición de Datos

Software estándar en la industria para desarrollo

LabVIEW

32%

Microsoft Visual Basic

13%

10% Software Used for for PCPCSoftware Used Based Data Data Acquisition Acquisition Based 4% and Instrument Instrument Control Control and

Visual C++

MATLAB

LabWindows/CVI

4%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Fuente: Investigación de 400 lectores estadounidenses T&M World, EDN, Design News, and R&D magazines, Q1 2004

Plataformas tecnológicas comerciales Software relacionados – Wolfram Research Mathematica® – Microsoft Excel® – MathSoft MathCAD® – Electronic Workbench MultiSim® – Texas Instruments Code Composer Studio® – The MathWorks MATLAB® and Simulink® – Ansoft RF circuit design software – Microsoft Access® – Microsoft SQL Server® – Oracle® – Other

Protocolos de Comunicación – Ethernet – CAN – TCP/IP – DeviceNet – USB – IEEE 1394 – RS-232 – GPIB – RS-485 – BlueTooth – Other

LabVIEW en todas partes

Sensor Embedded (FPGA) Portátil (PDA) Wireless E/S en red Tarjeta PC

Ordenador industrial (PXI) Tektronix osciloscopios de ventana abierta Windows, Mac, Linux, Sun Workstation

Programas de LabVIEW se llaman instrumentos virtuales (VIs)

Panel frontal • Controles = entradas • Indicadores = salidas

Diagrama de bloque • Programa de acompañamiento para el panel frontal • Componentes “cableados” entre si

Barra de herramientas del panel frontal

Control Booleano

Icono

Leyenda del gráfico

Gráfico de Forma de onda

Leyenda de La grafica

Leyenda de la escala

Barra de Herramientas Del diagrama de Bloque

Funcion de dividir

SubVI Terminal grafica

Cableado de datos

Estructura While loop

Constante numerico

Funcion de tiempo

Terminal de control booleano

• VI’s Expreso: VIs interactivos con pagina de dialogo configurable • VI’s estándar: VIs modulares y personalizables mediante cableado • Funciones: Elementos fundamentales de operación de LabVIEW; no hay panel frontal o diagrama de bloque

VI Estándar

VI Expreso Función

Paletas de control (Ventana del panel frontal)

Paleta de funciones (Ventana de diagrama de bloque)

Ventana de Panel Frontal

Ventana de Diagrama de Bloques

Terminales de Control

Terminales de Indicador

Creando un VI – Diagrama de Bloques

Consejos Para Conectar – Diagrama de Bloques “Punto Caliente” de Cableado

Utilice la Ruta Automática del Cable

Haga Clic para Seleccionar los Cables

Limpiando el Cableado



Datos de adquisición (DAQ en ingles) básicos



Conectando Señales



Aplicación simple con DAQ

Dispositivo DAQ

Computadora Sensores Cable Bloque de Terminales

Adquisición de Datos en LabVIEW

NI-DAQ Tradicional

VIs específicos para realizar: • Entrada Análoga • Salida Análoga • I/O (entrada/salida) Digital • Operaciones de conteo

NI-DAQmx

Controlador (Driver) de siguiente generación: • VIs para ejecutar una tarea • Un serie de VIs para todos los tipos de mediciones

DAQ – Adquisición De Datos Adquisición de temperatura utilizando el Asistente de DAQ

(DAQ Assistant)

Terminología de la Adquisición de Datos 

Resolución – Determina cuantos diferentes cambios de voltajes pueden ser medidos ◦ Resolución mas grande  Una representacion mas exacta de la señal



Rango – Voltajes mínimos y máximos ◦ Rango mas pequeño  Una representación mas precisa de la señal



Gain (ganancia) – Amplifica o atenúa la señal para un mejor ajuste del rango

Conexiones de Hardware

SC-2075 BNC-2120 NI-ELVIS SCB-68

Adquisición de Datos Simples Complete el VI de conversión de C a F (Conversion C a F.vi), y después cree el VI Termómetro (Thermometer.vi).



Ciclo Mientras ◦ Tiene una Terminal de Iteración ◦ Siempre corre al menos una vez ◦ Corre de acuerdo a la Terminal Condicionante

• Ciclos Para – Tiene una Terminal de Iteración – Corre de acuerdo a la entrada N de la Terminal de Conteo

Gráfica de forma de onda – indicador númerico especial que puede mostrar una historia de valores Controles >> Indicadores de Gráficas >> Gráfica de forma de onda

Gráficos

Haga Clic Derecho en la grafica y seleccione Properties (propiedades) para poder personalizar interactivamente

Usando Graficos de Forma de Onda (Waveform )

Incluye las funciones de apertura, escritura, cierre y manejo de errores  Maneja el formateo de cadenas de caracteres (strings) ya sea con delimitación por medio de tab o de coma  La función de concatenar señales es usada para combinar datos en datos de tipo dinámico 



File » Print… Da muchas opciones de impresion

◦ Seleccione la Impresión del Icono, el Panel Frotal, el Diagrama de Bloques, La Jerarquía del VI, SubVIs Incluidos, Historia del VI 

Print Panel.vi (Programaticamente imprime un Panel Frontal) ◦ Functions » All Functions » Application Control



Generar e Imprimir Reportes (Functions » Output » Report)

El simulador visto desde el Sistema de Excitación reproduce el comportamiento estático y dinámico del generador, la turbina, los generadores adyacentes y la red eléctrica para realizar pruebas sintomáticas normalizadas y no normalizadas al sistema de excitación. Tipos de Pruebas Aplicables

• Aplicación de pruebas de respuesta normalizadas a sistemas de excitación. • Pruebas de respuesta dinámica a limitadores de mínima excitación, máxima excitación, V/Hz. • Respuesta a condiciones dinámicas a niveles de disturbio. • Respuesta a la frecuencia a estabilizadores de potencia.

Siempre que pensamos en un Sistema Eléctrico de Potencia, pensamos en sus partes mas impresionantes: • • • • •

Generadores Transformadores Líneas de Transmisión Interruptores Reactores y capacitores

Sin embargo, las protecciones eléctricas también forman parte muy importante de un Sistema Eléctrico de Potencia:

Algunos autores han dicho que un Sistema Eléctrico de Potencia sin esquemas de protecciones, equivale a un vehículo sin frenos.

El relevador de protección es un dispositivo eléctrico diseñado para responder a señales de entrada previamente definidas y una vez cumplidas éstas, provocar un cambio abrupto en los circuitos eléctricos asociados.

Estas señales de entrada usualmente son eléctricas, pero también pueden ser mecánicas o térmicas.

El objetivo principal es la detección de fallas en el sistema para desconectar de la forma más rápida posible el elemento fallado con el propósito de reducir los efectos que produce una falla eléctrica. Las protecciones no pueden evitar las fallas ya que éstas últimas siempre están presentes, sin embargo si se pueden minimizar sus efectos.

Básicamente existen 4 tipos de falla: • • • •

De fase a tierra (80%) Dos fases a tierra (10%) Entre fases (8%) Trifásicas (2%)

¿Cuál es el tipo de falla más frecuente? Las fallas en Líneas de Transmisión y circuitos de distribución. Esto es debido a que esta parte del Sistema Eléctrico de Potencia se encuentra expuesto a las condiciones atmosféricas y al medio ambiente. ¿Cuál es el tipo de falla que más afecta al Sistema Eléctrico de Potencia? Las fallas en buses. Esto es debido a que para eliminar todas las aportaciones de corriente de falla al punto de falla es necesario abrir todos los interruptores asociados al bus fallado. ¿Cuál es el tipo de falla más costoso? Las fallas en los Generadores y Transformadores. Esto es debido al daño que sufren los generadores y transformadores y desde luego al costo significativo de la energía de reemplazo.

Confiabilidad: Que el relevador opere cuando sea requerido, (dependabilidad) y no opere cuando no sea requerido (seguridad). Selectividad: Que el relevador identifique al equipo fallado y desconecte solo a éste. Sensibilidad: Que el relevador opere con los mínimos valores de falla. Rapidez: Que el relevador opera lo más rápido posible para evitar daños mayores ó pérdidas de estabilidad ó sincronismo. Simplicidad: Que el relevador sea sencillo en su construcción y diseño y en la circuitería asociada para alcanzar los objetivos del sistema de protección. Economía: Que se obtenga la máxima protección al menor costo.

Protección primaria (PP1): Es aquella que tiene la función de detectar y disparar en primera instancia, únicamente los interruptores que conectan al elemento fallado con el resto del sistema. Protección de respaldo (PR): Local: Opera dentro de la zona de protección, luego de haber fallado la protección primaria (PP1). Remoto: Opera fuera de su zona de protección, pero con un tiempo mayor. Afecta más zonas de protección. Protección redundante (PP2): Tiene la misma función que la protección primaria (PP1), pero trabaja con otras señales de TC’s y TP’s. Le pega a la bobina de disparo 2 del interruptor. Tiene una filosofía de operación distinta a la PP1.

1.- Elemento principal. 2.- Relé de tiempo retardado para arranque ó cierre. 3.- Relé de enlace ó verificación. 4.- Contactor principal. 5.- Elemento de paro. 6.- Interruptor de arranque. 7.- Interruptor de ánodo. 8.- Elemento de desconexión de la fuente de control. 9.- Elemento reversible. 10.- Switch de secuencia unitaria. 11.- Dispositivo multifunción. 12.- Elemento de sobrevelocidad. 13.- Elemento de velocidad síncrona. 14.- Elemento de baja velocidad. 15.- Elemento de coincidencia de velocidad o frecuencia. 17.- Switch de descarga ó de conexión en shunt. 18.- Elemento de aceleración ó desaceleración. 19.- Contactor de transición entre el arranque y marcha. 20.- Válvula operada eléctricamente.

21.- Relé de distancia. 22.- Interruptor de circuito igualador. 23.- Elemento de control de temperatura. 24.- Relé de sobreexcitación. 25.- Relé de sincronización ó verificador de sincronismo. 26.- Elemento de aparato térmico. 27.- Relé de bajo voltaje. 28.- Detector de flama. 29.- Contactor de aislamiento. 30.- Relé anunciador. 31.- Elemento de excitación separada. 32.- Relé de potencia direccional . 33.- Switch de posiciones. 34.- Switch de secuencia principal. 36.- Elemento de polaridad o de voltaje de polarización. 37.- Relé de baja potencia ó baja corriente. 38.- Elemento de protección de chumacera. 39.- Monitor de conducción mecánica. 40.- Relé de pérdida de campo.

41.- Interruptor de campo. 42.- Interruptor de marcha . 43.- Elemento selector de transferencia manual. 44.- Relé de arranque de secuencia unitaria. 45.- Monitor de condiciones atmosféricas. 46.- Relé de corriente de secuencia negativa. 47.- Relé de voltaje de secuencia de fase. 48.- Relé de secuencia incompleta. 49.- Relé térmico de transformador ó de máquina. 50.- Relé de sobrecorriente instantáneo. 51.- Relevador de sobrecorriente temporizado. 52.- Interruptor de corriente alterna . 53.- Relé de excitador ó generador. 55.- Relé de factor de potencia. 56.- Relé de aplicación de campo. 57.- Elemento de cortocircuito o de conexión a tierra. 58.- Relé de falla para rectificador de potencia. 59.- Relé de sobrevoltaje. 60.- Relé de desbalance de voltajes.

62.- Relé de tiempo retardado para arranque ó apertura. 63.- Relé de sobrepresión de gases (Buchholz). 64.- Relé de falla a tierra. 65.- Gobernador. 66.- Elemento de aceleración intermitente. 67.- Relé direccional de sobrecorriente. 68.- Relé de bloqueo. 69.- Dispositivo de control permisivo. 70.- Reóstato operado eléctricamente. 71.- Relé de nivel. 72.- Interruptor de Corriente Directa. 73.- Contactor de resistor de carga. 74.- Relé de alarma. 76.- Relé de sobrecarga de C.D. 77.- Transmisor de pulsaciones. 78.- Relé de pérdida de sincronismo. 79.- Relé de recierre de C.A. 80.- Switch de flujo.

81.- Relé de frecuencia. 82.- Relé de recierre de C.D. 83.- Relé de transferencia . 84.- Mecanismo de operación. 85.- Protección de hilo piloto. 86.- Relé de bloqueo sostenido. 87.- Relé de protección diferencial. 88.- Motor auxiliar ó grupo motor generador. 89.- Switch de línea (cuchilla). 90.- Elemento de regulación. 91.- Relé de voltaje direccional. 92.- Relé de voltaje y potencia direccional. 93.- Contactor de cambio de campo. 94.- Relé de disparo libre.

Introducción Los generadores eléctricos tienen características especiales que exigen esquemas de protección muy distintos a los empleados en la mayoría de los elementos de un sistema de potencia. Son equipos que se encuentran sometidos a condiciones de operación muy variadas, arranques, paros, controles, etc. Por otra parte, éstos equipos tienen un rango de operación fuera de sus valores nominales muy pequeño comparado con otro equipo primario.

Esto exige que además de la protección de fallas, cuente con protecciones de respaldo, que impidan que el generador opere en forma prolongada bajo condiciones anormales.

Así también, recordemos que una falla en un generador es casi siempre permanente y su reparación requiere por lo regular de mucho tiempo y horas hombre.

Y algo que no debemos olvidar, es que adicional al costo del daño del equipo y de la asignación de recursos materiales y humanos, el costo de la energía de reemplazo es bastante significativo, ya que además de la energía que se deja de producir, ésta última se reemplaza por otra que se produce a un costo mas elevado. Por todo lo anterior, es muy importante seleccionar bien el esquema de protecciones de generador de tal manera que sea completo, con protecciones sensibles, confiables, redundantes y bien ajustadas.

Protección típica de un generador:

87T

51NT 60

59 78 81 40 24

87G 32

64F 46

21

50-51N 59GN

87GT

Protección de Generadores Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección Protección

diferencial contra falla entre fases del estator. 87G. contra falla a tierra del estator. 64G. contra falla a tierra del campo. 64F. contra sobrecorrientes de fase. 50/51. contra sobrecorrientes de neutro. 50/51N. contra pérdida de excitación. 40. contra potencia inversa. 32. contra baja frecuencia. 81. contra sobreexcitación. 24. contra sobrevoltaje. 59. contra pérdida de sincronismo. 78. contra corrientes de secuencia negativa. 46. contra sobrecorriente del neutro del transformador. 51NT. de respaldo del sistema. 21. contra desbalance de voltajes. 60.

Protección diferencial de Generador (87G) Una falla de fase en el devanado del estator del generador es siempre considerada como seria debido a las altas corrientes encontradas y el daño potencial a los devanados de la máquina, así como a las flechas y el acoplamiento. Normalmente se usa un relé diferencial de alta rapidez para detectar fallas trifásicas, de fase a fase y de doble fase a tierra. Las fallas de una fase a tierra no son normalmente detectadas por los relés diferenciales de máquinas, a menos que su neutro esté puesto a tierra sólidamente o con baja impedancia. Su filosofía de operación se basa en la comparación de corrientes que entran y salen del generador y que son comparadas en la protección diferencial. La suma de éstas debe ser igual a cero. En caso contrario se energiza la bobina de operación y manda salida de disparo.

Protección diferencial de Generador (87G)

La protección 87G actúa sobre:

87T

87GT

87G

Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 87G actúa sobre:

87T

87GT

87G

Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección diferencial de Grupo (87GT)

Es el esquema redundante mas común para respaldar fallas entre fases en el estator del generador que en primera instancia deben ser libradas por la 87G por lo que las corrientes de entrada son tomadas de un juego distinto de TC’s. Un relé diferencial de grupo protege tanto al generador como al transformador elevador dentro de una zona diferencial. Para esta aplicación se usa un relé diferencial de transformador con restricción de armónicas.

Protección diferencial de Generador (87GT):

La protección 87GT actúa sobre:

87T

87GT

87G Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 87GT actúa sobre:

87T

87GT

87G Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G) El método usado de puesta a tierra del estator en una instalación de generador determina el comportamiento del generador durante condiciones de falla a tierra.

Si el generador está sólidamente puesto a tierra aportará una muy alta magnitud de corriente a una falla de una línea a tierra en sus terminales, acompañada de una reducción del 58% en las tensiones fase-fase que involucran la fase fallada y de un ligero desplazamiento de la tensión de neutro. Las altas magnitudes de corriente de falla que resultan son inaceptables debido al daño que la falla puede causar. Por otra parte, si el generador no está puesto a tierra aportará una cantidad de corriente despreciable a una falla franca en sus terminales, sin reducción en las tensiones fase-fase en terminales y un completo desplazamiento en la tensión de neutro.

Aunque las corrientes de falla son despreciables, las tensiones de línea a tierra en las fases no falladas pueden elevarse durante las fallas con arqueo a niveles altamente peligrosos los cuales podrían causar la falla del aislamiento del generador. Como resultado, los devanados del estator de generadores grandes son puestos a tierra de tal forma que reduzcan las corrientes de falla y las sobretensiones y proporcionen un medio de detectar la condición de falla a tierra lo suficientemente rápido para prevenir el calentamiento del hierro. Dos tipos de puesta a tierra son ampliamente usados en la industria, los denominados como puesta a tierra de baja y de alta impedancia. Este último es el más común. Su filosofía de operación se basa prácticamente en la detección de voltaje en el neutro de un sistema que opera a través de una impedancia alta. La desventaja de éste esquema es que sólo se alcanza a cubrir el 95% del devanado del estator del generador ya que para fallas muy cercanas al neutro del generador la corriente se hace despreciable y el relevador de sobrevoltaje no alcanza a ver el incremento de tensión.

Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G)

Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G) Para solucionar ésta problemática y alcanzar a cubrir el 100% del devanado del estator del generador para fallas a tierra, se utiliza una técnica basada en la tensión de tercera armónica. Su filosofía de operación es muy sencilla y está basada en el nivel de tensión de tercera armónica existente en el neutro y terminales del generador.

Para una falla a tierra en el neutro, el voltaje de tercera armónica se hace cero en ese punto y se incrementa en las terminales del generador. Y para una falla a tierra en terminales del generador sucede lo contrario.

Protección contra fallas a tierra del estator del generador (64G)

La protección 64G actúa sobre:

Transferencia de auxiliares

Turbina

64G

La protección 64G actúa sobre:

Transferencia de auxiliares

Turbina

64G

Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F) El circuito de campo de un generador es un sistema de C.D. no puesto a tierra. Una sola falla a tierra generalmente no afectará la operación de un generador ni producirá efectos de daño inmediato. Sin embargo, una segunda falla a tierra provoca que una parte del devanado de campo se cortocircuite, produciendo flujos desbalanceados en el entrehierro de la máquina.

Los flujos desbalanceados producen fuerzas magnéticas desbalanceadas las cuales dan como resultado vibración y daño de la máquina. Existen varios métodos de uso común para detectar tierras en el campo del rotor.

En el método mostrado en la siguiente figura, una fuente de tensión de C.D. en serie con una bobina del relé de sobretensión es conectada entre el lado negativo del devanado de campo del generador y tierra. Una tierra en cualquier punto del campo causará que el relé opere. Por lo regular se usa un retardo de tiempo de 1.0–3.0 segundos para evitar operaciones innecesarias debidas a desbalances transitorios momentáneos del circuito de campo con respecto a tierra.

Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F)

Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F)

Otro método utilizado usa un divisor de tensión y un relé sensible de sobretensión entre el punto medio del divisor y tierra. De ésta forma, cuando el lado positivo o negativo del circuito de campo se va a tierra, en el relevador de sobrevoltaje se detecta la máxima tensión. Una fallas a tierra justo al centro del devanado de campo no será vista por el relé, sin embargo, los cambios en la tensión del excitador moverán el punto ciego de ese centro.

Protección contra fallas a tierra del campo del generador (64F):

La protección 64F actúa sobre:

Por lo regular solo manda una señal de alarma para que se efectúe una revisión en la primera oportunidad que la unidad salga de línea. Sin embargo, deberá forzosamente hacerse ésta revisión del devanado de campo ya que una segunda falla es mas probable después de que aparece la primera y ésta sería de mayores consecuencias.

Protección contra pérdida de excitación (40G) La pérdida parcial o total de campo de un generador sincrónico es perjudicial tanto al generador como al sistema de potencia al cual está conectado.

Una condición de pérdida de campo no detectada puede tener también un impacto devastador sobre el sistema de potencia, causándole una pérdida del soporte de potencia reactiva y creando una toma sustancial de potencia reactiva. En generadores grandes esta condición puede incluso provocar un colapso de tensión del sistema de una gran área. El esquema de protección más popular y confiable para la detección de la pérdida de excitación usa un relé de distancia tipo mho con desplazamiento (offset).

El relé es conectado a las terminales de la máquina y alimentado con tensiones y corrientes en terminales. El relé mide la impedancia vista desde las terminales de la máquina y opera cuando la impedancia de la falla cae dentro de la característica circular. Se usa una combinación de una unidad de impedancia, una unidad direccional y una unidad de baja tensión ajustadas para “ver hacia dentro” de la máquina.

Protección contra pérdida de excitación (40G)

La protección 40G actúa sobre:

40

Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 40G actúa sobre:

40

Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra potencia inversa (32G) La pérdida total de la turbina mientras el generador está conectado al sistema eléctrico y el campo excitado provocará que el sistema opere la unidad como un motor síncrono.

Esto, en las turbinas de vapor provoca sobrecalentamiento y severos daños a los alabes de la turbina. En las turbinas hidráulicas provoca cavitación en los alabes de la turbina, lo cual tampoco es deseable. El método de protección mas utilizado es el que usa en relé diferencial de potencia inversa que opera cuando entra potencia real al generador.

Protección contra potencia inversa (32G)

La protección 32G actúa sobre:

32

Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 32G actúa sobre:

32

Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra baja frecuencia (81G) En un sistema de potencia pueden ocurrir dos tipos de condiciones de frecuencia anormal: La de baja frecuencia ocurre como resultado de una súbita reducción en la potencia de entrada por la pérdida de generadores. Esto produce un decremento en la velocidad del generador, lo que causa una disminución de la frecuencia del sistema. La condición de sobrefrecuencia que ocurre como resultado de una pérdida súbita de carga. La potencia del impulsor que alimentaba la carga inicial es absorbida por la aceleración de otras unidades y provoca un incremento en la frecuencia del sistema. Es casi seguro que una operación a baja frecuencia de la unidad, es acompañada por valores altos de corriente de carga tomada del generador. Esto podría causar que se exceda la capacidad térmica de tiempo corto del generador. La consideración principal en la operación de una turbina de vapor bajo carga a frecuencia diferente de la síncrona es la protección de los álabes largos en la sección de baja presión de la turbina.

Protección contra baja frecuencia (81G)

La protección 81G actúa sobre:

81

Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 81G actúa sobre:

81

Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra sobreexcitación (24V/Hz) Los relés de sobreexcitación, o V/Hz, son usados para proteger a los generadores y transformadores de los niveles excesivos de densidad de flujo magnético.

La sobreexcitación de un generador o cualquier transformador conectado a las terminales del generador ocurrirá típicamente cuando la relación tensión a frecuencia, expresada como Volts por Hertz (V/Hz) aplicada a las terminales del equipo exceda los límites de diseño. 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. Los campos magnéticos de dispersión son más dañinos en los extremos del núcleo del generador, donde el campo magnético marginal puede inducir altas corrientes de Eddy en las componentes del ensamble del núcleo sólido y en las laminaciones del extremo del núcleo. Esto da como resultado pérdidas y calentamiento mayores en esas componentes.

Protección contra sobreexcitación (24V/Hz)

Protección contra sobreexcitación (24V/Hz) Existen tres esquemas de protección comúnmente empleados para relés de V/Hz en la industria. Estos esquemas son: nivel simple, tiempo definido; nivel dual, tiempo definido; y tiempo inverso. Una investigación reciente sobre protección de generadores encontró que casi todas las unidades mayores de 100 MW tienen protección de V/Hz para el generador. La mayoría de las unidades grandes (cerca del 60%) usan el esquema de nivel dual, de tiempo definido.

La protección 24V/Hz actúa sobre:

24

Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 24V/Hz actúa sobre:

24

Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra sobrevoltaje (59)

La sobretensión sin sobreexcitación (V/Hz) 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. En los relés de sobretensión, el pickup debe ser ajustado arriba de la máxima tensión de operación normal; el relé puede tener una característica de tiempo inverso o definido para darle oportunidad al regulador de responder a condiciones transitorias antes de que ocurra el disparo. Adicionalmente, puede ser aplicado un elemento instantáneo para sobretensiones muy altas.

La protección 59 actúa sobre:

59

Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 59 actúa sobre:

59

Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra corrientes de secuencia negativa (46)

Existen numerosas condiciones del sistema que pueden causar corrientes trifásicas desbalanceadas que producen componentes de secuencia negativa, la cual induce una corriente de doble frecuencia en la superficie del rotor. Estas corrientes en el rotor pueden causar altas y dañinas temperaturas en muy corto tiempo. La corriente de secuencia negativa gira en la dirección opuesta a la del rotor. El flujo producido por esta corriente visto por el rotor tiene una frecuencia de dos veces la velocidad síncrona como resultado de la rotación inversa combinada con la rotación positiva del rotor.

El efecto piel de la corriente de doble frecuencia en el rotor causa esfuerzos en los elementos superficiales del rotor. El calentamiento por secuencia negativa más allá de los límites del rotor resulta en dos modos de falla. Primero, las ranuras son sobrecalentadas al punto donde ellas se recosen lo suficiente para romperse. Segundo, el calentamiento puede causar que los anillos de retención se expandan y floten libres del cuerpo del rotor lo que resulta en arqueos en los soportes.

Protección contra corrientes de secuencia negativa (46)

Protección contra corrientes de secuencia negativa (46) Con las capacidades de desbalance de corriente del generador definida por la corriente de secuencia negativa medida en el estator, puede ser usado un relé de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa para proteger al generador. Estos relés constan de un circuito de segregación de secuencia negativa alimentado por las componentes de fase y/o residual, las cuales controlan una función de relé de sobrecorriente de tiempo. Las características de sobrecorriente de tiempo son diseñadas para igualar al máximo las características I22 del generador.

La protección 46G actúa sobre:

46 Turbina

Transferencia de auxiliares

La protección 46G actúa sobre:

46 Turbina

Transferencia de auxiliares

Protección contra desbalance de voltajes (60) La pérdida de señal de TP's puede ocurrir debido a diversas causas. La causa más común es la falla de fusibles. Otras causas pueden ser una falla real del TP o del alambrado, un circuito abierto en el ensamble extraíble, un contacto abierto debido a la corrosión o un fusible fundido debido a un cortocircuito provocado por un desarmador durante mantenimiento en línea. La pérdida de la señal de TP puede causar operación incorrecta o falla de los relés de protección o un desbocamiento del regulador de tensión del generador, llevándolo a una condición de sobreexcitación.

Protección contra desbalance de voltajes (60):

Protección contra energización inadvertida Cuando un generador es energizado mientras esta fuera de línea y girando, o rodando hacia el paro, se convierte en un motor de inducción y puede ser dañado en unos pocos segundos. También puede ocurrir daño en la turbina.

Cuando esto ocurre y el generador actúa como un motor de inducción, éste toma del sistema de cuatro a seis veces la corriente nominal del estator. Estas altas corrientes en el estator inducen altas corrientes en el rotor y lo dañan de manera inmediata. Errores de operación, arqueos de contactos del interruptor, mal funcionamiento del circuito de control o una combinación de estas causas han dado como resultado que el generador llegue a ser energizado accidentalmente mientras está fuera de línea. Actualmente la mayoría de los relevadores digitales proporcionan elementos para armar esquemas y lógicas de disparo bastante efectivas. El siguiente es el circuito lógico de control para armar la lógica de disparo por energización inadvertida en un relevador digital, basado en la supervisión de corrientes, voltaje y posición de quebradora de campo.

Protección contra energización inadvertida

50L !50L 27V1 !41

Trip interruptor

PUD DOD

Protección contra falla de interruptor (50FI) Un esquema de falla de interruptor necesita ser iniciado cuando los relés de protección del sistema operan para disparar al interruptor del generador, pero el interruptor falla al operar.

La protección de falla de interruptor prevé el disparo de los interruptores de respaldo si una falla o condición anormal es detectada por los relés de protección y el interruptor del generador no abre después de la iniciación del disparo. Igual que en todos estos esquemas, cuando los relés de protección detectan una falla interna o una condición de operación anormal, intentarán disparar al interruptor del generador y al mismo tiempo iniciar el timer de falla de interruptor. Si un interruptor no libera la falla o condición anormal en un tiempo especificado, el timer disparará a los interruptores necesarios para remover al generador del sistema.

Protección contra falla de interruptor (50FI)

¡¡¡ Muchas Gracias !!! Por su atención