proyecto final hernandez-reyes
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Proyecto Final Protecciones Eléctricas
Protección de Generadores.
Andrés Hernández Yabrudy
Hernando Reyes Ávila
John Candelo Becerra
Universidad del Norte
Protecciones Eléctricas
Barranquilla 12 de Noviembre de 2010
TABLA DE CONTENIDO
PROTECCIÓN GENERADORES..........................................................3
PROTECCIÓN CONTRA FALLAS INTERNAS..................................4a) Fallas en el estator entre las fases:............................................4b) Fallas en el estator entre fase y tierra:.......................................7c) Fallas en el estator entre espiras:............................................10d) Fallas en el rotor debido a cortocircuito en el devanado de campo............................................................................................12e) Fallas en el rotor por pérdida de corriente de campo...............14
PROTECCIÓN CONTRA FALLAS EXTERNAS...............................15a) Fallas por motorización............................................................15b) Fallas por cargas desbalanceadas...........................................16c) Fallas por sobrecarga...............................................................19d) Fallas por sobrevelocidad.........................................................20e) Fallas por pérdida de campo y pérdida de sincronismo...........20f) Energización inadvertida del generador...................................23
PROTECCIÓN DE RESPALDO PARA EL SISTEMA......................................25
ESQUEMA MÍNIMO DE PROTECCIÓN.............................................28
REFERENCIAS...................................................................................39
PROTECCIÓN GENERADORES
En cualquier sistema eléctrico de potencia el elemento más importante es el
generador, debido a los grandes costos que ocasiona su fabricación y una salida
de operación. Además es el elemento inicial en cualquier proceso de generación
de energía eléctrica. Es por estas razones que se debe proteger de manera muy
amplia en comparación con los demás elementos.
Existen dos grandes tipos de contingencias que pueden afectar al generador, las
cuales son:
1. Fallas internas: para este tipo de fallas, además de la apertura de los
interruptores, se debe desconectar el circuito de campo del generador y por
ende la fuente que le provee la potencia mecánica.
a. Fallas en el estator.
i. Entre las fases.
ii. Fase y tierra.
iii. Entre las bobinas.
b. Fallas en el rotor.
i. Pérdida de corriente de campo.
ii. Cortocircuito en el devanado de campo.
2. Fallas externas: se dividen así:
a. Motorización.
b. Cargas desbalanceadas.
c. Sobrecarga.
d. Sobrevelocidad.
e. Pérdida de campo y de sincronismo.
f. Energización inadvertida del generador.
PROTECCIÓN CONTRA FALLAS INTERNAS
a) Fallas en el estator entre las fases:
Este tipo de fallas puede suceder principalmente por el deterioro del aislamiento
de los conductores y esto trae como consecuencia la presencia de corrientes muy
elevadas que pueden dañar por completo el bobinado del generador. Debido a
esto es muy importante minimizar el efecto de esta clase de falla. Así mismo hay
que tener presente que esta corriente no se interrumpe cuando el campo del
generador es disparado y se separa al generador del sistema y la energía
almacenada en el campo continuara alimentando la falla durante varios segundos.
Para este tipo de fallas se utiliza una protección diferencial teniendo como
sensibilidad el ajuste de los TC’s y de los valores de los relés. Con esta protección
hay que tener en cuenta que al momento de presentarse la falla, esta debe operar
de forma instantánea. En la figura 1 se muestra la conexión de la protección
diferencial en el generador.
Figura 1. Protección diferencial. [2]
También existen diferentes clases de protección diferencial como lo son:
diferencial de porcentaje, diferencial de alta impedancia, diferencial
autobalanceados y diferencial total.
La protección diferencial de porcentaje se utiliza normalmente en generadores de
grandes potencias. Se fija un relé de porcentaje entre el 10 y el 25%, siendo esta
protección más tolerable a los errores por altas corrientes que pueden presentar
los TC’s. Este tipo de protección se muestra en la figura 2.
Figura 2. Conexión de relé diferencial de porcentaje. [7]
La protección diferencial de alta impedancia es alimentada por TC’s con
devanados secundarios iguales. Este relé responde ante la variación de tensión
impuesta por los devanados de todos los TC’s que tratan de forzar la corriente a
través de la bobina de operación durante la falla. Este relé diferencial es diseñado
con base en el principio de operación perfecta de un TC y saturación de otro. Este
esquema de protección se muestra en la figura 3.
Figura 3. Relé diferencial de alta impedancia. [7]
El esquema de relés diferenciales autobalanceada se utiliza normalmente en
generadores de baja potencia. Cumple la función de detectar fallas de fase y tierra
en el estator del generador. Utilizan un solo TC por cada una de las fases de tal
manera que el flujo neto es cero para condiciones normales de operación. Este
esquema se muestra en la figura 4.
Figura 4. Protección autobalanceada. [7]
La protección diferencial total se utiliza conectando un generador y un
transformador elevador dentro de una zona diferencial. Para este esquema se
emplea un relé diferencial con restricción de armónicos. Hay que tener en cuenta
que la saturación del TC puede ser tan severa que el relé diferencial podría no
operar antes que esto ocurra, pero la diferencial conectada al lado de baja del
transformador podría detectar la falla y funcionar como respaldo. Esta protección
se muestra en la figura 5.
Figura 5. Protección diferencial total. [7]
b) Fallas en el estator entre fase y tierra:
Normalmente el neutro de los transformadores se conecta utilizando un
transformador que tiene una resistencia en su devanado secundario. Se utiliza el
trasformador para emplear una resistencia muy baja en esta configuración.
Cuando el devanado de una fase falla a tierra entonces la tensión del neutro que
es normalmente baja, puede aumentar su valor entre línea-neutro y esta variación
depende de la localización de la falla.
En la mayoría de los casos se utiliza un relé de tensión conectado a tierra a través
de una resistencia. También se emplea un relé de sobrecorriente en vez del de
tensión o como respaldo de éste. La protección debe tener un valor mínimo de
disparo para reducir la porción desprotegida del devanado del neutro.
Si el generador que se quiere proteger es de gran importancia se debe utilizar una
protección diferencial conectada a tierra y se limita su corriente con una
resistencia conectada al neutro de tal manera que la corriente no exceda los 25
amperios.
La figura 6 muestra la protección empleando relés de sobrecorriente, la figura 7
ilustra la utilización de relés de tensión y en la figura 8 se observa cómo se utiliza
la protección diferencial conectada a tierra.
Figura 6. Protección con relés de sobrecorriente. [2]
Figura 7. Protección con relés de tensión. [2]
Figura 8. Protección diferencial conectada a tierra. [2]
Los métodos descritos para este tipo de fallas se deben diseñar de tal manera que
disparen y paren de manera completa al generador.
c) Fallas en el estator entre espiras:
Este tipo de fallas al tener una relación muy estrecha con el material
ferromagnético del generador se vuelve muy destructiva para el equipo debido a
que puede dañar de forma gradual al aislamiento y las laminaciones del material.
El esquema equivalente para las fallas entre espiras se muestra en la figura 9. Se
puede tomar como un transformador con una alta relación de transformación y hay
que tener en cuenta que estas fallas a pesar de ser muy grandes puede no
notarse en todo el devanado.
Figura 9. Esquema equivalente para fallas entre espiras. [2]
Debido a que las corrientes de entrada y de salida son iguales la protección
diferencial no sirve, de esta manera se emplea una protección especial. Teniendo
dos devanados por fase como se ilustra en la figura 10, se comparan las
corrientes de los mismos que en condiciones normales son iguales.
Figura 10. Protección empleando dos devanados por fase. [2]
También se puede emplear una conexión con un solo devanado por fase como se
ilustra en la figura 11.
Figura 11. Protección empleando un devanado por fase. [2]
d) Fallas en el rotor debido a cortocircuito en el devanado de campo.
Una falla de este tipo en el generador no le causa daños al rotor debido a que el
devanado de campo está eléctricamente aislado de tierra. Por otra parte varios
puntos fallados a tierra tienen como consecuencia un desbalance magnético y
efectos térmicos que si le puede causar graves daños al devanado, al material
magnético y a las partes metálicas del rotor.
En la figura 12 se muestra un método de detección de estas fallas que consta de
una fuente de tensión DC que polariza al circuito de campo, el cual hace circular
una corriente por el relé cuando ocurre una falla a tierra en cualquier punto del
devanado de campo.
Figura 12. Protección contra fallas a tierra en el devanado de campo. [2]
Otro método empleado para estas fallas es utilizar un divisor de tensión y un relé
de sobretensión entre el punto medio del divisor y tierra. Al momento de de una
falla una tensión máxima es impuesta al relé en el lado positivo o negativo del
circuito de campo. Sin embargo hay que tener presente que existe un punto ciego
en el cual una falla no causa esta sobretensión en el relé. Para este problema se
emplea un varistor de tal manera que los cambios en la tensión del excitador
moverán el punto ciego del centro del devanado de campo. Esta protección se
muestra en la figura 13.
Figura 13. Protección empleando divisor de tensión. [7]
La protección de respaldo de los esquemas descritos consiste principalmente en
un equipo detector de vibraciones en la máquina. Se utilizan contactos para disipar
los interruptores principales si existen vibraciones mayores en el transitorio a las
establecidas como nominales.
Para el disparo de las protecciones es necesario tener en cuenta tratar de
desconectar al generador ante la primera falla ya que una segunda podría ser
inminente debido a los problemas presentados en el aislamiento en el devanado
de campo.
e) Fallas en el rotor por pérdida de corriente de campo.
Al momento en que se pierda la corriente de campo en un generador, este
comienza a absorber reactivos del sistema induciéndose en él una corrientes a
baja frecuencia, las cuales ocasionan un aumento del deslizamiento y
sobrecalentamiento del rotor.
Para la detección de este tipo de falla se utiliza un relé de subcorriente conectado
al circuito de campo. Sin embargo ante una falla en la excitatriz puede que el relé
no la detecte si aparece una corriente inducida por el estator. Además hay que
tener en cuenta que los generadores grandes al tener un amplio rango de
operación causan problemas en la operación del relé. Por último se debe tener
presente que no se puede emplear una protección de operación rápida debido a
que se podría ver afectada por corrientes inducidas durante el proceso de
sincronización y por eso se acostumbra a utilizar temporizados entre 1 y 5
segundos.
Debido a que el generado pasa de entregar a absorber reactivos los fabricantes de
relés sugieren utilizar un relé tipo mho desplazado en los terminales del generador
para protegerlo contra esta falla. La característica de este relé tendría un
desplazamiento de Xd/2 y un diámetro de Xd como se muestra en la figura 14.
Figura 14. Características del relé de mho desplazado. [2]
PROTECCIÓN CONTRA FALLAS EXTERNAS
a) Fallas por motorización.
La motorización en los generadores se da cuando la fuente mecánica se reduce
tanto que se provee menos potencia que las pérdidas en vacío mientras el
generador se encuentra todavía conectado al sistema de potencia.
Al darse esta situación y la fuente de excitación es suficiente entonces la máquina
se comportará como un motor sincrónico donde la carga será ahora la fuente
mecánica.
También puede ocurrir una motorización en los generadores cuando se energiza
por error con una baja velocidad.
Esta situación se puede detectar mediante la utilización de un relé direccional de
flujo de potencia, ya que ahora la potencia fluiría en sentido opuesto. Se debe
tener en cuenta un retardo en el tiempo normalmente de 10 a 30 segundos para
evitar disparos indeseados en el relé por las oscilaciones de potencia que se
pueden presentar. En la figura 15 se puede ver claramente las características de
operación de este tipo de relés.
Figura 15. Características de operación del relé direccional de potencia. [2]
Se debe tener presente que la motorización puede causar cavitación en las
turbinas hidráulicas o incendio en los en los motores diesel.
b) Fallas por cargas desbalanceadas.
Si un generador está alimentando una carga desbalanceadas, las corrientes de
fase y la tensión en terminales varían de su valor ideal. Por lo tanto aparecen en la
máquina una corriente de armadura se secuencia negativa.
Esta corriente induce un flujo magnético en la armadura el cual gira en oposición
contraria a la onda del rotor a la velocidad síncrona.
A su vez este flujo induce corrientes en el rotor, ranuras, anillos, devanados
amortiguadores con una frecuencia dos veces mayor que la de la red. Al mismo
tiempo se empiezan a presentar elevadas temperaturas en estas áreas afectando
así la integridad de la máquina.
Las empresas fabricantes de generadores han establecido valores de estas
corrientes permisibles que pueden ser permanentes. Estos rangos se ilustran en la
tabla 1.
Tabla 1. Valores permisibles de corrientes de secuencia negativa permanentes. [2]
También existen límites de estas corrientes si circulan por un tiempo corto. Estos
valores se ilustran en la tabla 2.
Tabla 2. Valores permisibles de las corrientes de secuencia negativa por corto
tiempo. [2]
Al diseñar el esquema de protección se debe tener en cuenta estos valores
permisibles de corrientes de secuencia negativa para no tener disparos
indeseados. Cuando esta corriente se esté acercando al límite se debe alertar al
operador para tener posibilidad de ajustar la carga antes de ocasionar una
situación de falla.
La figura 16 muestra el esquema de protección contra desbalances de carga
mediante un filtro de secuencia negativa.
Figura 16. Esquema de protección contra desbalances de carga mediante un filtro
de secuencia negativa. [2]
c) Fallas por sobrecarga.
Una sobrecarga continua en un generador causa elevadas temperaturas en el
bobinado del estator. Para esta situación se utilizan los relés de sobrecorriente y
se deben coordinar con los relés empleados en el sistema de potencia. Además se
utilizan detectores de temperatura situados en diferentes puntos de los devanados
del estator. Para este elemento se utiliza el principio del puente de Wheatstone
como se ilustra en la figura 17.
Figura 17. Esquema de protección contra sobrecalentamiento del devanado del
estator utilizando el puente de Wheatstone. [2]
Para generadores con capacidad inferior a 30 MW se utilizan relés térmicos, los
cuales tienen una lámina bimetálica que se calienta por las corrientes secundarias
en el estator y está diseñada para satisfacer las características de calentamiento y
enfriamiento del generador.
d) Fallas por sobrevelocidad.
Las generadoras térmicas tienen una respuesta más rápida ante el aumento de
velocidad en caso de tener una pérdida súbita de la carga. Por esta razón se les
debe poner una protección contra sobrevelocidad. Esto se hace empleando un
relé direccional de potencia para prevenir que el interruptor principal de la máquina
se dispare bajo condiciones de no emergencia hasta la salida de suficiente carga
que pueda causar la sobrevelocidad y evitar esta situación en la máquina.
Esta protección es un complemento del dispositivo mecánico de sobrevelocidad, el
cual es normalmente operado centrífugamente por anillos en el eje del motor.
Estos anillos abren y cierran las válvulas de parada si la velocidad excede en un
10% su valor nominal.
e) Fallas por pérdida de campo y pérdida de sincronismo.
Cuando se da la pérdida total o parcial de la excitación del devanado de campo se
presenta una situación peligrosa tanto para la misma máquina como para el
sistema de potencia al cual está conectado. Esta condición debe ser detectada
rápidamente y se debe desconectar al generador del sistema de potencia para
evitar daños irreparables.
El relé es conectado en los terminales de la máquina. Se energiza de la tensión en
terminales y de la corriente por estos puntos. Este dispositivo mide la impedancia
que se ve desde estos puntos y actúa cuando este valor cae dentro de la
característica circular.
Se le llama Mho al círculo dibujado empleando dos medidas relacionadas con
parámetros del sistema, la primera de ellas es la multiplicación de dos veces la
reactancia subtransitoria del generador (Xd”) y la segunda es la multiplicación de
1.5 veces la reactancia del transformador asociado a dicho generador (XT).
Las figuras 18 y 19 muestran las características de esta protección.
Figura 18. Característica del relé Mho. [7]
Figura 19. Protección de pérdida de campo. [7]
Para detectar la perdida de sincronismo en la maquina se utilizan dos esquemas,
el primero de ellos llamado single Mho relay scheme y el segundo denominado
single Blinder scheme. Los blinders son dos líneas paralelas que se obtienen del
estudio de estabilidad donde la primera se pone en el ángulo de pérdida de
estabilidad y la segunda se sitúa simétrica a la primera.
Teniendo en cuenta que se tiene que proteger a la maquina contra la perdida de
sincronismo porque sino se tiene perdida de paso y se puede llegar a romper el
eje de la maquina, para eso se ajusta la característica Mho como se definió
previamente y el tiempo que le toma al generador atravesar esta característica. Si
se ajusta el tiempo de disparo igual al tiempo en que la maquina atraviesa el
segundo blinder y no ha salido del circulo Mho se sometería a un gran esfuerzo
mecánico al interruptor ocasionándole esto una disminución fuerte a su vida de
operación. Además se calcula este tiempo porque en un tiempo menor el mismo
generador se puede recuperar ante el despeje de una falla. De igual manera para
el ajuste de esta protección de pérdida de paso se tienen que determinar el
número de deslizamientos que se van a permitir en la maquina.
El procedimiento correcto para ajustar la protección de pérdida de paso es el
siguiente:
i. Modelamiento del sistema
ii. Ajusta diámetro Mho
iii. Determinar por estudios transitorios los ángulos críticos
iv. Definir el tiempo entre los blinders
v. Determinar la distancia del blinder
vi. Determinar el tiempo de viaje a través de los blinders
vii. Verificar todos los parámetros mediante estudios de estabilidad
Figura 20. Esquema de protección de blinders. [7]
f) Energización inadvertida del generador
Este fenómeno es común en la industria en los últimos años. Un gran número de
máquinas se han visto gravemente afectadas por energizarlas de forma
involuntaria mientras se encontraban fuera de línea. Cuando un generador es
energizado de forma intencional se convierte en un motor de inducción y se puede
dañar por completo en un instante de tiempo muy corto. Errores de operación, mal
funcionamiento del controlador o alguna combinación de ellos da lugar a que esta
dañina situación suceda.
El primer efecto que se da en el generador es el calentamiento rápido de las
trayectorias del hierro cerca del rotor debido a las elevadas corrientes inducidas en
él. Estas trayectorias son el hierro del rotor, las cuñas y los anillos de retención.
Un daño en los devanados del rotor se puede dar debido a daños mecánicos en
lugar de efectos por el calentamiento de la máquina debido a la poca profundidad
de penetración de esta corriente. Este calentamiento se da sobre la superficie del
rotor, y en caso que el disparo del relé sea retardado el roto se dañara por
completo, es decir imposible de reparar. Hay que tener en cuenta que las
magnitudes de estas corriente están dentro del rango de la máquina, sin embargo
al causar un calentamiento continuo en el generador, las cuñas y otras partes
mecánicas se rompen causando graves consecuencias.
Para la protección contra la energización inadvertida se utilizan los siguientes
esquemas de protección:
Protección de pérdida de campo.
Relé de potencia inversa.
Relé de secuencia negativa.
Falla de interruptor.
Relés de respaldo del sistema.
Los relés de pérdida de campo dependen de la tensión, es decir que si la fuente
es desconectada el relé no operará. Cabe anotar que este relé es sacado de
operación muchas veces porque ocurre un switch cuando la máquina está fuera
de la línea. De esa manera la operación de este dispositivo depende de cómo se
de la energización inadvertida en el generador.
Los relés de potencia inversa se ajustan de tal manera que la potencia dada por la
energización inadvertida está dentro del rango de arranque del relé, pero se debe
tener presente que el disparo de este relé está alrededor de los 30 segundos,
siendo este un valor muy grande para prevenir el daño completo del generador.
Generalmente se incluyen relés para proteger al generador antes desbalances
externos que pueden causar graves daños utilizando los relés de secuencia de
negativa. Para esta protección se utilizan dos relés así: un relé de sobrecorriente y
un relé estático con una curva característica que iguala la curva de capabilidad del
generador. El relé estático será capaz de detectar energizaciones inadvertidas
monofásicas. El ajuste del relé de sobrecorriente debe ser muy sensible para
detectar estas situaciones aún cuando el generador esté conectado a un sistema
débil o de poca potencia.
El interruptor del generador puede fallar ante energizaciones inadvertidas debido
al arqueo del mismo. En la figura 21 se muestra un diagrama para la falla del
interruptor del generador.
Figura 21. Diagrama de falla del interruptor del generador. [7]
Si los relés detectan una falla interna en el generador, intentarán disparar a los
interruptores del generador y al mismo tiempo iniciar el timer de falla de
interruptor. Si los interruptores no pueden despejar la falla entonces se dispararan
los interruptores de respaldo necesarios para remover al generador del sistema.
Los contactores CD son utilizados para saber si el interruptor ha operado de forma
correcta.
Protección de respaldo para el sistema
Esta protección de respaldo consta de varios relés con un tiempo de retardo de tal
manera que puedan detectar fallas que no han sido correctamente despejadas por
las protecciones primarias. Generalmente la protección de respaldo de un
generador está divida en protección para fallas entre fases y protección para fallas
a tierra. Para las fallas entre fases se usan los relés 21, 51 o 51V y para las fallas
a tierra se usan los relés 51N.
En la figura 22 se muestra la utilización de los transformadores de corriente para
proteger las fallas entre fases se conectan generalmente del lado del neutro del
transformador para así proporcionar respaldo al generador. Esta protección de
respaldo debe tener un tiempo de retardo para asegurar la coordinación con la
protección principal del sistema.
Figura 22. Relés de respaldo de un sistema generador-transformador. [7]
La protección de respaldo de sobrecorriente se utiliza cuando las líneas son
protegidas con relés de sobrecorriente y la protección de respaldo de distancia se
usa cuando las líneas son protegidas con relés de distancia de fase. Hay que
tener presente que los relés de respaldo de sobrecorriente son difíciles de
coordinar con los relés de distancia de las líneas debido a los diferentes cambios
en los tiempos de apertura de los relés de sobrecorriente para diversas
condiciones del sistema.
La protección de respaldo de las fallas entre las fases también brinda protección
de respaldo al generador y transformador antes que el generador sea sincronizado
con el sistema de potencia.
Para un generador conectado directamente al sistema el relé que hace la función
de respaldo se conecta a un transformador de corriente en el neutro del
transformador tal cual como se ilustra en la figura 23.
Figura 23. Relés de respaldo para un generador conectado directamente al
sistema. [7]
Además este generador conectado directamente puede tener una protección de
fallas a tierra con de operación rápida para que actué fuera de la zona de
operación del interruptor del mismo generador en operación fuera de línea. Ese
relé debe tener una característica de tiempo inverso o muy inverso y esta
protección debe operar para fallas a tierra en el extremo de todas las líneas que
salen de la subestación.
ESQUEMAS MÍNIMOS DE PROTECCIÓN
Para tener un esquema mínimo de protección en cualquier tipo de generador se
recomiendan como mínimo emplear las siguientes cantidades de relés con sus
respectivas funciones así:
3 relés 51V.
1 relé 51G (usado si el neutro del generador está aterrizado).
1 relé 51GS (usado si el neutro del generador está aterrizado).
1 relé 32 (puede ser omitido si la función de protección está incluida con la
turbina de vapor).
1 relé 40.
1 relé 46.
1 relé 64F.
1 relé 60V.
1 relé 59 (incluido en hidrogeneradores únicamente).
1 relé 86.
1 relé 87.
1 relé 87G.
El esquema sugerido busca proteger al generador contra las falas más graves que
puedan suceder tanto en la parte interna como en la parte externa, pero se dejan
por fuera las menos comunes o menos probables.
La figura 24 muestra el esquema mínimo de conexión de las protecciones en los
generadores. Los dispositivos dibujados con líneas punteadas son opcionales.
Figura 24. Esquema mínimo de conexión de las protecciones de un generador. [2]
También existen otros dos esquemas de protección para generadores, los cuales
son diferentes dependiendo del tipo de generador. Se clasifican de la siguiente
manera:
Generadores pequeños de potencia menor o igual a 5 MVA se debe
considerar lo siguiente:
o Protección contra fallas internas.
o Protección de respaldo contra fallas externas usando relés de
sobrecorriente con restricción de voltaje.
o Relés direccionales de potencia.
o Protección contra fallas a tierra usando relés de sobrecorriente.
o Protección contra sobrecarga usando relés térmicos.
Este esquema se ilustra en la figura 25.
Figura 25. Esquema de protección para generadores pequeños. [1]
Generadores grandes de potencia mayor a 5 MVA se debe considerar lo
siguiente:
o Protección diferencial para cubrir las fallas internas.
o Protección contra fallas a tierra usando relés con alta impedancia.
o Protección de respaldo de distancia y de sobrecorriente.
o Protección con relés direccionales de potencia.
o Protección contra secuencia negativa de fase.
o Protección contra pérdida de excitación.
o Protección contra sobrecarga usando relés térmicos.
o Protección contra pérdida de paso.
o Energización errónea (50/27).
o Protección a tierra del estator (59N y 27N).
o Protección contra elevaciones o disminuciones de frecuencia.
o Protección contra sobretensiones.
La figura 26 muestra el esquema de protección para generadores grandes.
Figura 26. Esquema de protección para grandes generadores. [1]
Otros esquemas de protección utilizados en la industria.
En la figura 27 se ilustra un esquema de protección empleado para generadores
importantes o de gran capacidad utilizando dos MGPS (Multifunction generator
protection system).
Figura 27. Esquema de protección para un generador importante. [8]
En la figuras 28 y 29 se observan esquemas de protección para una unidad
generador-transformador.
Figura 28. Esquema de protección para una unidad generador-transformador. [8]
Figura 29. Esquema de protección para una unidad generador transformador con
doble breaker en el generador. [8]
En la figura 30 se ilustra un esquema de protección para los generadores que
poseen una turbina de vapor con dos carcasas independientes.
Figura 30. Esquema de protección para generadores con turbina a vapor con
carcasas independientes. [8]
En la figura 31 se presenta un esquema de protección para varios generadores
que comparten una unidad transformadora.
Figura 31. Esquema de protección para generadores que comparte una unidad
transformadora. [8]
En la figura 32 se ilustra un esquema de protección para un grupo de generadores
conectados directamente a un sistema de distribución.
Figura 32. Esquema de protección para generadores conectados a un sistema de
distribución. [8]
En la figura 33 se observa un esquema de protección para un generador que
funciona con combustible.
Figura 33. Esquema de protección para generadores de combustible. [8]
REFERENCIAS
[1] Protection of Electricity: Distribution Networks. 2nd Edition. Juan M. Gers and
Edward J. Holmes. IEEE Power and Energy Series.
[2] Notas de clase Protecciones Eléctricas. Gilberto Carrillo Caicedo. Universidad
Industrial de Santander. Octubre 2007.
[3] Notas de clase Protecciones Eléctricas. John Edwin Candelo Becerra.
Universidad del Norte. Segundo semestre de 2010.
[4] III Seminario sobre operación, control y estabilidad en sistemas de potencia.
Stability Concepts and setting of OOS Relays. Juan Manuel Gers PhD.
Barranquilla, Septiembre 2010.
[5] Loss of Excitation Protection for Synchronous Generators on Isolated Systems.
IEEE Transactions on Industry Applications. Vol. IA-21. No 1.
[6] Analysis of Armature Winding Internal Faults and Design of Main Protection
Scheme for Synchronous Generators. Developments in Power System Protection,
2004. Eighth IEE International Conference.
[7] IEEE Guide for "AC Generator Protection Guide" ANSI/IEEE C37.102-1988.
[8] IEEE Guide for "AC Generator Protection Guide" IEEE Std C37.102 - 2006.