Sincronización Luego de Cambio de Trafo

Introducción

Estaba en una de las principales generadoras de la República Dominicana. Un ciclo combinado con capacidad total de 320MW utilizando gas natural. Era enero del año 2009 y, siendo empleado de esta generadora, se me había encomendado la tarea de sustituir una protección diferencial de transformador. La protección existente era ALSTOM TDT34 con tecnología electrónica de segunda generación y el relé nuevo era un SEL-387E.

La razón de la sustitución era que había fallado un transformador con grupo vectorial YNd1¹ y se estaba reemplazando por otro que tenía grupo vectorial YNd11. La protección existente había operado durante la falla, pero la gerencia de la planta quería una protección del tipo microprocesador para tener capacidad de análisis de eventos con archivos comtrade² y también tener una protección más moderna.

Era mi primera experiencia configurando e instalando un relé de protección diferencial de transformador. Ya lo había hecho con relés más sencillos de motores. Pero con un relé diferencial de transformador…la cosa era distinta. ¿Cuántas salidas tendremos por una mala configuración del relé diferencial? ¿Podrá la planta alcanzar la plena carga sin un disparo de esta protección? ¿Qué pasaría cuando ocurran fallas externas en la línea? Todas las anteriores eran preguntas que se mencionaban en cada reunión.

Todos nos concentramos en el relé diferencial del transformador y la verdad es que quedó perfecto. Lo que no se nos ocurrió nunca era que había otra protección que debimos verificar antes de intentar sincronizar el generador a la red y era la protección 25 de verificación del sincronismo.

Era alrededor de las 11:00 p.m. cuando hicimos el primer intento de sincronismo. El sistema de control de la excitación y de regulación de velocidad de la turbina hicieron su trabajo. Estaban persiguiendo al voltaje y la frecuencia del sistema. Cuando el dispositivo 25 observó que habían condiciones de sincronismo, ejecutó el comando de cierre al interruptor del generador…Luego de esto, se escuchó un fuerte sonido y se activó la protección diferencial del generador. Había un personal de operaciones que estaba cerca de la subestación y me percaté que dijo “se escuchó feo cuando cerró el interruptor, yo nunca lo había escuchado así”.

Luego de mucho análisis, nos percatamos que con el cambio de grupo vectorial del transformador, también cambiaban los ángulos en los voltajes que estaba observando el dispositivo 25 de sincronismo. Alrededor de las 7:00am del día siguiente, luego de realizar algunos ensayos para determinar que el transformador y generador no habían sufrido durante la falla, logramos realizar una sincronización exitosa del generador. Este fue el análisis llevado a cabo.

Análisis de Grupos Vectoriales

Para realizar la sincronización del generador a la red en esta generadora, este se lleva a cabo en el lado de alta tensión del transformador. El transformador está conectado directamente a la salida del generador, sin pasar por un interruptor, por medio de unos ductos de fase aislada. Como la corriente nominal para 18kV de este generador está alrededor de 8500A, un interruptor de esta capacidad no sería costo-efectivo.

En la figura 1 se muestra el diagrama unifilar del generador-transformador, la conexión de los transformadores de voltaje que alimentan el dispositivo 25 y el diagrama fasorial para el grupo de conexión YNd1. Esta era la instalación existente del transformador que falló. Puede observarse lo siguiente:

Figura 1. Diagrama conexión de dispositivo de sincronismo (25) con medición de voltaje A-N en lado 138kV y voltaje A-B en lado 18kV, y grupo vectorial YNd1 de transformador para determinar ángulos de voltajes

• Los voltajes de sincronización se toman de los lados de 138 y 18kV, por lo tanto el dispositivo 25 debe considerar la diferencia angular para este grupo de conexión del transformador.
• El dispositivo 25 existente es monofásico y no hace cálculos de compensación de ángulos, por lo tanto hay que llevarle los voltajes de ambos lados ya con la misma fase angular.
• Para el grupo vectorial YNd1, se toman las fases de voltaje que tengan el mismo ángulo, en este caso las fases A-N del lado de 138kV y las fases A’-B’ del lado de 18kV. Esto se observa del diagrama fasorial al ver los vectores que estén en paralelo. Pudieron igualmente utilizarse las fases B-N del lado 138kV y B’-C’ del lado de 18kV, o las fases C-N de 138kV y C’-A’ de 18kV.
• En el lado de los voltajes secundarios de 138kV hay un transformador intermedio con relación 1:√3, que se utiliza para aumentar la magnitud del voltaje de L-N a voltaje de L-L del lado de 138kV y así el dispositivo 25 vea magnitudes similares.
• Cuando el dispositivo 25 vea en los voltajes secundarios los valores 115V ∡90º, entonces indiscutiblemente los valores primarios estarán en condiciones de sincronismo.

En la figura 2 se muestra el diagrama unifilar del generador-transformador, la conexión de los transformadores de voltaje que alimentan el dispositivo 25 y el diagrama fasorial para el grupo de conexión YNd11. Esta fue la conexión inicial que se realizó luego de reemplazar el transformador. Puede observarse lo siguiente:

Figura 2. Diagrama conexión de dispositivo de sincronismo (25) con medición de voltaje A-N en lado 138kV y voltaje A-B en lado 18kV, y grupo vectorial YNd11 de transformador para determinar ángulos de voltajes

• Al mantenerse la misma conexión secundaria de los voltajes, cuando el dispositivo 25 vea el voltaje secundario del lado 138kV con los valores 115V ∡90º, entonces el voltaje secundario del lado de 18kV estará en valores 115V ∡150º. Esto representa una diferencia angular de 60º. Por lo tanto, el permiso de sincronismo iba a ejecutarse con esta diferencia angular en los valores primarios, provocando el cierre del interruptor con condiciones fuera de sincronismo.

Luego de realizar el análisis anterior nos percatamos de por dónde podíamos resolver el problema del sincronismo del generador. Por esto en la figura 3 se observa lo siguiente:

Figura 3. Diagrama conexión de dispositivo de sincronismo (25) con medición de voltaje A-N en lado 138kV y voltaje A-C en lado 18kV, y grupo vectorial YNd11 de transformador para determinar ángulos de voltajes’.

• Al utilizar la fase c’ en lugar de la b’ en el dispositivo 25, se observa que cuando el dispositivo 25 vea en los voltajes secundarios los valores 115V ∡90º, entonces indiscutiblemente los valores primarios estarán en condiciones de sincronismo.

Lecciones Aprendidas

1. Es importante entender la relación de los ángulos de los voltajes y corrientes en los lados de un transformador.
2. Para los relés de sincronismo, las mediciones de los voltajes secundarios deben ser un reflejo de las magnitudes y ángulos de los valores primarios.
3. Para verificar sincronismo con medición a diferentes niveles de voltaje, es recomendable realizar una energización completa del circuito primario y secundario, y así verificar las magnitudes y ángulos en condiciones de sincronismo previo a la sincronización definitiva. De esta manera se pueden corregir conexiones de voltajes en el secundario. Esta prueba habría evitado el cierre del interruptor con condiciones fuera de sincronismo.

¹ Grupo Vectorial es una nomenclatura de la IEC con la cual se representa la conexión de los devanados de alta y baja tensión de un transformador de potencia. También indica el desfase angular entre los devanados.

² Comtrade es un formato de datos en el cual se almacenan los registros de los relés de protección o softwares de modelado de sistemas de potencia, conteniendo información de valores análogos de fallas y valores digitales. Está normado por el estándar IEEE Std C37.111-2013 Common format for transient data exchange (COMTRADE) for power systems. La norma equivalente del grupo IEC es IEC 60255-24 Edition 2.0 2013-04.