El esquema de protección de un generador reúne protecciones de fallas internas (diferencial, falla a tierra del estator y del rotor), de condiciones anormales (pérdida de excitación, desbalance, potencia inversa, sobreexcitación, frecuencia) y de respaldo del sistema. Cada protección se asigna a un modo de disparo que decide qué se abre: interruptor de unidad, campo, turbina o todo a la vez.
Qué es el esquema de protección de generador
El generador síncrono es una máquina rotante con un sistema de excitación, una turbina y, casi siempre, un transformador elevador. Puede sufrir fallas eléctricas internas, pero también condiciones anormales que no son fallas y que lo dañan si duran: pérdida de campo, corrientes desbalanceadas, motorización, sobreexcitación. Además debe respaldar las fallas del sistema que no se despejan a tiempo.
La guía generador síncrono y sus protecciones explica cada función. Esta guía, parte de los esquemas de protección de subestaciones, trata cómo se combinan en un esquema y qué abre cada una.
Qué protecciones lo forman y cómo se coordinan
Fallas internas:
- Diferencial de generador 87G, con CT en el neutro y en los terminales.
- Diferencial global del bloque generador-transformador, en unidades grandes, que se traslapa con el esquema del transformador elevador.
- Falla a tierra del estator: sobretensión de neutro 59N en generadores puestos a tierra por alta impedancia, complementada para cubrir la zona cercana al neutro (tercer armónico o inyección, según el relé).
- Falla a tierra del rotor 64R.
Condiciones anormales:
- Pérdida de excitación 40.
- Secuencia negativa 46.
- Potencia inversa 32.
- Sobreexcitación 24.
- Frecuencia 81 y pérdida de sincronismo 78.
- Energización inadvertida con la máquina detenida.
Respaldo del sistema: distancia 21 o sobrecorriente con restricción de tensión 51V, y la 50BF del interruptor de unidad.
Sincronización: verificación de sincronismo 25 en el interruptor de unidad.
Modos de disparo
El esquema no solo decide si dispara, sino qué abre. Los modos de disparo habituales en la práctica de protección de generadores son:
- Disparo total: interruptor de unidad, interruptor de campo y turbina a la vez. Para fallas internas graves (87G, falla a tierra del estator).
- Disparo del generador: interruptor de unidad y campo, la turbina sigue girando. Útil cuando conviene no detener la máquina.
- Separación de la unidad: solo el interruptor de unidad; la máquina queda lista para resincronizar. Típico de fallas del sistema.
- Disparo secuencial: primero la turbina; cuando la potencia inversa confirma que no hay potencia mecánica, se abren el interruptor y el campo.
| Modo | Interruptor de unidad | Campo | Turbina | Uso típico |
|---|---|---|---|---|
| Disparo total | Abre | Abre | Se cierra | Fallas internas graves: 87G, falla a tierra del estator |
| Disparo del generador | Abre | Abre | Sigue girando | Cuando conviene no detener la máquina |
| Separación de la unidad | Abre | Sigue | Sigue | Fallas del sistema; la máquina queda lista para resincronizar |
| Disparo secuencial | Abre después | Abre después | Se dispara primero | La potencia inversa confirma que no hay potencia mecánica |
Cada función se asigna a un modo en la matriz de disparos, que suele materializarse con relés de bloqueo 86 dedicados.
Lógica y secuencia
Para una falla a tierra en el estator:
- La 59N mide tensión en el neutro y opera tras su temporización.
- Energiza el 86 de disparo total.
- Se abren el interruptor de unidad y el de campo y se cierra la turbina.
- Se inicia la 50BF del interruptor de unidad.
- El generador desacelera; los registros quedan para el análisis.
Para una falla en la línea que el sistema no despeja, el respaldo 21 o 51V separa la unidad con un tiempo coordinado con las protecciones de la línea.
Variantes por nivel de tensión y tamaño
- Generadores de baja tensión y de emergencia: relé multifunción o el propio controlador del grupo, con sobrecorriente, tensión, frecuencia y potencia inversa.
- Generadores de media tensión en industria y cogeneración: relé de generador completo; si operan en paralelo con la red, funciones de interconexión y separación de la planta.
- Unidades de centrales conectadas a alta y extra alta tensión: dos relés de generador, diferencial global del bloque, protección del transformador elevador y del de servicios auxiliares.
Criterios de diseño
- Ajustes a partir de los datos del fabricante del generador, la turbina y la excitación (capacidad, curva de capabilidad, límites térmicos), no de valores típicos.
- Coordinación con el sistema: las funciones de frecuencia y de tensión deben coordinar con el deslastre de carga y con los requisitos del operador del sistema. IEEE C37.106 trata la protección de frecuencia de plantas de generación.
- Coordinación del 40 y el 24 con los limitadores del AVR, para que el regulador actúe antes que la protección.
- Redundancia proporcional a la importancia de la unidad.
Cómo lo implementa cada fabricante
Relés de generador vigentes en los catálogos de los fabricantes son, por ejemplo, Siemens SIPROTEC 5 7UM85 (DIGSI 5), SEL-700G y SEL-400G (AcSELerator QuickSet), Hitachi Energy REG670 (PCM600), GE Vernova Multilin G60 y 889 (EnerVista) y MiCOM P343/P345 (Schneider Electric y GE Vernova). El Multilin 489, aún frecuente en plantas existentes, ya no se fabrica. Cambian la manera de cubrir la falla a tierra del 100 % del estator, la forma de la característica de pérdida de excitación y, sobre todo, cómo se arma la matriz de disparos. Esa matriz es donde más errores se encuentran en campo.
Por qué falla o dispara mal
- Disparo por pérdida de excitación durante una oscilación del sistema o una subexcitación permitida, por característica o retardo mal ajustados.
- Disparo de la 46 con cargas desbalanceadas que el generador sí soporta.
- Potencia inversa en la sincronización o con baja carga.
- Falla a tierra del estator por tercer armónico variable con la carga.
- Matriz de disparos errada: una función de sistema que detiene la turbina sin necesidad.
Cómo se prueba
Cada función se prueba por inyección secundaria con un equipo de prueba trifásico (por ejemplo, un Omicron CMC 356): características en el plano de impedancia o de potencia, curvas térmicas, temporizaciones. El esquema se completa verificando la matriz de disparos función por función hasta cada interruptor, el campo y la turbina, y con pruebas en la puesta en servicio con la máquina girando cuando el procedimiento lo prevé.
¿Su generador disparó y no está claro por qué, o necesita configurar un relé de generador nuevo? En Tiza Group revisamos los eventos y configuramos los relés de forma remota. Conozca la configuración remota de relés o escríbanos.
Guías relacionadas
Referencias
- IEEE C37.102-2023, Guide for AC Generator Protection.
- IEEE C37.106-2022, Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants.
- IEEE C37.119-2025, Guide for Power System Circuit Breaker Failure Protection.
- J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.
Preguntas frecuentes
¿Por qué la potencia inversa dispara con retardo y no de inmediato?
Porque la motorización no es una falla: el riesgo es para la turbina y crece con el tiempo. El retardo evita disparos durante oscilaciones o maniobras de sincronización, y en muchos esquemas la potencia inversa se usa como permisivo del disparo secuencial.
¿Qué es el disparo secuencial?
Es un modo en el que primero se cierra la admisión de la turbina y, cuando la potencia inversa confirma que ya no hay potencia mecánica, se abre el interruptor de la unidad. Evita la sobrevelocidad que podría producirse al abrir el interruptor con la turbina entregando potencia.
¿Un generador diésel de emergencia necesita el mismo esquema que uno de una central?
No. El esquema escala con el tamaño, la importancia y si el generador opera en paralelo con la red. Un grupo pequeño en isla puede necesitar pocas funciones; uno grande en paralelo con la red necesita un esquema completo.