Instalación de Arrancadores Suaves en Bombas Agua Alimentación Central Térmica ITABO I

RESUMEN

El arranque de motores de alta capacidad es un proceso que genera transitorios en los sistemas eléctricos de potencia. Esto es debido a que los motores, en el momento de ser arrancados, consumen varias veces su corriente nominal. Los transitorios están asociados a las altas corrientes con componentes reactivas que provocan caídas bruscas en los voltajes del sistema. En ITABO I existía una situación crítica durante los procesos de arranques de las bombas de agua de alimentación de la caldera. Este artículo trata acerca de cómo se manejó el problema de los arranques de estos motores, de modo que se redujeran y controlaran las perturbaciones eléctricas, se aumentara la disponibilidad de estas bombas y se mejorara la confiabilidad operacional de la planta.

INTRODUCCION

Los motores de las bombas de agua de alimentación de la caldera en ITABO I son motores de inducción de 5697 HP, 690A nominal, que trabajan a 4160Voltios y que durante el arranque pueden consumir alrededor de 5.5 veces su corriente nominal. Este aumento de la corriente se mantiene hasta que la bomba alcance su velocidad nominal. Estos motores se utilizan para llevar el agua de alimentación hacia la entrada de la caldera, la cual convierte el agua en vapor. Este vapor se dirige hacia la turbina para hacerla girar y mover el rotor del generador eléctrico. En las plantas térmicas las bombas de agua de alimentación son un equipo de alta criticidad, ya que son un componente imprescindible en el funcionamiento del ciclo termodinámico. Por esto, es muy importante para la operación de la planta térmica el disponer de bombas de agua de alimentación que sean confiables y que estén disponibles para cuando se requiera su puesta en servicio.

ANTECEDENTES

El proceso de arranque de las bombas de agua de alimentación (BAA) de ITABO I requería la ejecución de una serie de maniobras tanto a lo interno del sistema eléctrico de ITABO como a lo externo en la red del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de la República Dominicana. Antes de arrancar una bomba de estas, en ITABO se cambiaba de fuente de alimentación desde el transformador auxiliar de la unidad hasta el transformador de arranque. Esto se realizaba debido a que el transformador de arranque tenía un devanado terciario especial, lo que lo hacía más capaz para los arranques de las BAA.

A lo externo se realizaban cortes de energía para que el voltaje del sistema de 138kV mejorara, y por lo tanto, también mejorara el voltaje de la barra de arranque de 4.16kV de ITABO. Esto se hacía para disponer de una fuente de energía robusta que limitara la caída de la tensión a niveles que no activaran la protección de mínima tensión, la cual se activaba a los 3558 Voltios. La experiencia demostraba que si el voltaje de la barra de arranque estaba por debajo de 3900 Voltios, se corría el riesgo de disparar la barra completa por mínima tensión lo que causaría una salida de la planta.

Figura 1. Voltaje barra 4.16kV en proceso de arranque motor BAA
Figura 1. Voltaje barra 4.16kV en proceso de arranque motor BAA

Según la medición mostrada en la figura 1, puede verse que el voltaje cae de 4160 (104.0) V hasta 3528 (88.2) V durante el arranque del motor de la BAA 1A. Esto representa una caída del 15.2%. También puede verse la diferencia en la magnitud de voltaje cuando se cambia de fuente de alimentación. En esta ocasión, aunque el voltaje alcanzó niveles de activación del relé de mínima tensión, no hubo disparo debido a la característica de tiempo inverso del relevador.

En otras ocasiones el desenlace no era favorable, sino que ocurría un colapso total del voltaje (Figura 2), provocando la salida forzada de la unidad.

Figura 2. Colapso de voltaje barra 4.16kV en proceso de arranque motor BAA
Figura 2. Colapso de voltaje barra 4.16kV en proceso de arranque motor BAA

Una segunda dificultad se presentaba por efectos acumulativos en las bobinas de los estatores de los motores de las BAA. Debido a la alta corriente demandada en el arranque de estos motores, se producían esfuerzos electromecánicos de grandes proporciones en las cabezas de las bobinas, lo que producía deformaciones que gradualmente iban a provocar la falla del motor. En más de dos ocasiones ocurrieron fallas en el estator del motor debido a desplazamiento de las cabezas de bobinas. Ver figura 3.

Figura 3. Falla en estator motor BAA 1B
Figura 3. Falla en estator motor BAA 1B

Para contrarrestar los esfuerzos electromecánicos que sufrían estas bobinas, se procedió a realizar un diseño especial de amarre de la bobina (Figura 4), de esta manera se reducían los desplazamientos del bobinado en el momento de arranque. Sin embargo, esto no era una solución definitiva a los esfuerzos electromecánicos ni a los problemas de caída de voltaje.

Figura 4. Amarres reforzados diseñados especialmente
para bobinas del motor BAA 1A
Figura 4. Amarres reforzados diseñados especialmente
para bobinas del motor BAA 1A

Lo anterior creó la necesidad de hacer una mejora al sistema de arranque de los motores de las BAA, con lo que surgió la idea de los arrancadores suaves (SOFT STARTERS).

INSTALACION Y PRUEBAS DE SOFT STARTERS

El esquema propuesto de instalación para los SOFT STARTERS se muestra en la figura 5. Puede verse que la instalación existente consistía en un arranque directo a la línea de voltaje (DIRECT ONLINE, DOL), mientras que la instalación nueva no conectaba directamente la línea al motor, sino a través del SOFT STARTER.

Figura 5. Esquema propuesto de instalación de SOFT STARTERS en motores BAA
Figura 5. Esquema propuesto de instalación de SOFT STARTERS en motores BAA

Se realizaron muchas pruebas de comparación para determinar cuánto mejoraba la caída de voltaje en el momento de arrancar el motor de la BAA. Se hicieron mediciones de voltaje y corriente bajo diversos escenarios, se graficaron, se registraron valores máximo y mínimo, y se recomendaron parámetros de ajuste de tiempo de aceleración y de corriente inicial. Estos escenarios se describen a continuación.

Arranque Directo en Vacío. Lo primero y más lógico era hacer oscilografía para medir la corriente y el voltaje en un arranque directo a la línea (DOL). De esta manera se tendría una referencia para realizar luego las comparaciones. En la figura 6 se muestra la corriente de arranque en vacío para el motor de la BAA 1A.

Figura 6. Gráfica de Corriente de Arranque en Vacío de la BAA 1A
Figura 6. Gráfica de Corriente de Arranque en Vacío de la BAA 1A

Los resultados de estas mediciones fueron:

3167A-rms

4480A-pico

6400 A-pico asimétrico

5segs.-duración transitorio

4.6-Veces corriente arranque

Respecto al voltaje, las mediciones se muestran en la figura 7.

Figura 7. Gráfica de caída de voltaje con arranque directo de la BAA 1A en vacío
Figura 7. Gráfica de caída de voltaje con arranque directo de la BAA 1A en vacío

En este arranque directo el voltaje de la barra era de (111.3×4400/115) = 4258 Voltios. La caída de tensión fue hasta (98.7×4400/115) = 3776 Voltios. Esto, en términos porcentuales representa una caída de (4258-3776)/4258×100 = 11.32%.

Arranque 1 con SOFT STARTER con carga. Se procedió a realizar un ajuste inicial en los parámetros del SOFT STARTER. La corriente inicial aplicada fue de 400% de la corriente nominal y un tiempo de aceleración de 5 segundos (ver Figura 8).

Figura 8. Gráfica de Corriente de Arranque con SOFT STARTER y con carga de la BAA 1A
Figura 8. Gráfica de Corriente de Arranque con SOFT STARTER y con carga de la BAA 1A

Los resultados de estas mediciones fueron:

2720A-rms

3847A-pico

5600 A-pico asimétrico

23segs.-duración transitorio

3.9-Veces corriente arranque

Respecto al voltaje, las mediciones se muestran en la figura 9.

Figura 9. Gráfica de caída de voltaje con SOFT STARTER con carga de la BAA 1A
Figura 9. Gráfica de caída de voltaje con SOFT STARTER con carga de la BAA 1A

En este arranque con SOFT STARTER el voltaje de la barra era de (110.7×4400/115) = 4235 Voltios. La caída de tensión fue hasta (99.8×4400/115) = 3818 Voltios. Esto, en términos porcentuales representa una caída de (4235-3818)/4235×100 = 9.8%.

Arranque 2 con SOFT STARTER con carga. Se procedió a variar el ajuste inicial en los parámetros del SOFT STARTER. La corriente inicial aplicada fue de 350% de la corriente nominal y un tiempo de aceleración de 7 segundos (ver Figura 10).

Figura 10. Gráfica de Corriente de Arranque con SOFT STARTER y con carga de la BAA 1A
Figura 10. Gráfica de Corriente de Arranque con SOFT STARTER y con carga de la BAA 1A

Los resultados de estas mediciones fueron:

2270A-rms

3210A-pico

No -pico asimétrico

22segs.-duración transitorio

3.3-Veces corriente arranque

Respecto al voltaje, las mediciones se muestran en la figura 11.

Figura 11. Gráfica de caída de voltaje con SOFT STARTER con carga de la BAA 1A
Figura 11. Gráfica de caída de voltaje con SOFT STARTER con carga de la BAA 1A

En este arranque con SOFT STARTER el voltaje de la barra era de (110.8×4400/115) = 4239 Voltios. La caída de tensión fue hasta (101.2×4400/115) = 3872 Voltios. Esto, en términos porcentuales representa una caída de (4239-3872)/4239×100 = 8.7%.

Coordinación de los dispositivos de sobrecorriente. Otro aspecto que se tomó en cuenta es el relacionado con los niveles de corriente en la barra auxiliar de ITABO I. Esta barra tiene una corriente nominal de diseño de 2500 Amperes.

Figura 12. Curva de tiempo inverso del relé sobrecorriente IAC54A de la interconexión de barras ITABO I
Figura 12. Curva de tiempo inverso del relé sobrecorriente IAC54A de la interconexión de barras ITABO I

El ajuste original del relé de protección de sobrecorriente del tipo IAC54A estaba en el tap 5 y el dial de tiempo 5. La relación del transformador de corriente es 2500/5. Esto significa que el disco del relé va a empezar a moverse con 2500 amperes circulando por la barra. Cuando se arranca una BAA directamente, estando la unidad en servicio con la otra BAA funcionando, la corriente en la barra alcanza el valor de 4500 amperes. Esto es 1.8 veces el tap, por lo que el relé de sobrecorriente dispararía a los 8.5 segundos. Por otro lado, cuando se arranca una BAA con un arranque suave, estando la unidad en servicio con la otra BAA funcionando, la corriente en la barra alcanza el valor de 3700 amperes. Esto es 1.48 veces el tap, por lo que el relé de sobrecorriente dispararía a los 30 segundos (Figura 12). Por lo tanto, con los SOFT STARTERS la barra tiene una reserva de capacidad térmica mayor.

BENEFICIOS OBTENIDOS

Puede verse que con la utilización de SOFT STARTERS la caída de tensión en la barra de arranque es menor, lo que reduciría considerablemente la posibilidad de disparos por mínima tensión en el momento de arrancar las BAA. Esto se traduce en una mejora significativa en la disponibilidad de este equipo y en un aumento de la confiabilidad de la planta.

Por otro lado, como resultado de una aplicación gradual del voltaje a las bobinas del motor en el momento de arranque, se obtiene un beneficio importante al reducir los esfuerzos electromecánicos que históricamente han provocado averías en estos motores. De esta manera se prolonga la vida útil de estos motores, eliminando los costos que se incurrían en las reparaciones de estos motores.

La siguiente tabla comparativa ilustra los beneficios en relación a las caídas de voltaje, donde se mejora significativamente de un 15.2% hasta un 8.7%. Puede notarse también la diferencia de las corrientes de arranque.

REFERENCIAS

[1] J. Bredthauer and N. Struck, ‘‘Starting of large medium voltage motors: Design, protection and safety aspects,’’ IEEE Trans. Ind. Applicat., vol. 31, pp. 1167–1176, Sept./Oct. 1995.

[2] F. Endrejat and P. Pillay, ‘‘The Soft Starters: Adjustable-speed systems for multiple megawatt rated motors,’’ IEEE Ind. Applicat. Magazine, Nov./Dic. 2008.

Experiencia Sincronización Generador con distintos niveles de tensión

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.

Debido a esto, la gerencia contrató un supervisor de más de 30 años de experiencia en temas de protecciones, para que verificara que lo que estábamos haciendo como principiantes quedara bien.

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 entendió 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 mirando 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 Sincronismo y Grupos Vectoriales

Sincronismo

Para sincronizar un generador a una red eléctrica, hay tres parámetros que debemos tomar en cuenta: la diferencia de las magnitudes de voltaje, la diferencia en los ángulos de los voltajes junto con la rotación y la diferencia de frecuencia.

Si consultamos la norma IEEE Std C37.102-2006 Guide for AC Generator Protection encontraremos información con requisitos mínimos para los valores que debemos considerar en la función 25 de sincronismo para generadores. Los límites típicos son:

  • Diferencia angular: Dentro de ± 10 grados eléctricos. El cierre del interruptor debería ocurrir idealmente cuando el generador y la red tienen diferencia angular de cero grados entre sí. Para lograr esto, al momento de cerrar el interruptor debe ejecutarse el comando de cierre ligeramente antes de que la diferencia angular sea cero, tomando en consideración el tiempo de cierre del interruptor. Esto se expresa matemáticamente como se muestra en la ecuación siguiente:

    Ø=360FsTs

    Donde:

    Ø es la diferencia angular en grados a medida que este valor tiende hacia cero

    Fs es la diferencia de la frecuencia en Hz

    Ts es el tiempo de cierre del interruptor en segundos

Por ejemplo, asumamos que el tiempo de cierre del interruptor es 50 milisegundos y queremos que el cierre ocurra para una diferencia de frecuencia de 67mHz, ¿en qué diferencia angular debería ejecutarse el comando de cierre?

Utilizando la ecuación anterior, tenemos que 360×0.067×0.05 = 1.2 grados. El comando de cierre debe ejecutarse para 1.2 grados cuando la diferencia angular tiende a cero.

  • Diferencia magnitud de voltaje: 0% a + 5%. La diferencia de voltaje no debe exceder el 5%. Nótese que lo recomendable es que el voltaje del generador sea ligeramente mayor al del sistema. Esto ayuda a mantener la estabilidad del sistema asegurando que exista un flujo de reactivos HACIA la red. Si el voltaje del generador está por debajo del sistema, entonces el generador va a absorber reactivos del sistema y puede afectar la estabilidad de la tensión o activar relés de pérdida de excitación con ajustes muy sensibles.
  • Diferencia de frecuencia: Menos de 0.067 Hz. Aquí también es recomendable que el generador esté ligeramente más rápido que el sistema. Esto ayuda a que el generador tome una carga inmediatamente sincroniza a la red. Si la frecuencia del generador es menor al momento de sincronizar, entonces el generador puede motorizarse y ocurrir una salida por la activación de la protección de potencia inversa en caso de que esté muy sensible. La diferencia de frecuencia debe considerar las limitaciones del sistema de control y la respuesta de los reguladores de velocidad de las máquinas motrices.

Aunque IEEE C37.102 recomienda que la diferencia no exceda 67mHz, he visto que muchos sistemas de control de turbinas de vapor y motores de combustión utilizan un ajuste de 100mHz o mayor para la ventana de frecuencia. Este ajuste es normal en sistemas de control con respuestas lentas o donde ocurren muchas oscilaciones de frecuencia repetitivas en el tiempo, y si no se amplía la ventana de frecuencia, se prolongaría excesivamente la obtención de condiciones de sincronismo.

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
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
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
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 que indica el tipo de conexión de los devanados de un transformador y su relación angular. Por ejemplo YNd1 significa lado de alta tensión en estrella con neutro externo, lado de baja tensión en delta y desfase angular de 1×30 = 30 grados, en el que el lado de baja tensión retrasa el lado de alta tensión.
  2. Comtrade es un formato de archivo para intercambio de datos que define el estándar IEEE C37.111-2013 IEEE/IEC Measuring relays and protection equipment – Part 24: Common format for transient data exchange (COMTRADE) for power systems el cual contiene información de capturas de registros de oscilografías y eventos obtenidos de relés de protección, registradores de eventos o modelos de sistemas eléctricos.