Generador síncrono y sus protecciones: partes y pruebas

Respuesta corta

Un generador síncrono convierte la energía mecánica de una turbina o un motor en energía eléctrica a frecuencia fija, con un rotor excitado con corriente continua. Es la máquina más costosa y crítica de una central, por eso lleva el esquema de protecciones más completo: diferencial, falla a tierra del estator y del rotor, pérdida de excitación, potencia inversa, secuencia negativa, sobreexcitación y pérdida de sincronismo, entre otras.

Qué es un generador síncrono

Un generador síncrono es una máquina rotativa que gira a una velocidad fija, sincronizada con la frecuencia de la red. El rotor lleva un devanado de campo alimentado con corriente continua por el sistema de excitación; al girar, induce tensión en el devanado trifásico del estator. La potencia activa la fija la máquina motriz (turbina hidráulica, de vapor, de gas o motor de combustión) a través del gobernador, y la potencia reactiva la fija la excitación a través del regulador de tensión.

Es la base de la generación hidráulica y térmica y de la cogeneración industrial. Las plantas solares fotovoltaicas, en cambio, se conectan por inversores y no tienen generador síncrono.

Partes principales

Estator: núcleo laminado y devanado trifásico, con su sistema de enfriamiento (aire, hidrógeno o agua, según el tamaño).
Rotor: de polos salientes en máquinas lentas, como las hidráulicas, o cilíndrico en turbogeneradores de alta velocidad.
Sistema de excitación: estático con tiristores y escobillas, o sin escobillas con excitatriz rotativa y diodos giratorios.
Regulador de tensión y gobernador de velocidad.
Puesta a tierra del neutro: en generadores conectados en bloque con su transformador elevador es común la alta impedancia, con un transformador de distribución y una resistencia en su secundario, que limita la corriente de falla a tierra a pocos amperios.
Interruptor de generador, cuando existe, entre el generador y el transformador elevador.
Transformador elevador y transformador de servicios auxiliares.

Cómo funciona en la red

El generador se lleva a velocidad, se excita y se sincroniza: tensión, frecuencia y ángulo deben coincidir con los de la red antes de cerrar, lo que verifica la función 25. Una vez en paralelo, opera dentro de su curva de capacidad, que limita la corriente del estator, la del rotor y la operación subexcitada por estabilidad y calentamiento de extremos del núcleo.

Ante un cortocircuito, el generador aporta una corriente que decae desde el valor subtransitorio hasta el permanente, con una componente continua. Este comportamiento condiciona los ajustes de respaldo y la exigencia sobre los CT.

Tipos

Grandes centrales hidráulicas y térmicas conectadas en bloque a sistemas de alta y extra alta tensión, con transformador elevador dedicado.
Generación mediana conectada en alta o media tensión.
Generación distribuida y pequeñas centrales conectadas a redes de distribución, con requisitos de anti-isla y de calidad de potencia del operador de red.
Industria: cogeneración, autogeneración y plantas de emergencia diésel o a gas, conectadas directamente a la barra de la planta, en media o baja tensión.

Protecciones asociadas

La guía IEEE C37.102 es la referencia del esquema. El alcance depende del tamaño y de la conexión de la máquina:

Diferencial del generador: detecta fallas entre fases en el estator. Ver diferencial de generador 87G. En conexión en bloque se agrega una diferencial global de la unidad.
Falla a tierra del estator: sobretensión de neutro 59N para la mayor parte del devanado, más tercer armónico o inyección de baja frecuencia para cubrir el 100 %.
Falla a tierra del rotor (64R o 64F): una primera falla no daña la máquina, pero una segunda produce desequilibrio magnético y vibraciones severas.
Pérdida de excitación: ver pérdida de excitación 40.
Potencia inversa: protege la máquina motriz cuando el generador pasa a funcionar como motor. Ver potencia inversa 32.
Secuencia negativa: las corrientes desbalanceadas inducen corrientes de doble frecuencia en el rotor y lo calientan. Ver secuencia negativa 46.
Sobreexcitación 24 (V/Hz), sobretensión 59, subtensión 27 y frecuencia 81.
Pérdida de sincronismo 78, para máquinas grandes conectadas a redes débiles o con líneas largas.
Respaldo de fallas externas: distancia 21 o sobrecorriente con restricción o control de tensión 51V.
Energización inadvertida (50/27), para cuando la máquina detenida se energiza por un cierre accidental.
Falla de interruptor 50BF, falla de fusible de PT 60 y sincronismo 25.

Cómo lo implementa cada fabricante

Las familias más usadas son Siemens SIPROTEC 7UM, SEL-300G y SEL-700G, ABB REG615 y REG670, GE Multilin G60 y 489, y Schneider MiCOM P34x. Todas cubren las funciones principales, pero difieren en cómo cubren el 100 % del estator, en la forma de la característica de la 40, en el modelo térmico de la 46 y en cómo se agrupan los elementos en el software (DIGSI, AcSELerator QuickSet, PCM600, EnerVista o MiCOM S1). Por eso, un ajuste no se traslada directamente de un relé a otro.

Pruebas en puesta en servicio y mantenimiento

Máquina: resistencia de aislamiento e índice de polarización (IEEE 43), resistencia de devanados, factor de potencia y descargas parciales del estator, e impedancia y aislamiento del devanado de campo.
Protecciones: inyección secundaria de cada función con un equipo como el Omicron CMC 356, verificando características, tiempos y lógicas de disparo.
Pruebas primarias con la máquina: prueba de cortocircuito con la máquina girando, para verificar relación y polaridad de CT y la estabilidad de la diferencial; prueba en vacío, para verificar PT, secuencia de fases y la función 24; verificación de la sincronización y del cierre.
Pruebas con carga, con cuidado, para verificar la dirección de la potencia y el comportamiento de las funciones 32 y 40.

Fallas y disparos comunes

Disparos de la 32 durante la sincronización o con baja carga.
Operación de la 40 por falla de fusibles de PT o por operación subexcitada.
Disparos de la 46 por cargas desbalanceadas, polos abiertos de un interruptor o líneas con fases abiertas.
Disparos de la 24 en arranque, si se aplica excitación a baja velocidad.
Disparos por tercer armónico cuando su valor cambia mucho con la carga y el ajuste no lo considera.
Operación de la diferencial ante fallas externas por CT desiguales o saturados.

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Guías relacionadas

Referencias

IEEE C37.102: guía de protección de generadores de corriente alterna.
IEEE C37.101: guía de protección de falla a tierra de generadores.
IEEE C37.106: guía de protección de frecuencia anormal en centrales.
IEEE C50.12 e IEEE C50.13: generadores síncronos de polos salientes y de rotor cilíndrico.
IEC 60034-1: máquinas eléctricas rotativas, características asignadas.
IEEE 115: procedimientos de prueba de máquinas síncronas.
IEEE 43: resistencia de aislamiento de máquinas rotativas.
J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

Preguntas frecuentes

¿Por qué disparó la potencia inversa 32 al sincronizar el generador?

Justo después del cierre, si la turbina no entrega potencia suficiente o la frecuencia del generador era algo menor que la de la red, la máquina toma potencia de la red por unos instantes. Si la temporización de la 32 es muy corta o el ajuste muy sensible, dispara. Revise la secuencia de sincronización, el ajuste y la polaridad de los CT y PT.

¿Por qué la pérdida de excitación 40 operó sin que se perdiera el campo?

Las causas más comunes son una falla de fusible de los transformadores de tensión sin bloqueo por la función 60, la operación de la máquina muy subexcitada cerca del límite de la curva de capacidad, u oscilaciones de potencia que llevan la impedancia a la zona de la 40.

¿La protección 59N cubre el 100 % del devanado del estator?

No. La sobretensión de neutro deja sin cubrir una parte del devanado cercana al neutro. Para completar el 100 % se usa un elemento de tercer armónico o, en algunos relés, la inyección de una señal de baja frecuencia por el neutro.