Diferencial de generador 87G (PDIF): qué es y cómo funciona

Qué es la protección 87G (diferencial de generador)

El devanado del estator de un generador síncrono tiene dos extremos accesibles por fase: el lado del neutro y el lado de los terminales. En operación normal, y ante una falla fuera de la máquina, la corriente que entra por un extremo sale por el otro. La protección diferencial de generador mide ambos con transformadores de corriente (CT) y compara, fase por fase. Si aparece una diferencia, la corriente se está yendo a una falla dentro del devanado o en las conexiones entre los dos juegos de CT.

Se identifica así:

• ANSI/IEEE C37.2: 87, con el sufijo G por costumbre (87G).
• IEC 61850: nodo lógico PDIF.

Es la protección principal contra fallas entre fases del estator, que pueden dañar el núcleo magnético en muy poco tiempo. Una falla así no se extingue al abrir el interruptor: la máquina sigue alimentándola mientras tenga excitación. Por eso el disparo de la 87G abre el interruptor de generador, desexcita el campo y detiene el primotor, normalmente mediante el relé de bloqueo 86.

Dónde se aplica

• Generadores de centrales hidráulicas, térmicas y de gas, en media y alta potencia.
• Generadores de cogeneración y respaldo en industria, cuando su tamaño y criticidad lo justifican.
• Grupos generador-transformador, donde además se usa una diferencial global que abarca ambos equipos.

En generadores pequeños, sin acceso a los extremos del neutro, se recurre a otras protecciones. La aplicación completa se resume en generador síncrono y sus protecciones.

Cómo funciona

El relé numérico calcula por fase:

• Corriente diferencial: la suma fasorial de las corrientes de neutro y de terminales, con la convención de polaridad del relé.
• Corriente de restricción: una medida de la corriente pasante; cada fabricante la define a su manera.

Dispara cuando la diferencial supera una característica porcentual con un umbral mínimo y una o dos pendientes. A diferencia de la diferencial de transformador 87T, aquí no hay transformación de por medio: no hay grupo vectorial que compensar ni corriente de inrush, así que la 87G puede ser muy sensible y no necesita bloqueo por armónicos.

El reto es otro. Ante una falla externa cerca de la máquina, la corriente tiene una componente de corriente continua que decae lentamente, porque la relación X/R del generador es alta. Esa componente puede saturar un CT antes que el otro y crear una diferencial falsa. Por eso los relés incluyen pendientes altas para corrientes elevadas, detección de saturación o lógicas direccionales que confirman que la falla es interna.

Lo que la 87G no ve:

• Fallas entre espiras de la misma fase: la corriente que entra y sale de la fase sigue siendo igual. Se cubren con diferencial de fase partida (devanados con circuitos en paralelo) u otras funciones.
• Fallas a tierra en generadores aterrizados por alta impedancia: la corriente es de pocos amperios. Se cubren con la sobretensión de neutro 59N y esquemas de tercera armónica o inyección.

Criterios de ajuste

• Corriente nominal del generador y relación de los CT de neutro y de terminales. Lo ideal es que ambos juegos sean de igual relación, clase y carga, para que se comporten igual ante fallas externas.
• Falla externa máxima, con su componente de corriente continua y la constante de tiempo de la máquina, para verificar la estabilidad y el desempeño de los CT (IEEE C37.110).
• Falla interna mínima que se quiere detectar, para fijar el umbral.
• Pendientes según los errores de los CT y la recomendación del fabricante.
• Lógica de disparo coordinada con las demás funciones del generador.

Los valores concretos salen del estudio de cortocircuito y de la recomendación del fabricante.

Cómo la implementa cada fabricante

• Siemens SIPROTEC (DIGSI) trata el generador como un objeto de protección con sus lados de medida.
• SEL (AcSELerator QuickSet) ofrece la diferencial dentro de sus relés de generador, con opciones de restricción y lógica programable.
• Relion (Hitachi Energy 670/650; ABB 615/620) (PCM600) la integra como bloque dentro de la configuración de la aplicación de generador.
• GE Vernova (Multilin, EnerVista) define fuentes de corriente y luego el elemento diferencial del estator.
• Schneider MiCOM/Easergy (MiCOM S1 o Easergy Studio) la ajusta en sus menús de protección del generador; en algunas aplicaciones también se usa un esquema de alta impedancia.

Difieren la definición de la restricción, la forma de la curva, los métodos para la saturación de CT y si la diferencial de grupo generador-transformador va en el mismo equipo o en otro.

Por qué dispara o bloquea

• Disparo con falla externa o al sincronizar: saturación desigual de CT por la componente de corriente continua, CT de distinta clase o carga, o pendiente insuficiente.
• Disparo con carga: polaridad invertida en un juego de CT, relación mal cargada o fases cruzadas entre neutro y terminales. Con la máquina en línea, la diferencial medida debe ser casi nula.
• No disparo ante falla a tierra: es el comportamiento esperado con aterrizamiento por alta impedancia.
• Circuito de CT abierto o bloque de pruebas mal cerrado después de un mantenimiento.

Lo primero es descargar el registro oscilográfico y comparar fase por fase las corrientes de neutro y terminales, mirando si una se deforma antes que la otra.

Cómo se prueba

Con inyección secundaria, con una maleta como la Omicron CMC 356, se verifica en general el umbral, los puntos de la característica porcentual en todas las fases, la estabilidad ante corriente pasante, los tiempos y el disparo real al interruptor, la excitación y el primotor. En la puesta en servicio se hace además la prueba de cortocircuito trifásico de la máquina, cuando el procedimiento de la central lo permite: con corriente primaria se comprueban la polaridad y que la diferencial sea prácticamente cero.

¿Su relé disparó o bloqueó por esta función y no está claro por qué? En Tiza Group revisamos los eventos y los ajustes de forma remota. Conozca la configuración remota de relés o escríbanos.

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 60255-187-1, Functional requirements for differential protection (motores, generadores y transformadores).
• IEC 61850-7-4, modelos de nodos lógicos (PDIF).
• IEEE C37.110-2023, Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

Preguntas frecuentes