Protección de Interconexiones de Generadores de IPP Usando Tecnología Digital Autor y Expositor: Charles J. Mozina Beckwith Electric Co., Inc. Gerente de Aplicaciónes, Productos y Sistemas de Protección 6190-118th Ave. North, Largo, FL 33773-3724 U.S.A. Tel. (727) 544-2326 Fax (727) 546-0121 E-mail: [email protected]

Introducción Mucha de la nueva capacidad de generación con que se contará en el nuevo milenio se alcanzará construyendo instalaciones de IPP (Independent Power Producer = Productor Independiente de Energía Eléctrica). Dichas instalaciones pueden consistir en pequeñas unidades generadoras dispersas, o en plantas de gran capacidad de propiedad de (y generalmente operadas por) personal ajeno a las empresas eléctricas. Este artículo analiza los requisitos de protección para interconectar estos generadores a los sistemas de las empresas eléctricas, así como los métodos para reconectar estos generadores luego del disparo de la protección de la interconexión. El artículo comenta asimismo las limitaciones de los métodos actuales de protección de interconexiones en aspectos tales como el respaldo del sistema de generación durante perturbaciones importantes en el sistema de la empresa eléctrica. Es necesario proteger los generadores de IPP no sólo contra los cortocircuitos, sino contra las condiciones anormales de operación. Muchas de estas condiciones anormales pueden ser impuestas en el generador de IPP por el sistema de la empresa eléctrica. Algunos ejemplos de dichas condiciones anormales: sobreexcitación, sobrevoltaje, corrientes desequilibradas, frecuencia anormal y esfuerzo torsional del eje debido al recierre automático de un interruptor de la empresa eléctrica. Al estar sometidos a estas condiciones, los generadores pueden, en pocos segundos, sufrir daños o falla completa. Los daños a las máquinas debidos a estas causas son una gran preocupación de los propietarios de generadores de IPP. Las empresas eléctricas, por su parte, se preocupan porque la instalación de generadores de IPP puede resultar en daños a sus equipos o a los equipos de sus clientes. Los generadores pequeños dispersos están conectados al sistema de la empresa eléctrica en los niveles de distribución y subtransmisión. Estos circuitos de la empresa eléctrica están diseñados para alimentar cargas radiales. La introducción de generadores constituye una fuente indeseada de redistribución de corrientes de carga y de falla, así como una posible fuente de sobrevoltaje. Por lo general no se permite la operación en isla [con formación o fraccionamiento en islas] de generadores de IPP dispersos con cargas de la empresa eléctrica externas al sitio del IPP, por dos razones importantes: 1. La empresa eléctrica debe restaurar los circuitos interrumpidos, y este esfuerzo se complica mucho cuando hay generadores en isla con cargas de la empresa eléctrica. El recierre automático es generalmente el primer método que se intenta para restaurar energía eléctrica a los usuarios. Al haber generadores en isla, se complica el recierre automático y también la conmutación manual que requiere sincronizar el generador/carga en isla al sistema de la empresa eléctrica. 2. La calidad de la energía (los niveles de voltaje y frecuencia, así como las armónicas) puede no ser mantenida por los generadores de IPP en isla al nivel ofrecido por la empresa eléctrica, lo que puede resultar en daños a los equipos de los usuarios. La protección de interconexiones correctamente diseñada debe atender los factores que preocupan al propietario del IPP así como a la empresa eléctrica - al menor costo posible. La función principal de la protección de interconexiones es evitar la formación de islas en el sistema detectando la operación asincrónica de generadores dispersos — en otras palabras, deberá determinar si el generador ha dejado de operar en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. La detección y el disparo deberán ser lo suficientemente rápidos para permitir el recierre automático en el sistema de la empresa eléctrica.

—1—

Los grandes generadores de IPP están por lo general conectados a sistemas de transmisión de empresas eléctricas. En la mayoría de los casos, las configuraciones unifilares del sistema y de la protección son idénticas a las de los generadores de la empresa eléctrica. Cuánto mayor sea el generador, más probable será que esté integrado al sistema de la empresa eléctrica bajo las mismas reglas que los generadores de la misma. Estos grandes generadores pueden proporcionar respaldo de generación a la empresa eléctrica durante perturbaciones importantes en el sistema. Para los IPPs grandes y medianos se requiere telemetría, que proporciona a la empresa eléctrica información básica sobre la operación del generador. Cuanto mayor sea el generador, más información va a requerir la empresa eléctrica. La tecnología disponible para ofrecer protección a los IPP ha evolucionado desde los relés electromecánicos de función única a los relés estáticos (electrónicos) y ahora a los relés digitales. La aparición de las tecnologías de microprocesadores de bajo costo ha posibilitado desarrollar los relés digitales de multifunción, que combinan numerosas funciones de protección en un conjunto único de relés. Esta tecnología de relés ofrece ventajas de importancia sobre los antiguos relés electromecánicos y estáticos. Este artículo enfatiza el uso de dicha tecnología para ofrecer protección de interconexiones. Los otros tópicos específicos a tratar son los siguientes: Breve Historia de la Generación de IPP en los Estados Unidos Influencia del PURPA Estado actual de la generación de IPP Tecnología de microturbinas Protección de Interconexiones versus Protección de Generadores Grandes Generadores de IPP Configuraciones de transformadores de interconexión Diagramas unifilares de interconexiones Pequeños Generadores de IPP Dispersos Importante impacto de las conexiones de transformadores de interconexión sobre los requisitos de protección Sobrevoltajes transitorios producidos por IPPs en los sistemas de distribución de las empresas eléctricas y medidas atenuantes Métodos de detección de operaciones asincrónicas de IPPs con sistemas de las empresas eléctricas Limitaciones de los procedimientos actuales para permitir a los generadores de IPP dispersos proporcionar respaldo de generación durante perturbaciones de gran magnitud en el sistema Procedimientos de restauración automática y recierre automático de las empresas eléctricas Métodos y Procedimientos de Protección de Interconexiones de Pequeños Generadores Dispersos Detección de la pérdida de operación en paralelo con la empresa eléctrica Detección de contraalimentación de fallas Detección de condiciones perjudiciales en el sistema Flujo de potencia anormal Restauración Uso de la Tecnología Digital para la Protección de Interconexiones Ventajas de esta tecnología Funcionalidad seleccionable por el usuario Autodiagnóstico Capacidad de comunicaciones Capacidad oscilográfica

Breve Historia de la Generación de IPP en los Estados Unidos Hasta los últimos años de la década del 70, las empresas eléctricas no estaban obligadas a comprar la energía eléctrica generada por entes ajenos a las empresas eléctricas dentro de sus áreas de servicio. Sin embargo, existían industrias, tales como las de la pulpa y el papel y la siderúrgica, así como las instalaciones petroquímicas, que contaban en sus instalaciones eléctricas con generación de IPP interna y que operaban en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. Estos “cogeneradores” producían electricidad a partir de fuentes de calor, como ser los vapores originados en procesos fabriles.

—2—

Típicamente, estos generadores alimentaban parte de la carga en dichas instalaciones industriales y suministraban energía de emergencia a las mismas durante interrupciones del servicio de la empresa eléctrica. Luego del embargo petrolero de principios de la década de 1970, el gobierno federal estadounidense decidió que las fuentes de energía convencionales, especialmente el petróleo y el gas, debían ser conservadas de modo de reducir nuestra dependencia de fuentes extranjeras. El gobierno federal deseaba promover la generación de electricidad mediante fuentes de combustible renovables usando generadores ajenos a las empresas eléctricas. Ello hizo que se pasara el Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA) [Ley sobre Normas Regulatorias de Empresas de Servicios Públicos] de 1978. El PURPA exigió a las empresas eléctricas, por primera vez, que se interconectaran con IPPs calificados y que adquieran electricidad a un costo que reflejara el costo ahorrado por la empresa eléctrica al no tener que generar una magnitud equivalente de electricidad por sí misma. Para recibir los beneficios del PURPA, el IPP debía calificar el sitio de generación propuesto ya sea mediante autocalificación o por certificación de FERC (Federal Energy Regulatory Commission) [Comisión Federal Reguladora de la Energía]. La autocalificación era el método de aprobación más fácil ya que sólo requería una carta a FERC documentando que las instalaciones propuestas cumplían con los requisitos de elegibilidad del PURPA. Si bien la intención del PURPA era conservar recursos de petróleo y de gas, ciertas cláusulas en la ley permitían que tales combustibles fueran usados como combustible primario por las Qualified Facilities (QF) [Instalaciones Calificadas]. El gas natural, en particular, se convirtió en un combustible muy usado por las instalaciones IPP calificadas. El PURPA creó también un segundo tipo de IPP, el generador ajeno a la empresa pública, cuyo único negocio era vender energía a la empresa eléctrica con fines de ganancia. En las décadas de 1980 y 1990, al menguar los márgenes de reserva en las empresas eléctricas, algunas de estas empresas comenzaron a invitar a IPPs a suministrar capacidad adicional para sus sistemas. Dichas empresas eléctricas consideran a los IPPs como una alternativa viable respecto a la construcción de sus propias plantas generadoras, evitando así la asignación de un monto considerable de su capital con ganancias inciertas—dadas las dificultades ocasionadas por el proceso regulatorio. En los 1990s, al haber una mayor desregulación de las empresas eléctricas, el rol de los IPPs se hizo aún más importante. Algunas empresas eléctricas decidieron convertirse en compañías de transmisión y/o distribución y se deshicieron de sus sistemas de generación—adquiriendo desde entonces la energía eléctrica de los IPPs. Otras empresas eléctricas se dedicaron al negocio de los IPPs. El acceso más abierto a la transmisión permite a los IPPs en una determinada zona de servicio vender energía a empresas eléctricas fuera de dicha zona. En algunos casos, las empresas eléctricas actúan como agentes comerciales de energía para facilitar estas ventas de energía eléctrica y beneficiarse con ellas. Los Independent Power Operators (IPOs) [Explotadores de Energía Independientes] regionales, como los que hay en California y en Alberta, Canadá, cuentan con “tableros de anuncios computarizados” que ofrecen capacidad generadora disponible y precios en base horaria. Se listan las capacidades de generación disponibles tanto de las empresas eléctricas como de los IPPs. Como los costos del gas natural han caído, hay un mayor interés en las pequeñas microturbinas dispersas. Algunos de estos generadores de imán permanente de alta velocidad utilizan turbinas de tecnología avanzada desarrolladas originalmente para vehículos militares. Actualmente se fabrican en el rango de 20 a 200 KVA, y son conectadas al sistema eléctrico de clientes comerciales para “repartir la carga en picos de demanda” con la empresa eléctrica. El reparto en picos permite a la instalación comercial reducir sus cargos por demanda. Algunos expertos de la industria piensan que las microturbinas tendrán un rol importante atendiendo las demandas de carga en el próximo milenio. Algunas empresas eléctricas, aprovechando las nuevas leyes desregulatorias, están involucradas en la comercialización de generadores de microturbina dispersos. Con el correr del tiempo se comprobará si estos tipos de generadores dispersos serán una fuente de energía viable para usuarios comerciales e incluso residenciales. Los requisitos de protección de las interconexiones también han evolucionado a través de los años. En los 1980s, el IEEE participó en el desarrollo de recomendaciones y directivas para la interconexión de generadores de IPP. La Norma ANSI/IEEE 1001-1988 [1] proporcionó las directivas básicas que adoptaron muchas empresas eléctricas. Hacia 1990, la mayoría de las empresas eléctricas de los EE.UU. había publicado directivas específicas para la conexión de pequeños generadores de IPP

—3—

(generalmente de menos de 5 MW) a sus sistemas. Estas directivas casi siempre especifican protección con relés de voltaje y frecuencia y requieren que los relés sean de “calidad [grado] tipo empresa eléctrica”—cumpliendo con las normas de diseño IEEE/ANSI C37.90. A través de los años, estos relés han evolucionado de electromecánicos a estáticos, y finalmente a dispositivos de protección digitales.

Protección de Interconexiones versus Protección de Generadores La protección de interconexiones permite al IPP operar en paralelo con la red de la empresa eléctrica. Típicamente, los requisitos de protección para conectar un IPP a la red son establecidos por cada empresa eléctrica específica. Estas normas cubren por lo general generadores de menor capacidad. Los generadores grandes se evalúan individualmente y por lo general se conectan al sistema de transmisión de la empresa eléctrica. Estos grandes generadores de IPP típicamente no requieren protección específica de interconexión ya que están integrados al sistema de protección de la empresa eléctrica. Los pequeños generadores de IPP (de 5 MW o menos) habitualmente se conectan a los sistemas de subtransmisión y distribución de la empresa eléctrica. Estos circuitos de la empresa están diseñados para alimentar cargas radiales. Por ende, la incorporación del generador ofrece una fuente para redistribuir la corriente de falla y la carga del circuito alimentador, y es también una fuente potencial de sobrevoltaje. Típicamente, la protección de interconexiones para estos generadores se establece en el punto de acoplamiento común entre la red de la empresa eléctrica y el IPP. Este puede estar en el secundario del transformador de interconexión, como indica la Figura 1a, o en el primario del transformador, como indica la Figura 1b, dependiendo de los requisitos de interconexión de la empresa eléctrica y del propietario. Al Sistema de la Empr. Eléctrica

Al Sistema de la Empr. Eléctrica

VT Transformador de Interconexión

Relé de Interconexión

CT

VT

Sistema Empr. Eléctrica

CT

Relé de Interconexión

Transformador de Interconexión

Sistema Empr. Eléctrica

Sistema del IPP

Sistema del IPP

G

G

G

Cargas Locales

Figura 1a

Protección de Interconexión Típica

G

Figura 1b

Cargas Locales

Protección de Interconexión Típica

La protección de las interconexiones debe satisfacer los requisitos de la empresa eléctrica para permitir que el generador sea conectado a la red. Su función es triple: 1. desconecta el generador cuando ha dejado de operar en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica; 2. protege el sistema de la empresa eléctrica contra los daños ocasionados por la conexión del generador, incluyendo la corriente de falla que suministra el generador para fallas del sistema de la empresa y sobrevoltajes transitorios; 3. protege el generador contra daños producidos por el sistema de la empresa eléctrica, especialmente mediante el recierre automático.

—4—

La protección del generador típicamente se conecta en los terminales del generador, tal como se muestra en la Figura 2. Al Sistema de la Empr. Eléctrica

Transformador de Interconexión

VT Relé de Protección de Generador

CT

G

G Cargas Locales

Figura 2

Típica Protección de Generador

La protección del generador permite detectar:

1. cortocircuitos internos del generador; 2. condiciones anormales de operación (pérdida de campo, potencia inversa, sobreexcitación y corrientes desequilibradas). En el caso de los pequeños generadores dispersos, la mayor parte de las empresas eléctricas de los EE.UU. dejan a los propietarios de IPPs y sus consultores la responsabilidad de seleccionar el nivel de protección del generador que ellos consideran apropiado. Sin embargo, las empresas eléctricas, están participando activamente en especificar la protección de interconexiones. Los siguientes aspectos de la interconexión son típicamente especificados por las empresas eléctricas: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

configuración de los devanados del transformador de interconexión; requisitos generales para relés de interconexión de calidad tipo empresa eléctrica; requisitos para CTs (transformadores de corriente) y VTs (transformadores de voltaje); requisitos de protección funcional — por ejemplo, 81O/U, 27 y 59; ajustes de algunas funciones de interconexión; velocidad de operación.

Grandes Generadores de IPP Los grandes generadores de IPP se conectan a los sistemas de transmisión de las empresas eléctricas. Estos grandes generadores están típicamente “conectados en unidad”—esto es, el generador alimenta directamente un transformador elevador de generador (GSU), que es un transformador conectado en triángulo [delta] con puesta a tierra en estrella [Y] como indica la Figura 3. El generador está típicamente conectado a tierra de alta impedancia para limitar la corriente de falla a tierra del estator.

—5—

Sistema Empr. Eléctrica

Transformador GSU

Transformador de Arranque/Auxiliar

G R

Figura 3

Puesta a Tierra de Alta Impedancia

Típico Generador de IPP Conectado en Unidad

Hoy en día, muchos de estos grandes generadores consisten en turbinas a gas “integradas” en el rango de 100-350 MW. En algunos casos, son parte de una planta de ciclo combinado donde hay otro generador de vapor instalado en el mismo sitio y el escape de la(s) turbina(s) de gas se usa para calentar el vapor y aumentar así la eficiencia del ciclo térmico general. El generador de vapor es típicamente más pequeño que la(s) turbina(s) de gas y también está conectado en unidad. La protección de estos generadores es generalmente proporcionada por el complemento normal de la protección del generador, como lo describe la “IEEE Guide for AC Generator Protection” (Guía del IEEE para la Protección de Generadores de CA) [5]. La conexión de estos grandes generadores de IPP al sistema de la empresa eléctrica varía substancialmente. Cuanto mayor sea el generador, más probable será que se lo conecte al sistema de transmisión de la empresa eléctrica de igual manera que un equipo generador perteneciente a dicha empresa. Estos grandes generadores no utilizan relés de frecuencia y voltaje para detectar la pérdida de la operación en paralelo con la empresa eléctrica. Estos equipos están completamente integrados al sistema de protección de la empresa eléctrica mediante canales de telecomunicaciones. La Figura 4 muestra una típica configuración unifilar de un generador de IPP de tamaño mediano con tomas a una línea de transmisión de la empresa eléctrica.

—6—

A

B

Subestación A

Subestación B Sistema Empr. Eléctrica Sistema del IPP

G Figura 4

IPP

Generador de IPP con Tomas a una Línea de Transmisión

Hay tres esquemas de protección por piloto de terminales, así como de disparos de transferencia, que se usan frecuentemente para la protección de alta velocidad contra fallas de línea. El recierre automático de interruptores de subestación puede ser supervisado por relés de bajo voltaje y de comprobación de sincronismo, como indica la Figura 13. Los grandes IPPs están conectados al sistema de la empresa eléctrica mediante líneas múltiples. La Figura 5 ilustra una configuración en “barra recta” que proporciona múltiples entradas al sistema de la empresa eléctrica.

Sistema Empr. Eléctrica Sistema del IPP

G Figura 5

Interconexión en “Barra Recta”

—7—

Otra configuración popular para grandes generadores de IPP consiste en la interconexión al sistema de la empresa eléctrica por medio de una subestación con un interruptor y medio o barra en anillo, como indica la Figura 6. La protección de estas diversas configuraciones unifilares es por lo general idéntica a la protección que se emplearía si el generador fuera de propiedad de la empresa eléctrica.

X Nuevo Interruptor Sistema Empr. Eléctrica Sistema del IPP

G Figura 6

Interconexión con Barra en Anillo

Pequeños Generadores de IPP Dispersos Tipos de Generadores Pequeños

Hay dos tipos tradicionales de pequeños generadores de IPP que operan interconectados con el sistema de la empresa eléctrica. Ellos son los generadores de inducción y los generadores síncronicos [síncronos]. Las máquinas de inducción son típicamente pequeñas—de menos de 500 KVA. Estas máquinas son de tamaño restringido porque su excitación es provista por una fuente externa de VArs, como muestra la Figura 7a. Los generadores de inducción son similares a los motores de inducción y se arrancan como motor (no requieren equipo de sincronización). Los generadores de inducción son menos costosos que los generadores sincrónicos porque no tienen devanados [arrollamientos] de campo. Las máquinas de inducción pueden suministrar potencia real (watts) a la empresa eléctrica, pero requieren una fuente de potencia reactiva (VArs) que en algunos casos es proporcionada por el sistema de la empresa eléctrica. Los generadores sincrónicos tienen un devanado de campo de CC que proporciona una fuente de excitación a la máquina. Pueden ser una fuente de watts y de VArs para el sistema de la empresa eléctrica, como muestra la Figura 7b, y requieren equipo de sincronización para la puesta en paralelo con la red eléctrica. Ambos tipos de máquinas requieren protección de interconexión. La protección de interconexión pertinente a los generadores de inducción por lo general requiere únicamente relés de sobre/bajo voltaje y de frecuencia.

—8—

WATTS

WATTS

G

G

Fuente de VArs

VArs Sistema

Devanado de Campo

VArs Sistema Fuente de VArs

DE INDUCCIÓN - excitación proporcionada externamente - arranca como un motor (o sea, no requiere equipo de sincronización) - menos costoso que las máquinas sincrónicas

Figura 7a

-

+

Fuente de CC

SINCRÓNICO - el campo de CC proporciona la excitación - se requiere sincronizarlo al sistema de la empresa eléctrica

Generador de Inducción

Figura 7b

Generador Sincrónico

Los pequeños generadores de IPP de tipo no tradicional, especialmente los de nueva tecnología de microturbina, son considerados cada vez más frecuentemente como una fuente de energía para el próximo milenio. La mayoría de estas máquinas se conectan asincrónicamente al sistema de energía por medio de Convertidores Estáticos de Potencia (SPCs). Estos SPCs on dispositivos tiristorizados controlados por microprocesador que convierten voltaje de CA en una dada frecuencia en voltaje de sistema de 60 Hz. El control electrónico digital del SPC regula la salida de potencia del generador y detiene la máquina cuando el sistema de la empresa eléctrica no está disponible. No se determinó aún si es necesario contar con protección independiente para evitar la formación de islas en el sistema, pero está ello está siendo considerado por el Standards Coordinating Committee 21 (SCC-21) [Comité Coordinador de Normas] del IEEE. Al ir aumentando el tamaño de estas máquinas, quizás se hará necesario considerar la protección independiente de las interconexiones. La Figura 7c muestra un diagrama unifilar típico para estos tipos de generadores. WATTS

G

SPC

Sistema

Enlace Asincrónico ASINCRÓNICO - el convertidor estático de potencia (SPC) convierte la frecuencia del generador en frecuencia del sistema - el generador está conectado asincrónicamente al sistema de energÍa

Figura 7c

Generador Asincrónico

Principal Impacto de las Conexiones de Transformadores de Interconexión en la Protección de Interconexiones

Como se ha mencionado en la sección anterior, la función principal de la protección de interconexiones es desconectar el generador cuando ha dejado de operar en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. Los IPPs pequeños se conectan generalmente al sistema de la empresa eléctrica a nivel de distribución. En los Estados Unidos, los sistemas de distribución cubren un rango de 4 a 34.5 KV y son sistemas de 4 hilos con múltiples conexiones a tierra. El uso de este tipo de sistema permite que los transformadores monofásicos montados en poste, que típicamente constituyen la mayor parte de la carga del alimentador, sean clasificados para voltaje de fase a neutro. Así, en un sistema de distribución de 13.8 KV, los transformadores monofásicos estarían clasificados a 13.8 KV/√ 3~8 KV. La Figura 8 muestra un circuito alimentador típico.

—9—

SUBESTACION DE DISTRIBUCION— EMPR. ELECTRICA

INSTALACIONES DEL IPP

CARGA CARGA

G A

G CARGA Sistema de Cuatro Hilos A B C

Transformador en Poste Conectado Fase-Neutro Conductor Neutro

Figura 8

Típico Circuito Alimentador de Distribución de 4 Hilos

Hay cinco conexiones de transformador que se emplean frecuentemente para interconectar generadores dispersos al sistema de la empresa eléctrica. Cada una de estas conexiones de transformadores tiene sus ventajas y sus desventajas. La Figura 9 muestra varias posibles opciones y algunas de las ventajas y problemas relativos a cada tipo de conexión.

— 10 —

A SUBESTACION DE DISTRIBUCION— EMPR. ELECTRICA X F2

CARGA CARGA X F1

CARGA

*Conexiones del Transformador de Interconexión

G

X F3

IPP

CARGA Low Voltage (Sec)

High Voltage (Pri)

Problemas Puede suministrar al circuito alimentador desde una fuente no puesta a tierra luego del disparo del interruptor de subestación A, ocasionando sobrevoltaje.

No proporciona contraalimentación de falla a tierra ante fallas en F1 y F 2 . No hay corriente de tierra desde el interruptor A ante una falla en F 3 .

Proporciona una corriente de tierra indeseada ante fallas del circuito de suministro en F 1 y F 2 .

No hay corriente de tierra desde el interruptor A ante fallas en F 3 . No hay sobrevoltaje ante fallas a tierra en F 1 . No hay sobrevoltaje ante una falla a tierra en F1. No hay sobrevoltaje ante una falla a tierra en F1.

Permite al relé del alimentador primario en A responder a una falla a tierra del secundario en F 3 .

Figura 9

Ventajas

Conexiones del Transformador de Interconexión

Conexiones del Transformador de Interconexión en Triángulo (Prim.)/Triángulo (Sec.), Triángulo (Prim.)/Estrella Puesta a Tierra (Sec.) y Estrella no Puesta a Tierra (Prim.)/Triángulo (Sec.)

La principal preocupación relativa a un transformador de interconexión con devanado primario no puesto a tierra es que luego que el interruptor de subestación A dispare ante una falla a tierra en la localización F1, el sistema con múltiples conexiones a tierra no esté conectado a tierra, sometiendo al transformador montado en poste clasificado como L-N (fase a neutro), en las fases sin falla, a un sobrevoltaje cercano al voltaje L-L (entre fases). Ello puede ocurrir si el generador de IPP está cerca de la capacidad de la carga en el alimentador cuando el interruptor A dispara. Los sobrevoltajes resultantes van a saturar el transformador montado en poste, que normalmente opera en el codo de la curva de saturación, como indica la Figura 10.

— 11 —

1.05 p.u. 1.0 p.u. Hilo de Fase

Voltaje VL-N

VL-N

Neutro

Transformador Montado en Poste

eR

e

Corriente de Excitación

Figura 10

Curva de Saturación de Transformadores Montados en Poste

Muchas empresas eléctricas usan transformadores de interconexión sin puesta a tierra únicamente si se experimenta una sobrecarga de 200% o más en el generador cuando el interruptor A dispara. Durante las fallas a tierra, este nivel de sobrecarga no permitirá que el voltaje en las fases sin falla se eleve en exceso del voltaje L-N normal, evitando la saturación del transformador montado en poste. Por esta razón, los devanados primarios sin puesta a tierra deberán por lo general reservarse para pequeños IPPs para los que se esperan sobrecargas de por lo menos 200% ante la formación de islas. Conexiones del Transformador de Interconexión en Estrella Puesta a Tierra (Prim.)/Triángulo (Sec.)

La principal desventaja de esta conexión es que proporciona una corriente de falla a tierra indeseada ante las fallas del circuito de suministro en F1. Las Figuras 11a y 11b ilustran este aspecto para un circuito de distribución típico.

— 12 —

VS X"d

Xsistema

XT

X

IPP

SubestaciónEmpr. Eléctrica

1

2

IPP

XT sub

XL

XL

XT

gen

Xsistema

A Sub.

F1

VS

VIPP

Sec. Positiva

Sub. X"2

XT

gen

2

IPP

A

Sub.

XT

XL

XL

IPP

1

X

sub

Xsistema

A Sub.

F1

Sec. Negativa

X

L 1

X X

L 2

X"0

F1 (Falla L-T) XT

X0L

gen

IPP

IPP

XT

IPP

2

X0L

X

1

F1

A Sub.

IPP

XT

sub

Sec. Cero

V

IPP

Xd",X2,X0

Figura 11a Circuito de Componentes Simétricos Transformador de Interconexión Interconexión con Estrella Puesta a Tierra (Prim.)/Triángulo (Sec.)

Diagrama Unifilar para un Figura 11b para un Transformador de con Estrella Puesta a Tierra (Prim.)/Triángulo (Sec.)

El análisis del circuito de componentes simétricos en la Figura 11b indica también que aún cuando el generador de IPP está fuera de la línea (el interruptor del generador está abierto), la corriente de falla a tierra seguirá siendo proporcionada al sistema de la empresa eléctrica si el transformador de interconexión del IPP permanece conectado. Este será el caso habitual, ya que la protección de la interconexión típicamente dispara el interruptor del generador. El transformador en el sitio del IPP actúa como un transformador de puesta a tierra con corriente de secuencia cero circulando en los devanados del secundario en triángulo. Además de estos problemas, la corriente de carga desequilibrada en el sistema, que antes de añadirse el transformador del IPP retornaba a tierra a través del neutro del transformador de subestación principal, ahora se divide entre los neutros del transformador del IPP y de la subestación. Esto puede reducir la capacidad de conducción de carga del transformador del IPP y puede crear problemas cuando la corriente del alimentador está desequilibrada como consecuencia de la operación de dispositivos de protección monofásicos, como ser los recerradores [reconectadores] de línea y fusibles. Si bien la conexión del transformador en estrella puesta a tierra/triángulo se usa generalmente para grandes generadores conectados al sistema de transmisión de la empresa eléctrica, la misma presenta algunos problemas de importancia cuando se usa en sistemas de distribución de 4 hilos. Al considerar su posible uso, la empresa eléctrica deberá evaluar éstos aspectos.

— 13 —

Conexiones del Transformador de Interconexión en Estrella Puesta a Tierra (Prim.)/ Estrella Puesta a Tierra (Sec.)

La principal preocupación respecto a un transformador de interconexión con devanados primarios y secundarios puestos a tierra es que también proporciona una fuente de corriente a tierra indeseada ante fallas del alimentador de la empresa eléctrica, de modo similar a lo descrito en la sección anterior. Asimismo, permite que los relés alimentadores de tierra con ajuste sensible en la subestación respondan a las fallas a tierra en el secundario del transformador del IPP (F3). Las Figuras 12a y 12b ilustran este aspecto mediante el análisis del circuito de componentes simétricos. Conclusiones

La selección del transformador de interconexión juega un papel importante en establecer cómo va a interactuar el IPP con el sistema de la empresa eléctrica. No hay una conexión “óptima” universalmente aceptada. Todas las conexiones tienen sus ventajas y desventajas, que la empresa eléctrica deberá considerar en sus directivas de interconexión a los IPPs. Las selecciones de conexión del transformador ejercen asimismo un profundo impacto en los requisitos de protección de las interconexiones.

VS X"d

gen

Xsistema

XT sub Xsistema

XL

A Sub.

IPP F3

SubestaciónEmpr. Eléctrica

XT

X

XT IPP

VS

VIPP

Sec. Positiva

Sub. X"2 gen

X

XT IPP

XT sub Xsistema

XL

A Sub.

IPP F3

Sec. Negativa

Sub. A

51N/ 50N X"0 gen

XL XT

IPP

X

XT IPP

IPP F 3

F (Falla L-T) X 3

XT sub

X0L

A Sub.

Sec. Cero

IPP

VIPP

X"d,X2,X0

Figura 12a

Diagrama Unifilar para un Figura 12b Circuito de Componentes Simétricos Transformador de Interconexión para un Transformador de Interconexión con Estrella Puesta a Tierra con Estrella Puesta a Tierra (Prim.)/Estrella Puesta a Tierra (Sec.) (Prim.)/Estrella Puesta a Tierra (Sec.)

Métodos y Procedimientos de Protección de Interconexiones de Pequeños Generadores Dispersos Los niveles funcionales de la protección de interconexiones varían substancialmente dependiendo de factores como: tamaño del generador, punto de interconexión con el sistema de la empresa eléctrica (distribución

— 14 —

o transmisión), tipo de generador (de inducción, sincrónico, asincrónico) y configuración del transformador de interconexión (ver la sección previa de este artículo). Como se muestra en la Tabla 1, se pueden listar los objetivos específicos de un sistema de protección de interconexiones así como los requisitos funcionales del relé para lograr cada objetivo. Tabla 1

Áreas de la Protección de Interconexiones

Objetivo de la Protección de Interconexiones

Función de Protección a Usar

Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica

81O/U, 81R*, 27/59, 59I, TT**

Detección de contraalimentación de fallas

Fallas de Fase: 51V, 67, 21 Fallas a Tierra: 51N, 67N, 59N, 27N

Detección de condiciones perjudiciales en el sistema

47, 46

Detección de flujo de potencia anormal

32

Restauración

25

* Tasa de cambio ** Disparo de Transferencia

Detección de la Pérdida de Operación en Paralelo con el Sistema de la Empresa Eléctrica

El medio más básico y universal de detectar la pérdida de operación en paralelo con la empresa eléctrica, consiste en establecer una “ventana” de sobre/baja frecuencia (81O/U) y sobre/bajo voltaje (27/59) dentro de la cuál se le permite operar al generador de IPP. Cuando el generador de IPP está “en isla” con el sistema de la empresa eléctrica, debido ya sea a una falla o a otra condición anormal, la frecuencia y el voltaje saldrán con rapidez fuera de la ventana de operación si existe una diferencia significativa entre los niveles de la carga y el generador de IPP. En algunas aplicaciones de cogeneración, tales como las de la industria petroquímica y las de la pulpa y el papel, se utilizan relés de tasa de cambio de la frecuencia (81R) para poder detectar más rápidamente la pérdida del suministro de la empresa eléctrica. La función 81R separa de la empresa eléctrica las instalaciones de la planta. En muchos casos, se produce internamente el rechazo de cargas por baja frecuencia en la planta y las cargas críticas son aisladas y alimentadas por los generadores de IPP de la planta. Si la carga y el generador están casi en equilibrio al momento de la separación, el voltaje y la frecuencia pueden permanecer dentro de la ventana de operación normal y puede no producirse el disparo por baja/ sobrefrecuencia y sobre/bajo voltaje. De existir esta posibilidad, quizás se necesite contar con disparo de transferencia (TT) usando un medio confiable de comunicación. Cuando los generadores de inducción están en isla con capacitores montados en poste y la capacidad del generador es cercana a la de la carga en isla, puede ocurrir una condición resonante que produzca un sobrevoltaje no sinusoidal [5]. Para estos casos, se puede utilizar un relé de sobrevoltaje instantáneo (59I) que responda a picos de sobrevoltaje para permitir detectar esta situación. Cuando se detecte la pérdida de operación en paralelo, el generador de IPP deberá ser separado del sistema de la empresa eléctrica con rapidez suficiente para permitir el recierre automático del interruptor en la subestación de la empresa eléctrica. El recierre de alta velocidad del sistema de la empresa eléctrica puede ocurrir tan pronto como en 15 a 20 ciclos luego del disparo del interruptor. La empresa eléctrica deberá indicar al propietario del IPP la velocidad de separación que se requiere. El uso de relés de baja frecuencia en conjunción con la necesidad de separar el generador de IPP antes del recierre del interruptor de la empresa eléctrica, impide a la mayor parte de los pequeños generadores de IPP dispersos suministrar energía de respaldo a la empresa eléctrica durante perturbaciones importantes en el sistema. Cuando la frecuencia decrece a causa de una perturbación importante en el sistema, estos generadores disparan quedando fuera de línea. Quizás sea posible

— 15 —

reducir los ajustes de baja frecuencia cumpliendo con los requisitos del Consejo de Confiabilidad regional, pero generalmente no se puede extender el tiempo de disparo requerido excediendo el tiempo para recierre automático. Este problema del sistema se hará más crítico si el porcentaje de generación total en el sistema suministrado por pequeños generadores dispersos aumenta en los próximos diez años, como lo predicen algunos expertos en la industria. Si se extienden los tiempos de disparo por baja frecuencia, quizás resultará necesario modificar el método de recierre de subestación, utilizando supervisión del voltaje de fuente conjuntamente con recierre con comprobación de sincronismo. Este tipo de esquema, indicado en la Figura 13, ofrece seguridad contra el recierre previo a la desconexión del generador de IPP. Subestación-Empr. Eléctrica

A VT

25*

IPP

27

VT

* Puede requerir detección de ángulo y de deslizamiento

Figura 13

Esquema de Subestación de la Empresa Eléctrica

La Figura 14 muestra un típico esquema básico de sobre/bajo voltaje y sobre/baja frecuencia en una pequeña instalación de IPP. Estas funciones de protección pueden todas incluirse en un sólo relé digital de multifunción. LÍnea de Distribución

Transformador de Interconexión

Relé de Multifunción

VT

G Figura 14

27

59

81/ O

81/ U

IPP

Típica Protección de Interconexión de un Generador Pequeño

Detección de Contraalimentación de Fallas

En muchos generadores pequeños de IPP, no se proporciona por lo general detección de contraalimentación de fallas. Los generadores de inducción suministran tan sólo dos o tres ciclos de corriente de falla para las fallas externas, similarmente a los motores de inducción.

— 16 —

Las pequeñas máquinas sincrónicas están generalmente tan sobrecargadas luego que dispara el interruptor de subestación de la empresa eléctrica, que su contribución de corriente de falla es muy baja. Para estos pequeños generadores, la detección de la pérdida de operación en paralelo por medio de los relés 81O/U y 27/59 es toda la protección de interconexión que se necesita. Cuanto mayor sea el generador de IPP, mayor es la posibilidad que contribuirá una magnitud significativa de corriente a una falla del sistema de la empresa eléctrica. Para cubrir ésta situación, se proporciona detección de contraalimentación de fallas además de la protección contra pérdida de operación en paralelo. Debe reconocerse que cuanto más prolongado sea el tiempo en que el generador está sometido a una falla, menor será la corriente que el generador sincrónico proporciona a la falla. La Figura 15 muestra la curva de decremento del generador. El nivel de corriente de falla a diversos intervalos luego de producirse la falla depende de las reactancias del generador (Xd", Xd'). La rapidez de decaimiento depende de las constantes de tiempo del campo del circuito abierto (Tdo ", Tdo'). PerÍodo Subtransitorio (Xd" Tdo")

Corriente de Cortocircuito (I)

PerÍodo Transitorio (Xd' Tdo')

PerÍodo en Estado Estacionario (Xd)

(X

0 Tiempo

Envolvente Verdadera Extrapolación del Valor Estacionario Extrapolación de la Envolvente Transitoria

Figura 15

Curva de Corriente de Cortocircuito del Generador

Al desarrollar un sistema de protección con supresión de contraalimentación, es necesario considerar el decaimiento de la corriente ante fallas externas. Típicamente, se emplean funciones de relé tales como la 67, la 21 o la 51V para detección de la contraalimentación de fallas de fase. Al establecer los ajustes para los relés 67 y 21, el ajuste de arranque del relé deberá definirse excediendo el nivel de corriente de generación que el IPP está suministrando al sistema de la empresa eléctrica. Algunas empresas eléctricas supervisan un relé de sobrecorriente controlado con restricción de voltaje (51V) junto con la función 67 para incrementar la sensibilidad del arranque. La supresión de la contraalimentación de fallas a tierra depende de la conexión del devanado primario del transformador de interconexión. Para devanados de transformador con primario conectado a tierra se utiliza un relé de sobrecorriente de neutro 51N, o en algunos casos, un relé direccional de tierra 67N. Las Figuras 16 y 17 muestran una típica protección de interconexiones para instalaciones con transformadores de interconexión con devanado primario conectado a tierra. Para los transformadores de interconexión no puestos a tierra, los relés de sobrevoltaje de neutro (59N, 27N) proporcionan la detección de fallas a tierra del suministro. Los VTs (transformadores de voltaje) que alimentan estos relés tienen sus devanados primarios conectados fase a tierra. Estos devanados primarios están generalmente clasificados para pleno voltaje entre fases. Muchas empresas eléctricas utilizan conexiones de transformadores de voltaje utilizando un sólo VT con relés 59N y 27N o tres VTs conectados en configuración de triángulo abierto. La Figura 18 exhibe una protección

— 17 —

de interconexión típica para un IPP con configuración de transformador de interconexión no puesto a tierra. LÍnea de Distribución Subestación

T

Relé Multifuncional Disparo de Transferencia **

R

Supresión de Contraalimentación de Fallas

Flujo de Condiciones Potencia Perjudiciales Anormal

51N

2 ó 3 VT's 3-CT

*

67

51V

47

46

Pérdida de Paralelo

27

59

81/ 81/ O U

32

Control IPP del Empr. Eléctrica

G

* o Función 21 ** puede requerirse dependiendo del tamaño del IPP

IPP

Figura 16 Protección Típica para un IPP de Tamaño Mediano con Transformador de Interconexión con Estrella Puesta a Tierra (Prim.)

— 18 —

LÍnea de Distribución Subestación

T

Relé Multifuncional Disparo de Transferencia **

R

Supresión de Contraalimentación de Fallas

Flujo de Condiciones Potencia Perjudiciales Anormal

47

2 ó 3 VT's 3-CT

Pérdida de Paralelo

27

59

81/ O

81/ U

67N

* 67

51V

46

32

Control 51N 1-CT

* o Función 21 ** puede requerirse dependiendo del tamaño del IPP

G

IPP

Figura 17 Protección Típica Alternativa para un IPP de Tamaño Mediano con Transformador de Interconexión con Estrella Puesta a Tierra (Prim.)

— 19 —

Circuito de Suministro Subestación

T

Disparo de Transferencia **

R 1 ó 3 VT's

Relé Multifuncional Supresión de Contraalimentación de Fallas

Flujo de Condiciones Potencia Perjudiciales Anormal

47

Yo∆

59N

2 ó 3 VT's

3-CT

*

67

27

27N

51V

46

Pérdida de Paralelo

59

81/ O

81/ U

32

Control IPP del Empr. Eléctrica

G

* o Función 21 ** puede requerirse dependiendo del tamaño del IPP

IPP

Figura 18 Protección Típica para un IPP de Tamaño Mediano con Transformador de Interconexión con (Prim.) no Puesta a Tierra Detección de Condiciones Perjudiciales en el Sistema

Las condiciones de corriente desequilibrada producidas por conductores abiertos o inversiones de fase en el circuito de suministro de la empresa eléctrica pueden someter al generador de IPP a un alto nivel de corriente de secuencia negativa. Esta alta corriente de secuencia negativa resulta en un rápido calentamiento del rotor, lo que provoca daños en el generador de IPP. Muchas empresas eléctricas proporcionan la protección contra estas corrientes desequilibradas como parte del conjunto de protección de interconexiones, utilizando un relé de sobrecorriente de secuencia negativa (46). Para ofrecer protección contra inversiones de fase debidas al “intercambio de fases” inadvertido luego de la restauración de la potencia, se utiliza también un relé de voltaje de secuencia negativa (47). Estas funciones se exhiben en las Figuras 16, 17 y 18. Flujo de Potencia Anormal

Algunos contratos de interconexión entre IPPs que cogeneran y empresas eléctricas prohiben al IPP suministrar potencia a la empresa eléctrica. El IPP cogenerador suministra potencia únicamente a la carga local en las instalaciones del IPP y reduce los costos de demanda de la empresa eléctrica mediante la “reducción de picos de demanda” (peak shaving). El procedimiento frecuente de las empresas eléctricas consiste en instalar un relé de potencia direccional (32) para disparar el generador del IPP si se producen flujos inadvertidos de potencia al sistema de la empresa eléctrica durante un período predeterminado de tiempo, en violación del contrato de interconexión. Las Figuras 16, 17 y 18 ilustran este tipo de detección de flujos de potencia anormales.

— 20 —

Procedimientos de Disparo/Restauración del IPP

Una vez que el generador del IPP ha sido separado del sistema de la empresa eléctrica luego que haya operado la protección de la interconexión, será necesario restaurar dicha interconexión. Hay dos procedimientos de disparo/restauración del IPP que se usan mucho en la industria. El primer método de restauración (caso 1) se utiliza en aplicaciones donde la generación en las instalaciones del IPP no cubre la carga local. En estos casos, la protección de la interconexión generalmente dispara los interruptores del generador del IPP, como indica la Figura 19. Al restaurarse el sistema de la empresa eléctrica, los generadores del IPP típicamente son resincronizados en forma automática. Muchas empresas eléctricas requieren un relé de comprobación de sincronismo (25) en el principal interruptor de entrada para supervisar el recierre, como medida de seguridad para evitar el cierre no sincronizado. El relé de comprobación de sincronismo por lo general está equipado con lógica de bajo voltaje de barra muerta [inactiva] para permitir el recierre desde el sistema de la empresa eléctrica ante una condición de barra muerta en las instalaciones del IPP. Al Sistema de la Empr. Eléctrica

Relé Digital de Multifunción

VT Relé de Interconexión

CT

Dispara B y C*

25

Supervisa recierre de A

A VT Autosinc.

C

B VT

* Dispara los interruptores B y C si: El generador no cubre la carga local Se resincronizan los interruptores B y C luego de restaurarse el sistema de la empresa eléctrica

VT Autosinc.

G

G Carga Local

Figura 19

Restauración luego de un Disparo en la Interconexión—Caso 1

El segundo método de restauración (caso 2) se utiliza donde el generador de IPP cubre aproximadamente la carga local. En estos casos, la protección de la interconexión dispara el interruptor principal de llegada (interruptor A) como se muestra en la Figura 20. A menudo, las instalaciones del IPP pueden contar internamente con rechazo [separación] de cargas por baja frecuencia, tal como es el procedimiento en las instalaciones petroquímica y de pulpa y papel, para adaptar la carga local a la generación de IPP disponible luego de la separación de la empresa eléctrica. Para resincronizar las instalaciones del IPP al sistema de la empresa eléctrica, se requiere un relé de comprobación de sincronismo más sofisticado, que mide no sólo el ángulo de fase (∆θ) sino el deslizamiento (∆F) y la diferencia de voltaje (∆V) entre los sistemas de la empresa eléctrica y del IPP. Típicamente, dichos relés supervisan el recierre manual local y remoto.

— 21 —

Al Sistema de la Empr. Eléctrica

VT

Relé Digital de Multifunción

Relé de Interconexión

CT

25

*

Dispara A Recierra A

A VT B

* Requisitos del Relé 25

C

∆Φ - Dif. de Fase ∆F - Deslizamiento

G

G

∆V - Dif. de Voltaje

Carga Local

Figura 20

Restauración luego de un Disparo en la Interconexión—Caso 2

Uso de la Tecnología Digital para Protección de Interconexiones Los modernos relés digitales de multifunción cuentan con diversas características que los hacen ideales para la protección de interconexiones de generadores de IPP. Las más importantes de dichas características son la funcionalidad seleccionable por el usuario, el autodiagnóstico, la capacidad de comunicaciones y el monitoreo oscilográfico. Funcionalidad Seleccionable por el Usuario (“Selección Cuidadosa”)

Como se ha indicado en este artículo, la funcionalidad de la protección de interconexiones varía mucho según el tamaño del generador, el punto de interconexión al sistema de la empresa eléctrica, el tipo de generador (de inducción o sincrónico) y la configuración del transformador de interconexión. Estas variables hacen que la funcionalidad seleccionable (“selección cuidadosa”) sea una característica de gran importancia. Dicha característica permite que la configuración específica del relé digital de multifunción sea controlada por el usuario, no por el fabricante. El costo es proporcional al nivel de funcionalidad que se requiera. El usuario que adquiere un costoso conjunto de multifunción para interconexiones e inhabilita numerosas funciones porque no son apropiadas para su aplicación específica, diluye las ventajas económicas de la protección tipo multifunción. Al utilizar un relé con las funciones básicas necesarias para la mayoría de las aplicaciones y hacer su selección adicional en una “biblioteca” de funciones opcionales, el usuario configura el equipo de protección para la aplicación específica y minimiza su costo. La Figura 21 muestra una típica aplicación en interconexiones que emplea este enfoque.

— 22 —

Sistema de la Empr. Eléctrica

Función Estándar Función Opcional Se usa para Configuración de Transformador de

Interconexión con primario no a tierra

1-VT

ó

Transformador de Interconexión

Típico Relé Multifunción de Interconexión

3-VTs* 1-CT

27N

59N

50N

51N 79

3ó2 VTs

3-CTs

21

47

27

32

51V

59

81 59I O/U

81R

67

60 FL

50

46

25

1-VT

*La conexión con el Transformador de Voltaje (VT) puede ser de triángulo abierto o de fase a tierra con un sólo VT, dependiendo de la aplicación.

Figura 21

Diagrama Unifilar de un Relé Digital de Multifunción para Interconexiones

Autodiagnóstico

El autodiagnóstico de un relé digital de multifunción permite la detección inmediata de fallas en el relé. Si no se cuenta con protección de interconexiones, el generador de IPP así como el sistema de la empresa eléctrica pueden verse sometidos a condiciones perjudiciales tales como las corrientes de falla no detectadas, los sobrevoltajes y el alto esfuerzo torsional del eje del generador de IPP debido al recierre automático. Por estas razones, el autodiagnóstico adquiere cada vez mayor importancia. Muchas empresas eléctricas optan por disparar el generador de IPP cuando falla el conjunto de protección de la interconexión, para evitar

— 23 —

dichas condiciones perjudiciales. El autodiagnóstico da a la empresa eléctrica cierto grado de seguridad sobre el buen funcionamiento de la protección de la interconexión. Las antiguas tecnologías electrónicas o electromecánicas no ofrecían este margen de seguridad. Capacidad de Comunicaciones

Todos los relés digitales de multifunción cuentan con puertos de comunicaciones. Por lo general son del tipo RS-232, RS-485, o en algunos casos, conexiones de fibra óptica. La mayoría de los IPPs medianos o grandes están obligados a proporcionar a la empresa eléctrica datos telemétricos continuos sobre la operación del generador. Típicamente se les exige información tal como el estado (abierto o cerrado) de interruptores clave de generación e interconexión, así como la salida instantánea en MW o MVAr del generador. Gran parte de esta información puede obtenerse mediante el conjunto de relés de interconexión, eliminando la necesidad de contar con transductores y medición adicional. Asimismo, la capacidad de interrogar al relé de protección de interconexión desde un lugar remoto para determinar los eventos de operación del relé permite disponer de información esencial para restaurar la unidad de IPP al servicio. Monitoreo Oscilográfico

El monitoreo oscilográfico de las entradas del relé (corrientes y voltajes) proporciona información sobre la causa de la operación del relé de interconexión e indica si el relé ha funcionado de acuerdo a lo planeado. Como la protección de interconexiones se aplica en el punto de acoplamiento común entre la empresa eléctrica y las instalaciones del IPP, el monitoreo oscilográfico ofrece información valiosa sobre cuál es el sistema que ha provocado el disparo. La información oscilográfica ha permitido resolver desacuerdos entre empresas eléctricas y propietarios de IPPs sobre la causa de eventos de disparo específicos.

Conclusiones La protección de interconexiones tendrá mucha mayor importancia en el próximo milenio, si se materializan las predicciones de numerosos expertos en la industria. La protección de interconexiones bien diseñada deberá atender los aspectos que preocupan a los propietarios de generadores de IPP así como a las empresas eléctricas. En este artículo se ha intentado resumir los puntos principales que las empresas eléctricas y los propietarios de IPPs deben considerar al establecer requisitos de interconexión. Uno de los aspectos más importantes y que se ignora con mayor frecuencia, es la configuración del transformador de interconexión. Esto juega un rol fundamental en la minimización del sobrevoltaje potencial en el sistema de la empresa eléctrica, así como en la determinación de los requisitos para la protección de la interconexión. Los requisitos funcionales de la protección de interconexiones varían considerablemente. Los factores que determinan los requisitos de la protección incluyen: el tamaño del generador, el punto de interconexión con el sistema de la empresa eléctrica, el tipo de generador (de inducción o sincrónico), y los niveles de contraalimentación de fallas. Estas variables hacen que la funcionalidad seleccionable por el usuario o de “selección cuidadosa” sea una característica muy importante en los modernos relés digitales de multifunción para interconexiones. Además de la lógica de disparo se requiere restauración automática, que puede ser incorporada en un conjunto de relés digitales para interconexión. Esperamos que los aspectos enfatizados en este artículo sean de utilidad para las empresas eléctricas a la hora de evaluar sus procedimientos de interconexión.

Referencias [1] ANSI/IEEE Std. 1001-1988, “Guide for Interfacing Dispersed Storage and Generation Facilities with Electric Utility Systems” (Guía para el Interfaz de Instalaciones Dispersas de Almacenamiento y Generación con Sistemas de Empresas Eléctricas). [2] Donahue, K.E., “Relay Protection Interface and Telemetry Requirements for Non-Utility Generators and Electric Utilities” (Requisitos de Telemetría e Interfaz de Relés de Protección para Generadores no de Empresas Eléctricas y Empresas Públicas de Electricidad), 1998 Power Generation Conference, Orlando, Florida. [3] Mozina, C.J., “Protecting Generator Sets Using Digital Technology” (Protegiendo Grupos Generadores Mediante Tecnología Digital), Consulting/Specifying Engineer Magazine, EGSA Supplement, November 1997.

— 24 —

[4] Feero, Gish, Wagner and Jones, “Relay Performance in DGS Islands” (Desempeño de los Relés en Islas de DGS”, IEEE Transactions on Power Delivery, January 1999. [5] ANSI/IEEE C37.102-1995, “IEEE Guide for AC Generator Protection” (Guía del IEEE para la Protección de Generadores de CA). [6] Yalla, Hornak, “A Digital Multifunction Relay for Intertie and Generator Protection” (Un Relé Digital de Multifunción para la Protección de Interconexiones y Generadores), Canadian Electrical Association Conference, March 1992.

Acerca del Autor Chuck Mozina es el Gerente de Aplicaciónes, Productos y Sistemas de Protección de Beckwith Electric Co. Es responsable de la aplicación de productos y sistemas Beckwith que se utilizan en protección de generadores y en esquemas de protección de interconexiones, sincronización y transferencia de barras. Chuck es miembro activo del IEEE Power System Relay Committee (PSRC) (Comité sobre Relés de Sistemas de Energía Eléctrica del IEEE) y fue presidente del Rotating Machinery Subcommittee (Subcomité sobre Máquinas Rotativas). Es también miembro activo del comité IAS I&CPS del IEEE, que se ocupa de la protección de sistemas industriales. Chuck es el representante de EE.UU. al CIGRE Study Committee 34 on System Protection (Comité 34 de Estudios del CIGRE sobre Protección de Sistemas) y dirige un grupo de trabajo del CIGRE sobre protección de generadores. Ha dirigido también el equipo de trabajo del IEEE que produjo el instructivo “The Protection of Synchronous Generators” (La Protección de Generadores Sincrónicos), que ganó el Outstanding Working Group Award (Distinción al Grupo de Trabajo Sobresaliente) del PSRC en 1995. Chuck obtuvo en 1993 la distinción Career Service Award (Distinción al Servicio Profesional) del PSRC. Chuck se graduó como Bachiller en Ciencias en Ingeniería Eléctrica en la Purdue University, y es autor de diversos ensayos y artículos en revistas sobre protección con relés. Tiene más de 25 años de experiencia como ingeniero de protecciones en Centerior Energy, una importante empresa eléctrica privada en Cleveland, Ohio, donde fue Gerente de la Sección de Protección de Sistemas. Se desempeñó también como profesor en la Escuela de Graduados de Ingeniería Eléctrica en Cleveland State University y es un Ingeniero Profesional registrado en el estado de Ohio, EE.UU.

— 25 —