Pérdida de excitación 40: qué es y cómo funciona

Qué es la protección 40 (pérdida de excitación)

En la norma IEEE C37.2 el número 40 corresponde al relé de campo: el que opera ante un valor anormalmente bajo o la pérdida de la corriente de campo de una máquina síncrona. En la práctica se llama protección de pérdida de excitación o pérdida de campo (loss of field).

Cuando un generador conectado a la red pierde su excitación, deja de producir potencia reactiva y empieza a absorberla del sistema para seguir magnetizado. Se comporta como un generador de inducción: gira por encima de la velocidad síncrona, aparecen corrientes inducidas en el rotor y la corriente del estátor sube. Si la red no puede aportar esa potencia reactiva, la tensión cae en la zona y la máquina puede perder el sincronismo, con riesgo para ella y para la estabilidad del sistema.

La 40 no mide la corriente de campo de forma directa en la mayoría de los casos. Mide tensiones y corrientes en bornes del generador y calcula la impedancia (o la admitancia) vista desde ese punto. Con excitación normal esa impedancia está en la zona de carga; con pérdida de campo se desplaza hacia el cuarto cuadrante del plano R-X, en la zona de reactancia negativa.

Dónde se aplica

• Generadores síncronos de centrales hidráulicas, térmicas, de gas y de cogeneración industrial. Es su aplicación principal.
• Condensadores síncronos, que pueden perder su campo igual que un generador.
• Motores síncronos grandes en industria, donde la pérdida de campo provoca deslizamiento y calentamiento.

No aplica a plantas solares con inversores ni a generadores de inducción, que no tienen un devanado de campo como el de la máquina síncrona. Si usted protege una máquina completa, revise también la potencia inversa 32 y la secuencia negativa 46, que forman parte del mismo esquema.

Cómo funciona

El relé calcula la impedancia de secuencia positiva con las tensiones del transformador de tensión (PT) y las corrientes del transformador de corriente (CT) en bornes de la máquina. Luego la compara con una o dos características en el plano R-X.

Característica mho desplazada. Es la más conocida. Un círculo cuyo centro está sobre el eje de reactancia negativa, desplazado del origen una fracción de la reactancia transitoria (X’d) y con un diámetro relacionado con la reactancia síncrona (Xd). Los esquemas clásicos descritos en IEEE C37.102 y en la literatura técnica usan una o dos zonas:

• Una zona pequeña, rápida, para pérdidas de campo desde carga alta, que son las más peligrosas.
• Una zona grande, temporizada, para pérdidas desde carga baja y para dar tiempo a que pase una oscilación estable.

Algunos esquemas agregan un elemento direccional o de supervisión por baja tensión para acelerar el disparo solo cuando la tensión del sistema cae.

Característica de admitancia. Otros fabricantes trabajan en el plano de conductancia y susceptancia (G-B), o directamente en el de potencia activa y reactiva. Allí la característica se puede acercar a la curva de capacidad del generador y al límite de estabilidad, y se coordina con el limitador de subexcitación del regulador de tensión (AVR).

Algunos relés también aceptan la medición de la tensión o la corriente de campo como criterio adicional.

Criterios de ajuste

Los ajustes salen del estudio de protecciones del generador y de sus datos de placa y de prueba. Dependen de:

• Las reactancias Xd y X’d en por unidad, convertidas a ohmios secundarios con las relaciones de CT y PT.
• La curva de capacidad del generador y el ajuste del limitador de subexcitación del AVR. La 40 debe quedar por fuera de la operación normal subexcitada y de ese limitador.
• El límite de estabilidad en estado estable, que depende de la impedancia del transformador elevador y de la red.
• Las oscilaciones de potencia estables que muestre el estudio de estabilidad, para fijar las temporizaciones.
• El esquema de supervisión del circuito de tensión.

No hay un valor universal de alcance o de tiempo. Las guías dan criterios de partida, y el valor final se fija según el estudio de coordinación y el manual del relé.

Cómo la implementa cada fabricante

Cada marca nombra, agrupa y parametriza la 40 a su manera, y eso suele confundir:

• Siemens SIPROTEC la incluye en sus relés de generador y la parametriza en DIGSI. Según la serie, la característica puede definirse en el plano de admitancia o de impedancia.
• SEL la ofrece en sus relés de generador con zonas mho y se configura con AcSELerator QuickSet; la lógica adicional se arma con SELogic.
• Relion (Hitachi Energy 670/650; ABB 615/620) la presenta como un bloque de función dentro de la configuración que se arma en PCM600.
• GE Vernova (Multilin) la incluye en sus relés de generador; se ajusta en EnerVista y se combina con FlexLogic.
• Schneider MiCOM / Easergy la ofrece en los relés de generador y se configura en MiCOM S1 o Easergy Studio.

Cambian los nombres, las unidades (ohmios primarios o secundarios, por unidad, admitancia), la forma de la característica y los bloqueos disponibles. Por eso un ajuste correcto en una marca no se puede copiar a otra sin recalcularlo.

Por qué dispara o bloquea

Las causas que más se ven en campo:

1. Pérdida real de campo: falla en la excitatriz, en el puente rectificador, en las escobillas o apertura del interruptor de campo.
2. Falla del fusible o del circuito del PT: la tensión medida cae y la impedancia calculada entra en la característica. Si el bloqueo por falla de PT no está activo, el disparo es indebido.
3. Oscilación de potencia tras una falla externa o una maniobra, con temporización insuficiente en la zona grande.
4. Operación subexcitada en horas de baja demanda, cuando el limitador del AVR no está coordinado con la 40.
5. Polaridad o relación incorrecta de CT o PT, o rotación de fases mal ajustada: la impedancia aparece en otro cuadrante.
6. Arranque o frenado de máquinas que funcionan como motor (bombeo, condensador síncrono) con la función habilitada en un estado donde no corresponde.

Qué revisar primero: el registro de eventos y la oscilografía, el estado de la excitatriz en el momento, la supervisión del PT, el grupo de ajustes activo y la trayectoria de la impedancia en el plano R-X.

Cómo se prueba

La prueba se hace por inyección secundaria con una fuente trifásica como la Omicron CMC 356. Se inyectan tensiones y corrientes cuya relación ubica la impedancia en puntos definidos del plano R-X.

Se verifica:

• El contorno de cada zona (alcance, desplazamiento y diámetro) en varios ángulos.
• Los tiempos de operación de cada zona.
• El bloqueo por falla del PT y cualquier supervisión de baja tensión.
• La lógica de disparo y las señales al registrador y al sistema de control.

Una prueba más completa simula trayectorias dinámicas: la impedancia entra lentamente a la característica, como en una pérdida de campo real, o la cruza rápido, como en una oscilación estable. Así se comprueba que la función distingue los dos casos.

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Referencias

• IEEE C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
• IEEE C37.102, Guide for AC Generator Protection.
• IEC 60255 (serie), relés de medida y equipos de protección.
• J. Lewis Blackburn y Thomas J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

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