CAP. 10 Protección de Transformadores

CAPÍTULO 10 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y REACTORES

10.1

INTRODUCCIÓN

El transformador de potencia es uno de los elementos más importantes del sistema de transmisión y distribución. La elección de la protección apropiada puede estar condicionada tanto por consideraciones económicas como por el tamaño del transformador. No hay una forma normalizada para proteger todos los transformadores. La mayoría de las instalaciones requieren análisis individuales para determinar el esquema de protección mejor, más efectivo y menos costoso. Normalmente, es técnicamente factible más de un esquema y las alternativas pueden ofrecer diferentes grados de sensibilidad, velocidad y selectividad. El esquema seleccionado será el que permita un buen balance y combinación de esos tres elementos así como un costo razonable.

10-2 En protección de transformadores se debe considerar una protección de respaldo, dado que la falla de un relé ó interruptor asociado con el transformador durante una falla en él, puede causar tal daño al transformador, que su reparación no sea económicamente rentable. Las condiciones anormales de operación posibles en transformadores y autotransformadores no tienen la diversidad encontrada en generadores. Estos, en general, están sometidos a cortocircuitos internos de los cuales se protegen con relés diferenciales porcentuales ó de alta impedancia y con relés de presión ó acumulación de gas. También están sometidos a sobrecorrientes por fallas externas contra las cuales se protegen con relés de sobrecorriente. Se recomienda que la protección provoque el disparo instantáneo de todos los interruptores del transformador en caso de falla interna (protección primaria), y que también desconecte el transformador en caso de cortocircuito externo, a modo de respaldo. Por lo general no se requiere protección externa contra sobrecarga, pues el transformador (excepto los de capacidad relativamente pequeña) tiene una protección inherente. Las sobretensiones sostenidas pueden ser dañinas para los transformadores, sobre todo si sobrepasan el valor de saturación, pero casi nunca se requiere dotar al transformador de una protección contra ellas, pues está incluida en los equipos de regulación y control del sistema. La excepción son los transformadores elevadores de las plantas generadoras, que pueden estar sometidos a sobretensiones cuando la planta queda aislada del sistema, y requieren protección contra esta condición anormal. Esta protección se brinda por lo general en forma conjunta para el generador y el transformador. La protección contra cortocircuitos internos es por lo general de tipo diferencial en transformadores de capacidades superiores a un valor del orden de 5 a 10 MVA. Un transformador de menor capacidad ubicado en un punto importante del sistema puede requerir protección diferencial. En los transformadores de capacidades pequeñas la protección contra fallas internas es generalmente de sobrecorriente, por medio de relés ó de fusibles. La protección de respaldo para fallas externas puede ser de sobrecorriente (con ó sin direccionalidad) ó de distancia, dependiendo del tipo de protección que tengan las líneas adyacentes al transformador. Adicionalmente, los transformadores y autotransformadores pueden sufrir sobrecalentamientos y sobrecargas que se pueden detectar con resistencias detectoras de temperatura y con relés

10-3 de sobrecarga, respectivamente. En la Figura 10.1 se ilustra un esquema general de protecciones para un transformador en una subestación de carga.

Figura 10.1 En el presente capítulo se estudian los tipos fundamentales de protecciones de transformadores, autotransformadores y reactores, así como los principios de operación, las conexiones y parámetros de ajuste de dichas protecciones. 10.2

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR

El relé diferencial de corriente es el tipo de protección más usada para transformadores de 10 MVA en adelante. La protección diferencial es muy apropiada para detectar las fallas que se

10-4 producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta protección. 10.2.1

TIPOS

DE

RELÉS

DIFERENCIALES

PARA

LA

PROTECCIÓN

DE

TRANSFORMADORES Para implementar la protección diferencial se usan relés de varias clases, así: !"

Protección Diferencial Usando Relés de Sobrecorriente Temporizados

Estos relés de sobrecorriente sin restricción son poco usados en aplicaciones actuales, debido a que son susceptibles de operar mal por causas tales como: corriente de magnetización “inrush” cuando se energiza el transformador y errores de saturación ó errores de diferencia de los transformadores de corriente. !"

Protección Diferencial Usando Relés Diferenciales Porcentuales

Esta es una protección que dispone de una restricción para evitar disparos indeseados ante fallas externas debido a la disparidad en los transformadores de corriente. Esto permite incrementar la velocidad y seguridad de la protección con una sensibilidad razonable para corrientes de falla bajas y al mismo tiempo, se pueden obtener beneficios en caso de errores de saturación. Estos relés son aplicables particularmente a transformadores de tamaño moderado localizados a alguna distancia de la fuente de generación mayor. La cantidad de restricción es establecida como un porcentaje entre la corriente de operación (Idiferencial) y la corriente de restricción (Ibias). Cada fabricante usa una definición ligeramente diferente para la pendiente y la cantidad de restricción puede ser fija, ajustable ó variable dependiendo del fabricante. Es de anotar que un relé diferencial porcentual simple puede operar incorrectamente con corrientes inrush.

10-5 !"

Protección Diferencial Usando Relés Diferenciales Porcentuales con Restricción de Armónicos

Algunos relés diferenciales incorporan en su diseño una restricción de armónicos para evitar disparos indeseados debidos a corrientes de inrush. La conexión de este relé en un transformador con conexión Y - ∆, se observa en la Figura 10.2.

Figura 10.2 Dichos relés utilizan al menos la corriente del segundo armónico que está presente en toda energización de transformadores, para restringir ó reducir la sensibilidad del relé durante este periodo. Los relés diferenciales con restricción de armónicos también incluyen una unidad instantánea, la cual se ajusta por encima de la corriente inrush del transformador. 10.2.2

REQUERIMIENTOS A CUMPLIR EN LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR

Se trata de tener en cuenta los siguientes aspectos que influyen en la operación incorrecta del relé diferencial:

10-6

!" Niveles de Tensión Diferentes: Las corrientes nominales del primario y secundario de un transformador son diferentes y para poder comparar las señales de entrada y salida del equipo, se deben escoger adecuadamente las relaciones de transformación de los transformadores de corriente. Los transformadores de corriente, al emplear relaciones de transformación distintas, no compensan la diferencia que se presenta entre las corrientes del lado de alta y baja del transformador, es decir, puede presentarse un posible desequilibrio de relación de transformación de los diferentes transformadores de corriente. Esto se compensa con los factores de “Matching” que tenga el relé. Para la selección de la relación de transformación de los transformadores de corriente es necesario cumplir dos requerimientos fundamentales: a.

Que en régimen normal de operación no se sobrepasen los valores nominales de corriente de los transformadores de corriente ó los relés.

b.

Que para falla externa máxima los errores de los transformadores de corriente no tengan valores muy altos (por lo general se acepta hasta un 10% de error). Este aspecto es particularmente importante, teniendo en cuenta que los tipos y características de los transformadores de corriente del esquema son por lo general diferentes, por corresponder a distintos niveles de tensión.

!" Desfase de 30° entre las Señales de Entrada y Salida: este desfase se produce como consecuencia de la conexión estrella - delta de los transformadores y se puede solucionar con una conexión adecuada de los transformadores de corriente.

!" Desequilibrio de las Señales Provenientes de los Transformadores de Corriente: A grandes corrientes de cortocircuito externo, se producen errores en la comparación de las señales de entrada y salida debido a que los CTs tienen diferentes características de saturación, pudiendo ocurrir una operación indeseada del relé diferencial. Para esto se utiliza una protección de porcentaje diferencial.

!" Corriente Inicial de Magnetización: La corriente de magnetización de un transformador entra por el primario y no sale por el secundario, por lo que representa para la protección

10-7 diferencial una condición semejante a la de una falla interna. Esta corriente puede ser vista por el relé y causar la desconexión del transformador, dado que esta corriente es del orden de 8 a 10 veces la corriente nominal IN, con un tiempo de duración de 100 ms ó más y tiene la forma de la Figura 10.3. Los factores que controlan la duración y la magnitud de esta corriente son el tamaño y localización del transformador, la impedancia del sistema desde la fuente al transformador, las dimensiones internas del núcleo del transformador y su densidad de saturación, el nivel de flujo residual y la forma como el banco se energice.

Figura 10.3 Para evitar este problema, la protección diferencial del transformador puede ser diseñada con sensibilidad reducida al transitorio, usando los armónicos de la corriente de magnetización (también llamada “inrush”) para desensibilizar momentáneamente la operación durante el tiempo de energización, lo cual se puede hacer debido a que la corriente inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicos, particularmente de segundo y cuarto orden, los cuales se pueden utilizar, filtrándolos y haciéndolos pasar por la función de restricción para así insensibilizar al relé durante la energización del transformador. Para realizar la distinción entre la corriente nominal y la corriente de magnetización se utiliza una de las siguientes formas; un relé diferencial con sensibilidad reducida a la corriente de magnetización, un bloqueo ó restricción de armónicos ó unidad supervisora utilizada conjuntamente con el relé diferencial y la insensibilización del relé durante la energización en el transformador.

10-8 10.2.2.1 RELÉS DE SENSIBILIDAD REDUCIDA Los relés de inducción son relativamente insensibles al alto porcentaje de armónicos contenidos en la corriente inicial de magnetización. Estos relés se utilizan con transformadores de dos devanados, si la corriente de magnetización no es muy alta (situación típica de transformadores alejados de las fuentes de generación). Con modificaciones (adicionando bobinas de restricción) se consigue un relé con una característica de porcentaje variable. El porcentaje es bajo en fallas leves, donde el comportamiento de los transformadores de corriente es bueno, y alto en fallas fuertes, donde puede ocurrir saturación de los transformadores de corriente. Este tipo de relé es adecuado para proteger bancos de transformadores no sujetos a altas corrientes iniciales de magnetización, particularmente si se necesitan más de dos circuitos de restricción. El tiempo de operación es de dos a seis ciclos y pendientes de funcionamiento hasta el 50%. A veces se utiliza la adición de una unidad instantánea para protección de transformadores, en aplicaciones donde la corriente por fallas internas puede exceder dos veces la corriente máxima total que fluye a través de la zona diferencial para una falla simétrica externa. La unidad instantánea debe ajustarse al 50% de la corriente de falla externa ó a un valor más alto que la corriente inicial de magnetización del transformador, según la que sea más grande. 10.2.2.2 RELÉS CON BLOQUEO DE ARMÓNICOS Ya que la corriente inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicos, particularmente de segundo orden (valor típico del 63% de la componente de frecuencia fundamental), ésta se puede bloquear y así insensibilizar el relé durante la energización del transformador. El relé debe producir suficiente bloqueo para evitar la operación por el pico de corriente sin hacerlo para fallas externas, las cuales presentan también algunos armónicos. La característica de porcentaje de este tipo de relés va desde 25% en fallas leves hasta 60% en fallas fuertes. La unidad de bloqueo de armónicos tiene un filtro de bloqueo para el segundo armónico en el circuito de operación y un filtro de paso para el mismo en el circuito de la bobina de restricción. Así, la característica predominante del segundo armónico de la corriente de magnetización

10-9 produce un amplio bloqueo con una mínima energía de operación. Para fallas internas se produce suficiente energía de operación por la corriente de la frecuencia fundamental y otros armónicos diferentes del segundo. El tiempo de operación es de 1 ciclo. Se incluye a veces una unidad de disparo instantáneo para asegurar la alta velocidad de operación para fuertes fallas internas cuando la saturación de los transformadores de corriente retarda la actuación del relé. Este relé es apropiado para ser utilizado cerca ó en las centrales de generación en donde pueden presentarse fuertes corrientes de magnetización. 10.2.2.3 INSENSIBILIZACIÓN DEL RELÉ Se insensibiliza el relé cuando se energiza el transformador, conmutando una resistencia en paralelo con la bobina de operación, la cual temporalmente eleva el valor de puesta en trabajo del relé. La resistencia puede conmutarse manualmente cuando se cierra el interruptor del transformador ó automáticamente por medio de un relé de sobretensión retardado. Una desventaja del método de insensibilización consiste en que retarda el disparo, pudiendo ocurrir un cortocircuito durante el periodo de enganche mientras el relé es insensible. La falla puede ser lo suficientemente severa para disminuir la tensión en una forma tal que el relé de sobretensión no opere, dejando el relé diferencial permanentemente con la resistencia conectada, lo cual retardaría demasiado la acción del relé ó inclusive no operaría; la anterior es una gran desventaja ya que el tiempo más propicio para una falla es aquel en el cual el banco es energizado. 10.2.3

CONEXIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE A LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL

El grupo de conexión del transformador de potencia introduce un desfase entre las corrientes primarias y secundaria. Esto se compensa con la adecuada conexión de los transformadores de corriente, es decir, si el transformador de potencia está conectado en delta – estrella ( ∆

– Y), la

corriente trifásica balanceada sufre un cambio angular de 30º, el cual deberá ser corregido conectando el transformador de corriente en estrella – delta (Y Figura 10.2.

– ∆),

como se mostró en la

10-10 En general, la eliminación del desfase se realiza asumiendo flujo balanceado de corrientes a cada lado del transformador. Los transformadores de corriente en el lado Y de un banco deben conectarse en

∆

y los del lado

∆

deben conectarse en

Y,

de esta manera se compensa el

desfase de 30º y se bloquea la corriente de secuencia cero que se presenta cuando hay fallas externas a tierra, dado que cuando los CTs se conectan en

∆, la corriente de secuencia cero

externa circula en el circuito de éstos y evita la operación errónea del relé.

Figura 10.4 Si el transformador ha sido conectado en

∆

en ambos niveles de tensión, los CTs de

interposición deberán ser conectados en Y al relé diferencial. Esta conexión en

∆

se puede

efectuar directamente en los terminales secundarios de los transformadores de corriente, tendencia americana (Figura 10.4) ó con transformadores auxiliares, tendencia europea (Figura

10-11 10.5). Estos transformadores pueden estar localizados, en cualquiera de los lados del transformador de potencia.

Figura 10.5 Para transformadores de tres devanados la conexión de los transformadores de corriente es como se ilustra en la Figura 10.6.

Para bancos conectados

Y

–

Y

aterrizados sin devanado terciario, se debe utilizar una

conexión delta de los CTs. Sería posible usar CTs conectados en

Y si el banco está formado

por tres transformadores bidevanados independientes conectados en Yaterrizado –Yaterrizado. Sin embargo, si este banco es del tipo trifásico, la conexión en delta de los CTs es la recomendada debido a que el flujo residual de secuencia cero genera una delta fantasma. La

10-12 clave en todos casos es que si se utiliza la conexión Y de los CTs, la corriente en por unidad de secuencia cero debe ser igual en ambos lados ante fallas externas.

Figura 10.6 Algunas veces no es posible obtener un valor aceptable de desbalance con las relaciones de transformación disponibles ó por la franja de ajuste permitida por el relé, en cuyo caso se requiere el uso de CTs auxiliares de balance de corrientes. Para transformadores multidevanados como los bancos tridevanados, ó autotransformadores con devanado terciario conectados a circuitos externos, se utiliza un relé con múltiples bobinas de restricción (se puede disponer de relés con 2, 3 4 y hasta 6 bobinas de restricción con un

10-13 devanado de operación simple). Las corrientes a través de las bobinas de restricción estarían en fase y la diferencia de corriente debida a la carga ó a una falla externa seria mínima. Idealmente, esta diferencia sería cero, pero con relaciones de transformación de CTs diferentes en distintos niveles de tensión, esto es posible en casi todos los casos. Con el fin de seleccionar el ajuste adecuado para las protecciones diferenciales de los transformadores, se lleva a cabo un análisis de verificación de la saturación de los transformadores de corriente teniendo en cuenta el estudio de cortocircuito y las curvas de excitación (Tensión vs. Corriente) suministradas por el fabricante.

!

EJEMPLO 10.1:

Efectuar la conexión de los CTs para obtener un funcionamiento correcto de la protección diferencial porcentual del siguiente transformador:

10-14

#" SOLUCIÓN: Para simplificar se supondrá para el transformador de potencia una relación 1:1. (realmente la corriente nominal primaria de los CTs debe escogerse teniendo en cuenta las corrientes nominales de ambos devanados del transformador de potencia). En la Figura 10.7 se puede observar como sería la circulación de las corrientes de carga con la conexión de los CTs propuesta.

Figura 10.7 No hay circulación de corriente por las bobinas de operación, luego no hay disparo. En la Figura 10.8 se presenta la circulación de corriente con esta conexión cuando se presentan fallas a tierra en el lado Y del transformador tanto internas como externas.

10-15 La conexión en

∆

del transformador de potencia permite la circulación de corriente de

secuencia cero en él. La conexión en

∆ de los CTs en el devanado en Y del transformador de

potencia “atrapa” las I0 y no permite que circulen por el relé. (Esto en el caso de falla externa) No se produce disparo.

Para fallas internas en el lado

Y

se presenta circulación por dos bobinas de operación en el

relé; luego se produce el disparo.

Figura 10.8 En el caso de fallas a tierra internas en el lado dos cosas. Primero, si el lado

∆

∆, a la protección diferencial le pueden ocurrir

alimenta una carga no habrá circulación de corrientes de

secuencia cero y por lo tanto, la protección no actuará; para detectar este tipo de fallas se requiere detectar el desbalance de tensión producido durante la falla. Segundo, si la delta está

10-16 conectada a la fuente ó a un sistema interconectado, al ocurrir una falla interna la protección diferencial operará al producirse una distribución de corrientes tal como se ilustra en la Figura 10.9.

En el caso de falla interna considerada en el lado en

Y,

se asume que el sistema al cual se

encuentra conectado el devanado en del transformador puede suministrar por la fase C 2I0 para “completar” la falla a tierra (3I0). Sin embargo si no pudiera efectuarse dicho retorno, o sea el lado

Y alimentando una carga y la fuente en el lado ∆, la circulación de corrientes seria de la

siguiente manera:

Figura 10.9 Al ocurrir circulación de corriente por dos bobinas del relé se producirá disparo. Bajo estas mismas circunstancias, la circulación de corriente en el caso de una falla externa sería como se muestra en la Figura 10.10.

10-17 No hay circulación por las bobinas de operación luego, no se produce disparo.

Figura 10.10 10.2.4

PROTECCIÓN

DIFERENCIAL

PARA

EL

BLOQUE

GENERADOR

TRANSFORMADOR En la Figura 10.11 se presenta la conexión de un bloque generador - transformador de potencia y el transformador de servicios auxiliares. En esta conexión el relé 87T se conecta incluyendo el generador y el transformador (protección adicional para el generador), utilizando CTs diferentes en el neutro del generador. Para fallas en el transformador opera la protección diferencial del bloque, mientras que para fallas en el generador operan ambas protecciones; esto constituye una protección primaria duplicada para el generador. En unidades de grandes capacidades es recomendable añadir al esquema una protección diferencial del transformador, para tener también duplicidad en la protección de este elemento. En unidades relativamente pequeñas pudiera pensarse en utilizar solamente la protección diferencial del bloque, pero se perdería la

10-18 información de si la falla ocurrió en el generador ó en el transformador. Esto implica la necesidad de revisar ambas máquinas para detectar la falla y proceder a la reparación. En ocasiones se utiliza un solo grupo de transformadores de corriente del lado del neutro del generador, al que se conectan las protecciones diferenciales del transformador y del bloque, pero eso no es recomendable, pues la carga de los transformadores de corriente puede ser muy alta.

Figura 10.11 En la Figura 10.11 puede observarse que a la protección diferencial del bloque se lleva una muestra de la corriente del transformador de servicios auxiliares

TS.A. para

ello se coloca un

grupo de transformadores de corriente en el lado de alta (excepcionalmente se situa en el lado de baja) de ese transformador, que se conecta en paralelo con los transformadores de corriente del lado del neutro del generador. Con esto se evita que un cortocircuito en

TS.A. ó

en sus

circuitos secundarios sea detectado como falla interna por la protección diferencial del bloque, y saque de servicio la unidad.

En plantas hidroeléctricas la capacidad de

TS.A. es relativamente pequeña (del orden del 1% de

la capacidad nominal de la unidad), por lo que su impedancia es tan alta que las fallas por secundario no son detectadas por la protección diferencial del bloque. En este caso por lo

10-19 general se omiten los transformadores de corriente en

TS.A., pues no se necesita esa señal en

la protección de bloque. Es recomendable conectar una protección diferencial separada al

TS.A.,

pues por lo general la protección diferencial del bloque no lo protege adecuadamente.

Esto es valido incluso para plantas termoeléctricas, en que TS.A. puede tener una capacidad del orden del 10% de la nominal; aún en este caso la protección no es suficientemente sensible para todas las fallas en TS.A.. Los transformadores de los bloques generador – transformador pueden estar sujetos a sobretensiones asociados con el rechazo de carga u otros regímenes anormales del generador. Esas sobretensiones originan valores elevados de la corriente de magnetización, que pueden hacer operar la protección diferencial del bloque. Aunque algunos especialistas consideran que tal operación protege indirectamente al transformador contra sobretensiones, la mayoría opina que es una protección incorrecta. Cuando se desea impedir la operación de la protección diferencial en estos casos, puede utilizarse un esquema basado en relés de sobretensión que, al operar, reducen de alguna forma la sensibilidad de los relés diferenciales durante cierto tiempo y, si la condición persiste, permiten el disparo. Pueden utilizarse relés que responden al cociente de la tensión a la frecuencia, que en este caso es un reflejo del valor de la densidad de flujo magnético en el transformador. 10.2.5

SELECCIÓN DE PARÁMETROS DE AJUSTE

Para la selección de los parámetros de ajuste en la protección diferencial de transformadores, se deben tener en cuenta los siguientes factores:

"# Análisis de Estabilidad de la Protección ante Falla Externa En este análisis se determinan las máximas corrientes a través de los transformadores de corriente simulando fallas externas, tanto en el lado de alta como en el lado de baja del transformador y se evalúa el impacto que podrían tener sobre las protecciones en el caso que se presente saturación bajo estas condiciones. Para hacer esto se debe disponer de las curvas de saturación de los CTs y demás características de estos.

10-20 Normalmente, la gran mayoría de los relés diferenciales aplican una ecuación con la cual se verifica la estabilidad de la protección ante falla externa y esta expresión varía de acuerdo con el diseño mismo del relé diferencial.

"# Cálculo de Factores de Compensación Para el caso en el cual las relaciones de transformación de los CTs asociados con la protección diferencial no sean iguales, es necesario compensar mediante factores ó CTs de interposición auxiliares, de tal manera que en estado estable la corriente diferencial que circula por la bobina del relé, aún sin falta interna, sea minimizada. La pendiente del relé diferencial, en la mayoría de los casos debe tener componentes que consideren los siguientes factores:

P = %T + %eCT + %er + MS Donde:

P

= Pendiente porcentual del relé.

%T

= Máxima franja de variación del cambiador de tomas (arriba ó abajo).

%eCT = Máximo error de los CT’s para la clase de exactitud especificada. %er

=Máximo error esperado de relación de transformación entre la relación de

...............transformación del transformador y la de los CT’s.

MS

= Margen de seguridad: Mínimo 5%.

"# Selección de la Corriente Diferencial de Umbral Para elegir el umbral de ajuste más adecuado para la protección diferencial del transformador, se realizan fallas externas monofásicas y trifásicas y se determinan las corrientes diferenciales que circularán por el relé para cada una de ellas (Figura 10.12). La corriente diferencial de umbral se ajusta a un valor por encima de la máxima corriente obtenida en las simulaciones, con un margen de seguridad que garantice su estabilidad ante fallas externas.

10-21

Figura 10.12 "# Verificación de la Sensibilidad de la Protección Diferencial Ante Falla Interna Se simulan fallas internas en el elemento protegido y el valor de corriente obtenido debe ser mucho mayor que la corriente de umbral seleccionada, para garantizar una alta sensibilidad en el relé (Figura 10.13).

Figura 10.13 Ajuste del Relé Diferencial El relé diferencial debe ser del tipo porcentual con una pendiente normalmente ajustable entre el 20 y 40%. El tiempo de ajuste varía de acuerdo con el tipo de sensibilidad ó tipo de relé, preferiblemente debe ser del tipo instantáneo.

10-22 La escogencia de la pendiente de funcionamiento de los relés diferenciales porcentuales que se utilizan para la protección de transformadores debe realizarse teniendo en cuenta los siguientes factores: !" Cambiadores de Tomas: Normalmente en estos equipos se incluyen cambiadores de tomas con el objeto de efectuar una regulación de la tensión del transformador la cual se expresa como ± X % de cambio en la relación de transformación. La práctica es seleccionar las relaciones de los transformadores de corriente asumiendo el cambiador de tomas en el punto medio de la zona de conmutación por lo cual el desequilibrio máximo que puede ocurrir por esta causa es X%. !" Error introducido por las relaciones de transformación seleccionadas para los CTs. !" Error máximo introducido por el comportamiento de los transformadores de corriente durante fallas externas. Se asume entonces que los tres desequilibrios se encuentran en la misma dirección y se adiciona un 5% de margen, valor que dará el porcentaje de funcionamiento de ajuste del relé. 10.3

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADORES

La protección de sobrecorriente es aplicable en transformadores con capacidades relativamente pequeñas (de 5 a 10 MVA), en que no se justifica económicamente la protección diferencial. Esta protección puede brindarse con fusibles ó con relés de sobrecorriente, es sencilla y de bajo costo, pero es menos sensible y más lenta que la diferencial. En transformadores de mayor potencia se utilizan relés de sobrecorriente como respaldo al relé diferencial y a fallas externas. Un transformador de corriente en cada fase y al menos dos relés de sobrecorriente de fase y uno a tierra deben colocarse en cada lado del transformador conectado a través de un interruptor a la fuente de corriente de cortocircuito. 10.3.1

PROTECCIÓN DE FASES

Cuando se requiere la sobrecarga del transformador y para permitir la buena operación del relé, el valor de ajuste de la corriente de arranque debe ser mayor a la corriente de sobrecarga esperada. El valor de arranque se recomienda tomarlo como un 130% de la corriente nominal del transformador (en refrigeración forzada) y el dial y la curva se determina de acuerdo con el

10-23 estudio de cortocircuito. Los ajustes de los relés de fases involucran compromisos entre operación y protección. La recomendación de 130% surge de la ventaja que ofrece la capacidad de sobrecarga del transformador en estado de operación normal y, en especial, cuando se presentan situaciones de contingencia en donde se requiere la sobrecarga de líneas y transformadores. Sin embargo, es importante señalar que cada empresa define el porcentaje de sobrecarga de sus equipos y por lo tanto el ajuste más adecuado de la protección. De acuerdo con la norma ANSI / IEEE C37.91 es aceptable un ajuste del 200% al 300% de la mínima capacidad del transformador según su placa de características. De acuerdo a anterior, un ajuste del 130% de la corriente nominal

IN

lo

en la máxima capacidad del

transformador es aproximadamente equivalente al 217% de la IN en la mínima capacidad. Para los relés de sobrecorriente de fases se hace un análisis integral, es decir, se simulan fallas bifásicas aisladas en puntos cercanos al transformador, tanto por el lado de alta como por el lado de baja y se observan las magnitudes de las corrientes de todos los relés para las diferentes fallas, se establece un ajuste primario para cada uno de los relés de sobrecorriente de fases y se verifica la coordinación entre ellos, de tal forma que cuando la falla ocurra en cercanías al relé éste opere primero y los demás operen selectivamente. Esta metodología se debe aplicar en generación máxima para ajustar los relés en el punto donde es más difícil coordinarlos. Además se debe verificar que el ajuste obtenido del relé (dial y curva característica) se ubique por debajo de la curva de soportabilidad del transformador, para garantizar que el equipo no sufrirá daño. Para facilitar el trabajo, se pueden elaborar tablas donde se resuma el estudio de cortocircuito y se puedan observar los tiempos de operación de cada relé para las diferentes fallas simuladas y de este modo verificar la operación selectiva de las protecciones. En caso de que el relé de sobrecorriente a ajustar sólo tenga unidad de tiempo definido, la corriente de arranque se ajusta con el criterio ya recomendado y el tiempo de operación se escogerá de acuerdo con la selectividad de las protecciones aguas abajo y arriba del transformador considerando los estudios de cortocircuito.

10-24 Es importante anotar, que para una falla en la barra de baja tensión, la curva de operación del relé de sobrecorriente del lado de alta del transformador deberá quedar preferiblemente por encima de la del lado de baja. Esto dependerá del esquema de disparo habilitado para los interruptores asociados con los dos lados del transformador, dado que en algunos casos las protecciones del nivel de baja tensión disparan también los interruptores del lado de alta del transformador. Dependerá también de la existencia ó no de un devanado terciario cargado, en cuyo caso es importante lograr la adecuada coordinación entre alta y baja tensión. En caso de no existir tal devanado terciario cargado no se tienen grandes problemas si las curvas de alta y baja tensión se aproximan una a la otra. Cuando se tienen esquemas de deslastre de carga ó de generación, en los ajustes de las protecciones de sobrecorriente de fases se deben tener en cuenta dichos esquemas para seleccionar las corrientes de arranque más adecuadas. Por ejemplo, si el deslastre se hace con base en la sobretemperatura del transformador y sobrecorriente, se deben considerar los siguientes aspectos: !" Para un margen dado de sobrecarga, debe operar el relé de sobretemperatura enviando teledisparo a unas cargas previamente seleccionadas. !" A partir de un nivel más elevado de sobrecarga se puede implementar un deslastre por sobrecorriente que desconecte otras cargas de acuerdo con el esquema seleccionado. Este esquema, puede consistir en una sola unidad de sobrecorriente instalada en una de las fases y en un sólo nivel de tensión, tomando la señal de corriente de un núcleo de medida, caso en el cual la coordinación con los demás relés de sobrecorriente no es necesaria dado que el núcleo del CT de medida se satura para corrientes de falla. Si la señal de corriente se toma de un núcleo de protección, se debe verificar que el relé de sobrecorriente instalado para efectuarse el deslastre nunca opere ante fallas en el sistema. De acuerdo con lo anterior, el ajuste de la corriente de arranque del relé de sobrecorriente de fases que actúa como respaldo de las protecciones principales de transformador, será un valor

10-25 mayor que la sobrecarga por temperatura y por corriente, para garantizar que opere el deslastre y el transformador quede protegido.

!

EJEMPLO 10.2:

Para el transformador de la Figura 10.14 : I.

Seleccionar los CTs para la protección 87

II.

Establecer la clase exactitud de los CTS

III.

Ajustar la pendiente de la protección 87

Figura 10.14 DATOS:

•

Transformador

kV

H 230

L 13.8

MVA

300

300

T 13.8

Reactancias XHL = 16% (150 MVA) XLL = 32% (150 MVA)

Potencia de cortocircuito: 10000 MVA a 230 kV Corriente de cortocircuito:

I CC

S CC 10000X 10 6 = = = 25 100 kA 3V 3 230X10 3

No es esta corriente la que determina si el CT se satura ó no. Por el contrario es el nivel externo aportado de falla

•

Generadores Potencia Generada: 2 x 150 = 300 MVA

Tensión: 15 kV

Reactancia Subtransitoria de eje directo X”d: 13%

•

Carga del relé 87: 5 VA / Fase

•

Cable secundario: 10 mm2 (No 7 A.W.G.) R = 1.63 Ω / Km

•

Longitud estimada del circuito secundario: 300 m

10-26

#" SOLUCIÓN: Se tomaran como parámetros base para potencia y tensión:

MVABASE = 150

KVBASE = 230

Se calculan los parámetros para obtener el diagrama de secuencia positiva mostrado en la Figura 10.15.

X CC p.u. =

SN 150 = = 0.015 SCC 10000

XL

XH = =

1 2

1 (2 X HL − X LL ) = 0 2

X LL = 0.16

Figura 10.15

El cortocircuito trifásico es igual a:

I cc3 φ p.u =

1 Z th p.u siendo el equivalente Thevenín el

visualizado en la Figura 10.16.

Z th p.u . =

(0.13 + 0.16)(0.13 + 0.16) = 0.145 2(0.13 + 0.16)

10-27

Figura 10.16 I.

Para fallas externas el CT no se debe saturar. Es lo más critico porque para cualquier falla interna la va a detectar. La corriente nominal determina la relación de transformación.

I N 13.8kV

S CC 150X10 6 = = = 6275.5 A 3V 3 13.8X10 3

I N 230kV

S = CC = 3V

300X10 6 = 753.09 A 3 230X10 3

De ahí las relaciones de transformación de corriente serán: CT1 ⇒ 8000 / 1 II.

CT2 = ⇒ 800 / 1

Para determinar la precisión de los CTs se debe calcular la corriente de cortocircuito de falla externa.

La clase de exactitud del CT1 se calcula para falla monofásica La clase de exactitud del CT2 se calcula para falla trifásica Para falla trifásica: En la Figura 10.17 se encuentra el diagrama de secuencia cero.

I cc3φ p.u =

I BASE

CT2

=

1 Z th p.u

=

150X10 6 3 230X10

3

1 = 6.89 0.145

= 376.5 A

I cc3 φ

⇒ Se mira la corriente que pasa por el CT cuando hay evento

I cc3 φ

CT1 p.u =

CT2 p.u = 376(6.89) = 2590.7 A

6.89 = 3.445 2

10-28

I BASE CT1 =

150X10 6 3 13.8X10

3

= 6275.54 A I cc3 φ

CT1 p.u = 6275.54

(3.445) = 21620 A

No de veces I N = 21620 = 2.71 ≈ 3 veces 8000 Luego se puede tomar para el CT1 una clase de exactitud 5P10

Figura 10.17 Para falla monofásica: El CT1 no la vé sólo la vé el CT2. (ver Figura 10.18)

I cc1φ p.u. =

I cc1φ I b3 φ

3 = = 8.1 p.u. 2(0.145) + 0.08 I cc3 φ

I BASE

CT2

=

150X10 6 3 230X10 3

CT2 p.u = 376(8.1) = 3046 A

No de veces I N = 3046 = 3.807 ≈ 4 veces 800 Luego se puede tomar para el CT2 una clase de exactitud 5P10

= 376.5 A

10-29

Figura 10.18 III.

La protección diferencial a ajustar se esquematiza en la Figura 10.19.

Figura 10.19 Se usará el siguiente criterio: PENDIENTE (%) → % DIFERENCIA I NOMINAL + %TAPS + %VALOR PRECISIÓN CTs + %SEGURIDAD

Donde: PENDIENTE = Pendiente porcentual del relé % DIFERENCIA I NOMINAL = Corriente Diferencial Porcentual Nominal

10-30 % TAPS = Máxima franja de variación del cambiador de tomas (arriba ó abajo) = 5% % VALOR PRECISIÓN = Máximo error de los CT’s para la clase de exactitud especificada = 5% % DE SEGURIDAD = Mínimo 5%. Para calcular la Corriente Diferencial Porcentual Nominal:

ID =

I1 − I 2 I Nominal

x100

Relé

Para los CTs conectados en estrella en el lado de 13.8 kV del transformador:

I1 =

2 I N 13.8kV 2 (6275.5A) = = 1.56 A RTC1 8000

Las corrientes en los secundarios de los CTs de acuerdo con la regla de conectar los CTs en conexión trifásica contraria a la del devanado correspondiente del transformador de potencia para compensar el desfase de 30º, se calcula como sigue: Para los CTs conectados en delta en el lado de 230 kV del transformador:

I2 =

I N 230kV 3 (753.09A) = = 1.63 A RTC 2 800

La diferencia porcentual entre las corrientes I1 e I2 será:

ID =

I1 − I 2 I Nominal

Relé

x100 =

1.56 - 1.63 x100 = 7 % 1

PENDIENTE (%) = 7% + 5% + 5% + 5% = 22 %

10-31 10.3.2

SOBRECORRIENTE DE FASE INSTANTÁNEA

No es recomendable el uso de la unidad instantánea para protección de transformadores ya que se pueden presentar operaciones indeseadas ante corrientes de energización ó por fallas en otros niveles de tensión. Cuando esta unidad se utiliza, su ajuste debe ser superior a la máxima corriente subtransitoria asimétrica para una falla en el lado de baja tensión del transformador. Así mismo, la unidad instantánea se debe ajustar en un valor superior a la corriente “inrush” del transformador, para evitar disparos inadecuados. 10.3.3

PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA

El valor de arranque de los relés de sobrecorriente de tierra se recomienda en un valor del 40% de la corriente nominal del transformador, dado que los niveles de desbalance esperados en el sistema son inferiores a este valor. El dial y la curva se determinan de acuerdo con el estudio de cortocircuito Para el ajuste de los relés de sobrecorriente de tierra se siguen los siguientes pasos: •

Se simulan fallas monofásicas francas y de alta impedancia (30 Ω ó 50 Ω) en varios puntos del sistema (varios niveles de tensión del transformador).

•

Se registran las corrientes residuales.

•

A partir de los resultados anteriores se escogen los ajustes más adecuados haciendo las verificaciones del caso y cuidando de que estos relés queden con un alto grado de sensibilidad, manteniendo una selectividad apropiada.

Si el relé de sobrecorriente a ajustar sólo tiene unidad de tiempo definido, la corriente de arranque se ajusta con el criterio ya recomendado y el tiempo de operación se escogerá de acuerdo con los estudios de cortocircuito. Si la unidad no es de tiempo definido sino que es del tipo instantáneo sin posibilidad de retardo intencional, la unidad deberá quedar inhabilitada, excepto si se trata de un devanado de alimentación en delta, en cuyo caso es recomendable ajustarla al 10% de la corriente de carga.

10-32 10.4

PROTECCIÓN DE RESPALDO CONTRA FALLAS EXTERNAS

Un transformador protegido por medio de relés diferenciales debe tener relés de sobrecorriente de tiempo inverso, preferiblemente energizados de núcleos de transformadores de corriente diferentes a los asociados a la protección diferencial, para disparar los interruptores del lado fallado cuando haya fallas externas que podrían permanecer durante mucho tiempo. Los relés de respaldo deberán operarse preferiblemente de transformadores de corriente localizados como se muestra en la Figura 10.20a (en este caso no existen problemas con la corriente de magnetización lo cual permite gran sensibilidad y velocidad si se desea). Cuando el transformador se conecta a más de una fuente de cortocircuito, se requieren relés de respaldo en todos los circuitos y algunos necesitan ser direccionales como se muestra en la Figura 10.20b, para obtener una buena operación y selectividad; como se observa, cada relé actúa sobre el interruptor.

Figura 10.20 Si un transformador está protegido contra cortocircuitos por medio de relés de sobrecorriente (cuando no se justifica el costo de la protección diferencial) los mismos relés pueden utilizarse como relés de respaldo, pero obviamente ello tiene la desventaja de responder mejor a una de

10-33 las funciones que a la otra. Los relés de sobrecorriente ajustados para proteger los devanados principales de un autotransformador ó un transformador de tres devanados no protegen el devanado terciario, el cual tiene una capacidad menor. Igualmente, este devanado soporta fuertes corrientes durante las fallas a tierra. En estos casos deberá incluirse una protección de sobrecorriente independiente para el devanado terciario. 10.5

PROTECCIONES MECÁNICAS

La acumulación de gases ó cambios de presión al interior del tanque del transformador, son buenos indicadores de fallas ó perturbaciones internas. En muchos casos, son más sensibles, operando a la luz de fallas internas que no sean detectadas por la diferencial u otros relés y en caso de fallas incipientes de lento crecimiento. Sin embargo, es importante aclarar que su operación está limitada a problemas al interior del tanque del transformador, pero no ante fallas en los bujes ó conexiones externas de los CTs. Estas protecciones, en general, son ajustadas por el fabricante del equipo y no requieren la intervención del usuario, ya que la modificación de los ajustes por parte del mismo conlleva a una pérdida de la garantía ante operaciones incorrectas de estos equipos. En la Figura 10.21 se presenta un esquema constructivo del transformador donde se pueden ubicar las protecciones mecánicas. En Figura 10.22 se describe una secuencia de eventos de un sistema de protección para evitar la explosión e incendio de un transformador. 10.5.1

RELÉ DE PRESIÓN SÚBITA O VÁLVULA DE SOBREPRESIÓN$

SIMBOLOGÍA

$

En Ingles, Sudden Pressure Relay SPR.

10-34

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26.

Figura 10.21

27. 28. 29. 30. 31. 32.

Válvula del filtro de aceite Válvula del conservador Relé Buchholz Válvula del filtro de aceite Válvula de sobrepresión Boquilla de alta tensión Boquilla de baja tensión Oreja de suspensión Terminal B.C.T. Tanque Cambiador de toma energizado Manija del cambiador de toma Sujetador para el núcleo y la bobina Gancho para izar el núcleo y la bobina Bastidor externo Tornillo de presión de bobina Válvula de drenaje de aceite Apoyo para levantar la unidad Tope Perno de anclaje Terminal de puesta a tierra Rieles de base corredizos Bobina Placa de presión de la bobina Núcleo Caja de terminales para dispositivos de protección Placa de identificación Termómetro de cuadrante Radiador Abertura para la inspección Gancho para izar la unidad Indicador de nivel de aceite

10-35

Figura 10.22

10-36 Éstos son aplicables en transformadores inmersos en aceite. Un tipo de estos relés opera ante cambios imprevistos en el gas encima del aceite, otros operan ante cambios súbitos de presión del mismo aceite, que se originan durante fallas internas. Este relé no opera por presiones estáticas ó cambios de presión resultantes de la operación normal del transformador, que pueden ocurrir ante cambios de carga y de temperatura. Son usados generalmente para dar disparo con los contactos en paralelo con el relé diferencial, aunque también pueden ser utilizados para dar solo alarma si se prefiere. El tiempo de operación del relé SPR varía desde medio ciclo hasta 37 ciclos, dependiendo de la magnitud de la falla. Este relé se recomienda para transformadores con capacidad superior a 5 MVA.. 10.5.2

RELÉ BUCHHOLZ

SIMBOLOGÍA

Éste es una combinación de acumulador de gas y relé de aceite y solamente se aplica en transformadores con tanque conservador de aceite (que actúa como una cámara de expansión) instalado en la parte superior del tanque principal. Las fallas eléctricas que detecta son:

!" Descomposición de aisladores de los pasatapas. !" Cortocircuitos entre fases. !" Cortocircuitos a tierra. !" Cortocircuitos internos en los embobinados. !" Cortocircuitos entre las tomas de los embobinados.

10-37 Este relé posee dos dispositivos: %# Una cámara de recolección de gas en la cual se acumula el gas resultante de la ruptura del aislamiento por la presencia de un arco eléctrico leve. Cuando se ha acumulado cierta cantidad de gas, el relé da una alarma. %# Un dispositivo que opera por el movimiento repentino del aceite a través de la tubería de conexión cuando ocurren fallas severas, cerrando unos contactos que disparan los interruptores del transformador. El relé se instala en el tubo que conecta el tanque del transformador y el tanque del conservador, como se muestra en la Figura 10.23a. El diagrama esquemático de una variante típica del relé se muestra en la Figura 10.23b. Posee un elemento (1), que responde a la acumulación lenta de gases (al volumen de gases), y un elemento (2), que responde a la velocidad del desplazamiento del aceite por el tubo hacia el tanque expansionador.

Figura 10.23 El elemento de acumulación de gases tiene un flotador F, que a través de una armadura pivotada en un punto, controla la posición del contacto de mercurio C. En régimen normal de operación, el flotador tiene una posición tal, que el contacto está abierto. Cuando ocurre una falla pequeña en el interior del tanque del transformador, las burbujas de gas generadas son atrapadas en la cámara del relé, donde comienza a bajar el nivel del aceite; el flotador F inicia el descenso, hasta que tiene lugar el cierre del contacto C, que por lo general se utiliza para emitir una señal de alarma. La reposición manual del relé se hace dejando escapar los gases a través

10-38 de la válvula V. Es conveniente analizar esos gases para determinar el tipo de falla que ha ocurrido en el transformador, pues su composición está relacionada con la causa de la falla. El elemento de la velocidad de formación de gases consta de una compuerta móvil CM pivotada en un punto que controla la posición de un contacto de mercurio C´. En régimen normal el contacto está abierto, pero cuando ocurre un cortocircuito intenso en el interior del tanque del transformador, la generación violenta de gases provoca un desplazamiento rápido del aceite a través del relé, la compuerta CM cambia de posición, y provoca el cierre a través del contacto C´. Por lo general se dispone que la operación de este elemento origine la salida de servicio del transformador. La discriminación del problema que causa la falla se hace a partir del color del gas según:

Color del gas

Causa de la falla

Gris

Descomposición del aceite

Amarillo Blanco

Falla en partes de madera Falla en papel

Para hacer un análisis químico del gas se toma una muestra por la toma de gas que se encuentra en la parte superior del relé. El relé Buchholz y el SPR complementan la protección diferencial, dado que éstos protegen de fallas dentro del tanque del transformador, mientras que la protección diferencial protege además para casos de flameos en los bujes ó fallas en la conexión del transformador a su interruptor y a otros equipos del patio. Cuando se aplican relés de gas confiables y sensibles, el otro equipo de protección no necesita ser tan sensible y por lo tanto el problema de prevenir operaciones indeseadas por las corrientes de magnetización inicial se simplifica grandemente, pues es una buena práctica “ensayar de nuevo” cuando el relé diferencial u otro relé operan al energizar el transformador, si el relé de gas ó los elementos de presión no indicaron fallas internas.

10-39 10.5.3

DETECTORES DE NIVEL DE ACEITE

10.5.3.1 RELÉ DE FLUJO DE ACEITE

SIMBOLOGÍA

Este relé origina disparo cuando el nivel de aceite no es el requerido. En la Figura 10.24 se puede observar la apariencia externa del relé de flujo de aceite y en la Figura 10.25 su estructura interna.

Figura 10.24 Si un gran arco es creado en la cámara del aceite cuando se presenta una elevación anormal como una operación anormal ó rotura de la rigidez dieléctrica de una cuchilla del cambiador de tomas bajo carga, causando la generación de una gran cantidad de gas. El aceite es “expandido” súbitamente dentro del conservador. A la vez, la válvula en forma de placa en la entrada del relé es puesta adentro y acciona los contactos. Luego, el indicador de color rojo puede ser visible a través de la ventana de inspección. La válvula en forma de placa tiene un pequeño hueco a través del cual una pequeña cantidad de gas puede circular cuando un cambio normal de taps esta siendo realizado y otros movimientos del aceite son causados por la expansión ó contracción debida a los cambios de temperatura.

10-40

Figura 10.25

10.5.3.2 INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE

SIMBOLOGÍA

Este indicador de nivel de liquido dieléctrico está destinado a transformadores de potencia. La carátula está marcada claramente con el nivel de llenado a la temperatura ambiente, a 20º C, el nivel mínimo por debajo del cual el transformador no puede permanecer en servicio sin peligro y el nivel máximo que puede alcanzarse, a la máxima temperatura, sin riesgo de que fluya por los respiraderos. La aguja indicadora es operada magnéticamente por el movimiento de un flotador

10-41 que sigue el nivel del liquido, ya sea en el tanque ó en el conservador. En la Figura 10.26 se muestra un indicador para liquido dieléctrico tipo carátula. Este tipo de indicador, que no requiere mantenimiento, tiene grandes ventajas sobre el indicador de nivel de tubo de cristal, que es frágil y no muy hermético. Un dispositivo de señales eléctricas de nivel mínimo está montado en el interior del cuerpo del indicador. Permite la alimentación de un avisador sonoro ó luminoso cuando el liquido se encuentra debajo del nivel de seguridad.

Figura 10.26 10.5.3.3 DETECTORES DE TEMPERATURA Estos pueden consistir en termómetros ó resistencias de temperatura (RTD), que se instalan en los devanados del transformador para detectar temperaturas altas que se pueden presentar por sobrecargas ó daños en el sistema de refrigeración del transformador. Se debe tener en cuenta que usualmente solo es posible supervisar directamente las temperaturas del aceite, el medio

10-42 refrigerante (aire ó agua) y a veces, de los devanados de baja tensión, debido al costo enorme que representaría aislar los sensores en contacto con los devanados de alta tensión. 10.5.3.4 RELÉ DE IMAGEN TÉRMICA

SIMBOLOGÍA

Este relé determina la temperatura de los devanados con base en la corriente que circula por ellos y en la temperatura previa del aceite del transformador. Consta de una resistencia inmersa en el aceite del transformador; y que está conectada a los CTs ubicados en la salida del transformador; el calentamiento de esta resistencia es medido con un sensor de temperatura (RTD ó termocupla) para dar alarma, disparo ó control del mecanismo de enfriamiento de los transformadores. Se debe tener en cuenta que este dispositivo es un mecanismo de cálculo analógico, ajustado normalmente por el fabricante del transformador, para estimar, de acuerdo con la carga, la temperatura en los puntos más calientes de los devanados, simulando al mismo tiempo la dinámica de calentamiento del transformador. En las Figuras 4.20 y 4.21 se ilustró respectivamente, la aplicación de un RTD y un relé de imagen térmica para equipo sumergido en aceite. 10.5.3.5 RELÉ DE PROTECCIÓN PARA FALLO EN EL CAMBIADOR DE TOMAS Dicho relé tiene la finalidad de preservar el regulador bajo carga y el transformador de daños en caso de que falle el dispositivo de cambio de tomas. Por esta razón conviene equipar cada regulador de carga con este aparato. El relé de protección reacciona por medio de una corriente de aceite. Cada daño unido a la formación de un arco voltaico provoca una generación de gas y por lo tanto, debido al desplazamiento del aceite por el gas, una corriente de aceite a través del relé de protección. Este relé reacciona a una velocidad de flujo del aceite del orden de unos 0.9 m / s y transmite por medio de sus contactos el impulso de desconexión al interruptor del transformador. El relé

10-43 no solo reacciona por irregularidades graves, sino también por anomalías de menor consideración, ocasionadas en el conmutador por corrientes débiles. 10.5.3.6 SECADOR DE SÍLICA GEL El desecador del aire es el único aparato que permite intercambios de aire entre el transformador y la atmósfera. Se toman todas las precauciones posibles para que el aire aspirado sea tan poco húmedo como sea posible. El aparato que se describe a continuación realiza esta operación exacta y completamente, pues:

a)

Disminuye los cambios con la atmósfera debido a un sifón que constituye una junta aceite.

b)

Obliga al aire aspirado a atravesar lentamente una capa espesa de producto deshidratante (sílica gel) que elimina completamente la humedad presente.(ver Figura 10.27)

Figura 10.27

10-44 OPERACIÓN El nivel de aceite en el conservador sube ó baja dependiendo de la temperatura del aceite en el transformador, y el aire en el conservador toma la acción de respirar. Para prevenir el desmejoramiento del aceite debido a la humedad y al sucio del aire entrante, en el camino de la respiración se prevee un filtro para la suciedad y el sílica gel para la humedad. Durante la respiración hacia adentro del transformador, el aire pasa a través del recipiente de aceite y el filtro de esponja de vinil. El sucio del aire entrante se filtra a través del sílica gel, el cual absorbe toda la humedad permitiendo que únicamente aire seco pase al transformador. Para prolongar la vida del sílica gel, se aísla de la atmósfera mediante un recipiente de aceite de manera que se absorbe únicamente la humedad del aire entrante. El recipiente del respiradero se llena con sílica gel impregnado de cloruro de cobalto, de color azul en estado seco, y se convierte en color rosado blancuzco a medida que el sílica gel se satura de humedad. Cuando empiece a aparecer dicho color en la ventana, el sílica gel debe ser cambiado en un futuro inmediato. Un método recomendado es disponer a la mano de sílica gel en un recipiente sellado, y únicamente será necesario reemplazar el sílica gel húmedo por el sílica gel seco. El sílica gel húmedo debe secarse y almacenarse para un próximo cambio. 10.6

PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR DE PUESTA A TIERRA

Un transformador de puesta a tierra puede ser un transformador en conexión

Y

-

∆

ó en

conexión Zig Zag con neutro aterrizado (Figura 10.28). El esquema de protección consiste en relés de sobrecorriente conectados a un transformador de corriente en delta, de tal manera que ante fallas a tierra externas al transformador de puesta a tierra, la secuencia cero quede atrapada dentro de la delta evitando la operación del relé. Esto permite dar una máxima sensibilidad al relé para detección de fallas internas. Se puede utilizar una protección diferencial adicional para la protección del terciario conectado a tierra a través de un transformador de puesta a tierra, la cual se puede implementar con un relé de alta impedancia ó con relés de sobrecorriente a los cuales se les debe adicionar una resistencia estabilizadora.

10-45

Figura 10.28 En otras configuraciones del circuito terciario, en lugar de la protección de tierra restringida, se puede utilizar una simple protección de neutro que consiste en un relé de sobrecorriente de tierra. En este caso, se debe tener cuidado en la selección de la relación de transformación del CT asociado con esta protección, ya que ésta puede depender más del rango de corriente de arranque del relé que de la misma capacidad del transformador de puesta a tierra. De acuerdo con la norma ANSI / IEEE C37.91, se debe seleccionar la relación de transformación de este CT como una fracción de la corriente térmica del transformador de puesta a tierra. Tanto el relé de sobrecorriente de fases como el de tierra se pueden ajustar a la máxima sensibilidad permitida por el relé, dado que con la conexión en delta del CT y la conexión diferencial ó protección de tierra restringida, se puede garantizar que el relé de sobrecorriente no operará para fallas externas a la zona protegida. Si el relé de fases es de tiempo definido, el tiempo de operación se puede ajustar en 100 ms, siempre y cuando este ajuste no se requiera coordinar con otros circuitos de alimentación que salgan de la delta terciaria.

10-46 Además de la protección de sobrecorriente, el transformador de puesta a tierra debe tener todas las protecciones mecánicas de un transformador. En Colombia, dadas las últimas Resoluciones de la CREG en cuanto a costos de indisponibilidad, resulta atractivo considerar esquemas de protecciones de terciario que preferiblemente den alarmas en caso de fallas a tierra en el terciario, en lugar de dar disparos. En estos casos es preferible utilizar esquemas de transformadores de tensión en estrella aterrizada (verificando que tengan circuitos anti-ferroresonantes) ó puestas a tierra de alta impedancia (por ejemplo colocando un transformador de tensión en el neutro de los Zig Zag actuales), dejando los Zig Zag (si son existentes) para el momento en el que se pueda buscar la causa de la falla (mantenimiento programado). 10.7

PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE REGULACIÓN

Los transformadores de regulación son equipos que insertan tensión regulada en una línea en fase con la tensión de fase (transformadores de regulación de tensión) ó en cuadratura con éste (transformadores reguladores de ángulo de fase); estos últimos se utilizan para el control de flujos de potencia en enlaces de sistemas interconectados. Ambos tipos de transformadores constan de una unidad serie y otra de excitación, dispuestas sobre dos núcleos independientes (como mínimo) y en tanques separados. La unidad de excitación puede estar conectada en delta ó en estrella. La unidad serie puede constar de uno ó dos elementos iguales, por lo que existe una gran diversidad de configuraciones y de esquemas de protección posibles. En los transformadores de regulación de tensión la protección se debe brindar con relés diferenciales porcentuales. Es conveniente proteger con relés independientes las unidades serie y de excitación, pues la corriente nominal de la primera es muy superior a la de la segunda, y la protección diferencial tiene poca sensibilidad para proteger adecuadamente la unidad de excitación. En los transformadores reguladores de ángulo de fase es difícil aplicar relés diferenciales porcentuales, debido al desfase variable existente entre las corrientes en sus terminales. Un defasaje de unos 10º entre las corrientes implica una pendiente mínima del orden del 40% para evitar el disparo incorrecto, y desfases mayores requieren reducir aún más la sensibilidad del relé. En esos casos, que son los más comunes, la protección puede basarse en los relés de

10-47 detección de gases ó de incremento de presión, complementados por relés de sobrecorriente como respaldo. 10.8

PROTECCIÓN DE AUTOTRANSFORMADORES

La protección de autotransformadores se hace básicamente con relés diferenciales y relés de sobrecorriente. A continuación se muestran las características de las protecciones diferenciales de

autotransformadores

y

de

sobrecorriente

para

el

devanado

terciario

de

un

autotransformador. 10.8.1

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE AUTOTRANSFORMADORES

Existen dos formas básicas de protección diferencial para autotransformadores que son la tendencia Americana y la tendencia Europea, las cuales se describen a continuación: TENDENCIA AMERICANA En esta tendencia se protegen los autotransformadores con relés diferenciales de tipo porcentual con restricción de armónicos similar al ya descrito para los transformadores. Los transformadores de corriente pueden tener relaciones diferentes y se conectan tal como se ilustra en la Figura 10.29.

Figura 10.29

10-48 La Figura 10.30 ilustra la protección diferencial porcentual de un autotransformador sin carga en la delta del terciario. La protección diferencial porcentual incluye el devanado terciario, el cual se puede cargar hasta su potencia nominal sin problemas para la protección.

Figura 10.30

La Figura 10.31 ilustra la protección diferencial porcentual de un autotransformador con carga en la delta del terciario.

10-49

Figura 10.31

TENDENCIA EUROPEA Por lo general en Europa, especialmente en la Gran Bretaña, los autotransformadores se protegen con relés diferenciales de alta impedancia tipo barra, los cuales son operados por tensión. Las conexiones de este sistema de protección de autotransformadores con el punto de neutro del devanado en Y sólidamente aterrizado se observa en la Figura 10.32.

10-50

Figura 10.32 Este arreglo provee protección contra todo tipo de fallas fase - fase y fallas a tierra, pero no provee protección para fallas entre espiras. En este esquema se requiere que todos los transformadores de corriente tengan igual relación de transformación, la misma curva de saturación e iguales características de precisión, además de que el terminal común de cada fase en el terminal neutro tenga también transformadores de corriente. El punto de unión entre los diferentes secundarios de los transformadores de corriente debe ser efectuado con el mismo tipo de cable, de igual longitud y lo más corto posible (Figura 10.32). Los autotransformadores están a menudo dotados con un devanado terciario en delta. En el caso de que dicho devanado no tenga conectada carga, se puede conectar una esquina de la delta como se muestra en la Figura 10.33 para que la protección diferencial pueda detectar las fallas a tierra en este devanado. De todas maneras, este esquema de conexión de la protección no detectará fallas entre fases ó entre espiras del devanado terciario. Los terciarios no cargados se dejan generalmente sin protección, alternativamente se protegen colocando a tierra la delta en un extremo a través de un transformador de corriente el cual energiza un relé instantáneo de sobrecorriente. En terciarios cargados es preferible utilizar el otro tipo de relé diferencial.

10-51

Figura 10.33 Para llevar la conexión de la protección diferencial a un devanado terciario en delta de un autotransformador, se utilizan dos formas:

&#

Medida interna de corriente terciaria

En esta conexión, la señal de corriente se toma internamente a través de transformadores de corriente de buje ubicados dentro del devanado de la delta. Dado que la corriente que están midiendo los relés es la propia del devanado, no hay necesidad de compensar. (Ver Figura 10.24a). Esta conexión es muy utilizada en autotransformadores construidos con unidades monofásicas.

10-52

Figura 10.34

&#

Medida externa de corriente terciaria

En este tipo de conexión la señal de corriente se toma de un transformador de corriente ubicado fuera de la delta (Figura 10.34b). Dado que este transformador de corriente mide la corriente de línea de la delta y tanto el lado primario como el secundario del autotransformador están conectados en Y, es necesario compensar la diferencia angular de la tensión con la conexión del relé. La forma de hacer esto depende del tipo de relé a conectar, es decir, si el relé es numérico la compensación se hace por software escogiendo en el rango del relé la conexión indicada. En otros casos el relé dispone de unos transformadores de corriente de interposición, los cuales deben ser conectados de acuerdo con la compensación requerida. Esta conexión es muy utilizada en autotransformadores trifásicos. 10.8.2

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE PARA EL DEVANADO TERCIARIO

El devanado terciario de un autotransformador ó de un transformador tridevanado es usualmente de menor capacidad que los otros dos devanados. Los relés de sobrecorriente que protegen los devanados principales normalmente no ofrecen protección a los devanados terciarios. En condiciones de fallas externas a tierra, por estos devanados circulan corrientes

10-53 muy altas, por lo tanto, se debe disponer de un relé independiente de sobrecorriente para dicho devanado. El método a seleccionar para proteger el devanado terciario, generalmente depende de si se conecta ó no carga a dicho devanado. Si el devanado terciario no tiene carga, la protección puede consistir en un solo relé de sobrecorriente conectado en serie a uno de los CTs ubicado en el interior de la delta. Este relé sólo detectará fallas a tierra del sistema y fallas entre fases en el terciario ó entre sus conexiones. Si el devanado terciario alimenta una carga conectada en estrella aterrizada, se puede proteger parcialmente con un solo relé de sobrecorriente, alimentado por tres transformadores de corriente, uno en cada devanado de la delta y conectados en paralelo al relé. Esta protección sólo detecta las corrientes de secuencia cero pero no las corrientes de secuencia positiva y negativa, por lo tanto, sólo operará para fallas a tierra en la delta terciaria, pero no cubrirá las fallas entre fases (Figura 10.35).

Figura 10.35 Los ajustes de los relés de sobrecorriente para el devanado terciario son similares a los ajustes recomendados para los devanados principales, considerando que para elegir la corriente de

10-54 arranque, se debe tener en cuenta la capacidad del devanado en mención y desde luego, se deberá coordinar con los demás relés de sobrecorriente del sistema. 10.9

PROTECCIÓN DIGITAL DE TRANSFORMADORES

Los transformadores tienen algunas peculiaridades que deben tenerse en cuenta para la aplicación de protecciones diferenciales. Estas son:

"# Hay diferencias de fase entre las corrientes en transformadores con conexión estrelladelta.

"# Tienen distintos niveles de tensión, lo que implica que los transformadores de corriente pueden ser de distintos tipos, y tener relaciones de transformación y características diferentes.

"# Puede no haber concordancia entre las relaciones de transformación de los transformadores de corriente disponibles y la del transformador protegido.

"# La relación de transformación puede ser variable para fines de regulación de tensión. "# La corriente de magnetización del transformador puede tener un valor alto en algunos casos, que la protección puede interpretar erróneamente como indicativo de una falla interna. En relés analógicos las diferencias de fase entre las corrientes en transformadores con conexión delta - estrella implican la necesidad de conectar en delta los transformadores de corriente del lado conectado en estrella del transformador, y viceversa. Los problemas de saturación de transformadores de corriente (agravados por ser de tipos diferentes), de falta de concordancia entre relaciones de transformación, y de variación de la relación del transformador de potencia, se resuelven mediante una selección adecuada de la pendiente de la característica del relé, que se refleja en una pérdida de sensibilidad. El problema de que la corriente de magnetización puede tener valores altos para ciertas condiciones que no son fallas internas, no tiene solución por los dos métodos anteriores, y debe resolverse en el diseño del relé, que debe ser capaz de operar selectivamente para fallas internas. La protección digital de transformadores ha recibido mayor atención que la de generadores y barras, por la facilidad que brinda el procesamiento digital para resolver los problemas de

10-55 filtrado inherentes a esta protección. Por otra parte, en los últimos años se han propuesto algoritmos que resuelven en forma novedosa el problema de discriminar entre los cortocircuitos internos y los regímenes de variación súbita de la tensión aplicada al transformador ó de sobrexcitación. En esto influye el hecho de que, en un sistema integrado de protección y otras funciones de una subestación, la información de tensión también puede estar disponible para la función de protección diferencial del transformador. 10.9.1

PROTECCIÓN DIFERENCIAL CON RETENCIÓN POR AMÓNICOS DE LA CORRIENTE DE OPERACIÓN

La protección diferencial de transformadores enfrenta problemas más complejos que la de generadores, lo que excluye la posibilidad de utilizar algoritmos del dominio de tiempo. Es conveniente aplicar algoritmos fasoriales basados en modelos de las señales. Un elemento importante de estos algoritmos es la discriminación entre la corriente de operación debida a cortocircuitos internos y la originada por otros dos regímenes del transformador que provocan valores elevados de la corriente diferencial. Uno de estos regímenes es la variación súbita de la tensión aplicada al transformador (acto de conexión del transformador ó de conexión de un transformador en paralelo con él, ó liberación de una falla externa), que provoca una avalancha de corriente de magnetización; esta corriente entra por el primario del transformador y no sale por el secundario (ó terciario), por lo que se convierte en una corriente de operación del esquema diferencial. La sobrexcitación del transformador, por sobretensión ó por una combinación de sobretensión y baja frecuencia, es otra condición que hace aumentar la corriente de magnetización con respecto a su valor normal, y que se refleja en la corriente de operación del esquema. La forma de onda distorsionada de estas corrientes es la base para diferenciarlas de la corriente de operación para cortocircuitos internos. La avalancha de corriente de magnetización contiene varios armónicos, con predominio del segundo, y con valores de la distorsión armónica total del orden del 7 al 15% de la componente fundamental en transformadores modernos. En la corriente de magnetización asociada con la sobrexcitación predomina el quinto armónico. En algunos relés analógicos y digitales se ha utilizado, la evaluación directa de la forma de onda como base para la discriminación, pero en la gran mayoría de los relés se utilizan los armónicos presentes en la corriente de operación del esquema diferencial para inhibir el disparo del relé de

10-56 porcentaje diferencial (restricción ó control de disparo por armónicos) ó para reducir su sensibilidad (retención por armónicos) Se han propuesto diferentes algoritmos de filtrado para estimar el contenido de armónicos de la corriente de operación (incluyendo la componente fundamental), pero un elemento común a todos ellos es la frecuencia de muestreo requerida. La necesidad de estimar hasta el quinto armónico demanda una frecuencia de muestreo mínima de 12 muestras por ciclo (720 Hz), de modo que ese quinto armónico no sea superior a la mitad de la frecuencia de muestreo. Un aspecto interesante de estos algoritmos es el referente a la lógica de la protección diferencial en su versión trifásica. En relés analógicos el principio diferencial se ejecuta por lo general para cada fase, y se emite una señal de disparo cuando opera cualquiera de los órganos de fase (sean relés independientes, ó elementos de un relé trifásico). En relés digitales el problema puede abordarse en un contexto más general; por ejemplo, se ha propuesto la alternativa de formar señales de retención combinadas a partir de los armónicos presentes en las corrientes de fase de todos los terminales del transformador. En este caso hay operación en el relé si se cumple la condición de operación para alguna de las fases (Inecuaciones 10.1), y si no se cumple alguna de las condiciones de retención siguientes (Inecuaciones 10.2 y 10.3):

I I I

op

> KI

res

( 10.1)

res(2)

>K I 2 op

( 10.2)

res(5)

>K I 5 op

( 10.3)

Donde:

I I I I

op res res(2) res(5)

K

2

= Corriente de operación. = Corriente de restricción. = Corriente de restricción formada a partir del segundo armónico = Corriente de restricción formada a partir del quinto armónico. = Coeficiente que permite ajustar la retención del relé a un determinado contenido

porcentual del segundo armónico.

10-57

K

5

= Coeficiente que permite ajustar la retención del relé a un determinado contenido

porcentual del quinto armónico. 10.9.2

OTRAS

SOLUCIONES

AL

PROBLEMA

DE

LA

DISCRIMINACIÓN

DE

CORTOCIRCUITOS INTERNOS El valor de la tensión en los terminales del transformador también puede ser utilizado como base para discriminar entre cortocircuitos internos y avalanchas de corriente de magnetización ó condiciones de sobrexcitación. Una variante clásica de esta alternativa es el antiguo esquema basado en bloquear el disparo del relé diferencial si la tensión tiene un valor cercano al nominal, lo que indica que no hay una falla interna. Este método no tuvo gran aceptación, por ser más lento que el de retención por armónicos. La versión digital del método, por el contrario, puede ser competitiva desde el punto de vista de la velocidad de operación. En una variante propuesta, se aplican algoritmos de medio ciclo para calcular las componentes fundamentales de las corrientes de operación y retención y de la tensión de cada fase, lo que garantiza una velocidad de operación mayor que la de los algoritmos de retención por armónicos con ventana de un ciclo. En este algoritmo fue necesario incluir como restricción adicional de disparo, una función especial que detecta la presencia de distorsión en la onda de tensión, para evitar el disparo incorrecto en casos en que la avalancha de corriente de magnetización distorsione severamente la tensión terminal del transformador (sobre todo en puntos del sistema alejados de las fuentes de generación). Otro método propuesto consiste en utilizar las corrientes medidas para calcular las tensiones terminales, sobre la base de un modelo lineal del transformador. La comparación de las tensiones calculadas con las medidas permite determinar si hay saturación en el transformador, y bloquear el disparo del relé diferencial. Otro grupo de algoritmos se basa en utilizar los valores medidos de tensión y corriente para hacer estimados de variables o parámetros internos que sirven para determinar si hay saturación en el núcleo del transformador. En un algoritmo propuesto se resuelve la ecuación diferencial básica del transformador y se estima en forma aproximada la pendiente de la curva de magnetización, lo que sirve como criterio básico para determinar si hay saturación en el núcleo. En otro algoritmo se resuelve el sistema de ecuaciones asociado a la matriz de

10-58 inductancia recíproca del transformador, y se estiman los valores de impedancias que también sirven para evaluar la saturación del núcleo. 10.9.3

VENTAJAS ADICIONALES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DIGITAL DE TRANSFORMADORES

Los relés diferenciales analógicos de protección de transformadores deben ser insensibles a la corriente de operación errónea provocada por diferencias entre las relaciones de transformación de los transformadores de corriente (que no puedan ser corregidas por derivaciones en el relé), y por la variación de la relación de transformación del transformador de potencia para propósitos de regulación de tensión. Esto implica la necesidad de limitar intencionalmente su sensibilidad, lo que afecta su capacidad para cortocircuitos internos pequeños, sobre todo entre espiras. Un problema adicional es que en transformadores con conexión delta - estrella hay que conectar en delta los transformadores de corriente del lado estrella del transformador; esto limita la utilización de esos transformadores de corriente para otras funciones de protección y medición. Estas limitaciones de los relés analógicos se resuelven por software en forma sencilla en los relés digitales. La corrección de las relaciones de los transformadores de corriente puede hacerse aplicando factores de escala a los valores de las muestras ó a los fasores estimados. Si se introduce en el relé la información sobre el estado del cambiador de derivaciones del transformador, es posible también hacer la corrección correspondiente mediante factores de escala. Pueden utilizarse transformadores de corriente con conexión en estrella a ambos lados del transformador delta - estrella, y formarse las señales a ser comparadas diferencialmente por operaciones fasoriales que simulan la conexión necesaria de los transformadores de corriente. También puede simularse por software la trampa de corriente de secuencia cero requerida cuando se conecta un banco de tierra en el lado delta de un transformador, ó cuando por alguna causa los transformadores de corriente del lado estrella tienen que conectarse en estrella; con esto se evita la necesidad de formar la trampa externamente con tres transformadores de corriente auxiliares. Todas estas correcciones representan una carga computacional adicional para el procesador, que debe tenerse en cuenta al seleccionar su capacidad.

10-59 10.9.4

OTRAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN DIGITAL DE TRANSFORMADORES

En el relé ó sistema digital de protección de transformadores pueden incluirse otras funciones. Una de ellas es la de sobrecorriente instantánea para protección contra cortocircuitos internos de gran magnitud (su valor de arranque se selecciona por encima del valor máximo de la corriente de avalancha de magnetización); para esta función puede utilizarse un algoritmo de ventana corta, pues la velocidad de operación es prioritaria sobre la precisión. Es posible también incluir una función de protección diferencial de secuencia cero, basada en la comparación de la corriente del neutro del transformador (medida por un transformador de corriente colocado en la conexión a tierra de ese neutro), con la corriente residual, resultante de la suma de las tres corrientes de línea del lado estrella del transformador. Esta función proporciona una sensibilidad elevada para fallas internas a tierra en el devanado estrella del transformador, y por lo general no puede lograrse con relés analógicos, pues los transformadores de corriente tienen conexión delta. La función de protección contra sobrexcitación es necesaria para impedir la operación prolongada del transformador con valores excesivos de flujo magnético, que provocan sobrecalentamiento. Este problema es crítico en transformadores elevadores de plantas generadoras, que pueden estar sometidos a condiciones de sobretensión, de baja frecuencia, ó ambos, cuando la unidad generadora está separada del sistema. La variante más selectiva de esta protección es la que responde al cociente tensión / frecuencia como indicador del nivel del flujo magnético en el núcleo del transformador. Un posible algoritmo consiste en estimar por separado la magnitud del fasor tensión y la frecuencia de la señal de tensión (existen varios tipos de algoritmos de estimación de frecuencia), y calcular el cociente tensión / frecuencia. Otra alternativa consiste en estimar el valor del flujo por integración discreta de la señal de tensión, y comparar el resultado con el valor admisible del transformador. 10.10

TIPOS DE REACTORES

Los reactores tienen diversas aplicaciones en los Sistemas Eléctricos de Potencia. Pueden servir para limitar las corrientes de cortocircuito al conectarlos en serie en las fases ó en el neutro. Se utilizan también para compensar la reactancia capacitiva de las líneas de transmisión, conectándolos en derivación en sus terminales, con lo que se regula la tensión.

10-60 Sirven también como filtros de armónicos. Según lo anterior los reactores se pueden clasificar como reactores en serie y reactores en derivación, los cuales se describen a continuación. 10.10.1 REACTORES EN SERIE Son reactores que limitan la corriente de corto circuito a niveles compatibles con los demás equipos del sistema, por medio del cambio en el ángulo de la impedancia total vista por la fuente en el momento de una falla. Al mismo tiempo ayudan a compensar la reactancia de la línea, aunque no es su función específica. Se construyen con núcleo de aire para que su núcleo no se sature y el reactor disminuya su reactancia. Adicionalmente ayudan al balance de cargas en líneas de transporte. Sus especificaciones se hacen de acuerdo con: $"

Tensión del sistema

$"

Potencia reactiva

$"

Corriente de régimen

$"

Corriente de falla

10.10.2 REACTORES EN DERIVACIÓN Se utilizan para compensar la potencia capacitiva generada por líneas largas, generalmente mayores de 200 Km. (efecto Ferranti). En Extra Alta Tensión EAT suelen conectarse a los devanados terciarios (por ejemplo en niveles de 400 kV el terciario es del orden de 15 kV) ó directamente al potencial de la línea, y en unos pocos casos a las barras de los generadores. Es el método más económico para consumir reactivos, los costos se incrementan cuando se utilizan interruptores para conexión y desconexión. En el caso que no haya interruptores (es decir, los reactores se conectan fijos a la línea) se usa una protección diferencial que en caso de falla del reactor desconecta la línea. Además disminuyen el frente de onda de las sobretensiones.

10-61 Sus especificaciones son: $"

Potencia Reactiva

$"

Tensión

$"

Nivel de aislamiento

$"

Linealidad.

Se necesita que la impedancia sea constante hasta un valor por encima del cual el reactor entrará en saturación. El fabricante debe indicar un porcentaje de variación permitido en la impedancia cuando la tensión se varíe en un porcentaje determinado. Cuando un reactor en derivación se satura deforma la onda de corriente. TIPOS DE REACTORES EN DERIVACIÓN De acuerdo con la norma IEEE C37.109 “Guide for the Protection of Shunt Reactors” se pueden considerar dos configuraciones básicas (tipos seco y sumergido en aceite mostrados en la Figura 10.36).

&#Reactor Tipo Seco Reactor conectado en estrella aislada ó en delta. Estos se conectan al terciario de un transformador de potencia (Figura 10.37). Generalmente son limitados a tensiones inferiores a 34.5 kV y construidos como unidades monofásicas. Las principales ventajas de este tipo de reactor son los costos bajos de construcción, el peso bajo, las relativas pérdidas bajas, la ausencia de aceite dieléctrico y su mantenimiento. Sus desventajas radican en la limitación de kVA nominales y la intensidad de campo magnético alto que producen. En la se ilustra un reactor conectado al terciario de un transformador de potencia).

&#Reactor Tipo Sumergido en Aceite Conectado a través de Transformador Son diseñados para conexión al terciario de un transformador de potencia, cumplen con los requerimientos establecidos para el tipo seco, excepto que no tiene grandes limitaciones en kVA nominales.

10-62

Figura 10.36

Figura 10.37

10-63

&#Tipo Sumergido en Aceite para Conexión Directa Reactor conectado en estrella sólidamente aterrizado ó aterrizado a través de una impedancia (reactor) de neutro. Estos se conectan directamente al sistema de transmisión a través de una barra ó una línea (Figura 10.38). Su nivel de aislamiento es generalmente de tipo gradual y pueden ser conmutados ó ser fijos.

Figura 10.38 10.11

PROTECCIÓN DE REACTORES

10.11.1 PROTECCIÓN DE REACTORES DE TERCIARIO 10.11.1.1

PRINCIPALES TIPOS DE FALLAS EN REACTORES DE TERCIARIO

Las fallas más comunes en reactores de terciario son:

"#

Fallas fase – fase en la barra terciaria: resulta una magnitud alta de la corriente de fase. Cuando los reactores se componen de unidades monofásicas este tipo de falla no es de mucha ocurrencia debido a la gran separación entre fases. En el caso colombiano, estos reactores son unidades trifásicas y por consiguiente es muy factible la ocurrencia de este tipo de falla.

"#

Fallas a tierra en la barra del terciario: el resultado es una magnitud baja de la corriente de tierra, dependiendo del dimensionamiento del transformador de puesta a tierra.

"#

Fallas entre espiras del reactor: da como resultado un pequeño cambio en la corriente de fase. El no despeje oportuno de una falla entre espiras, debido a la interacción con el campo magnético del reactor puede derivar en una falla fase – neutro con incremento de

10-64 corriente en las fases no falladas a un máximo de √3 veces la corriente de fase nominal; este incremento si no es detectado puede ocasionar daños térmicos en las fases sanas del reactor. 10.11.1.2

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN ASOCIADOS CON REACTORES DE TERCIARIO TIPO SECO

La protección de los reactores de terciario para corrientes altas de falla se realiza a través de relés de sobrecorriente, protección diferencial, relé de secuencia negativa ó una combinación de estos esquemas. Para niveles bajos de falla, la protección se debe hacer con relés de desbalance de tensión con compensación al desbalance inherente al sistema. El banco de reactores puede ser conmutado (a través de interruptor) individualmente en la alimentación del reactor ó en el neutro. Se debe proveer además un transformador de puesta a tierra (con ó sin impedancia de neutro y devanado auxiliar) dimensionado para la corriente de secuencia cero (corriente de corta duración) que fluye por el terciario bajo condiciones de falla a tierra. El esquema de puesta a tierra por el terciario es esencialmente un método de alta impedancia. 10.11.1.3

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE EN REACTORES

Brinda protección principalmente contra fallas fase – fase y dependiendo de la sensibilidad, para fallas fase – tierra. 10.11.1.4

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE REACTOR

Es una protección apropiada contra fallas fase – fase. En el caso de fallas fase – tierra se emplea una protección de tierra restringida, con su respectiva resistencia estabilizadora. 10.11.1.5

PROTECCIONES DE DESBALANCE DE TENSIÓN

Para proveer protección ante fallas entre espiras se puede emplear el desbalance de tensión entre la conexión de neutro del reactor y tierra. Para esta protección debe tenerse presente que el desbalance puede ser ocasionado por:

10-65 %# Desbalance debido a una falla en el reactor. %# Desbalance producido por la fabricación del reactor. De acuerdo con la norma IEEE C57.21 en el caso de bancos de reactores en derivación, la máxima desviación de impedancia en al menos una fase, debe estar dentro del 2% del promedio de la impedancia en Ohmios de las tres fases. %# Desbalance de las tensiones fase – tierra de la barra. 10.11.1.6

EFECTOS SOBRE EL SISTEMA POR FALLAS DE REACTORES DE TERCIARIO

El sistema de transmisión no es generalmente muy afectado por una falla en un reactor de terciario. Cuando un reactor fallado es aislado desde el circuito terciario, la tensión en la línea de transmisión se incrementa. Deben realizarse estudios del sistema para estar seguros de que la pérdida del reactor no cause una significativa sobretensión en el sistema. Con los resultados de dichos estudios se pueden implementar estrategias adicionales ó consignas operativas tales como realizar una energización automática de los bancos de reserva cuando se dispare el reactor u operar otros elementos de compensación de estos casos (Figura 10.39).

Figura 10.39

10-66 10.11.2 PROTECCIÓN DE REACTORES EN DERIVACIÓN Los reactores en derivación son usados para compensar la capacitancia de líneas de transmisión, principalmente para condiciones de carga baja, en las cuales se producen más reactivos capacitivos de los que el sistema pueda absorber sin riesgo de inestabilidad ó tensiones excesivamente altas en los terminales de líneas. En la mayoría de los casos los reactores no tienen interruptores por lo tanto el sistema de protección debe, en caso de una falla en el reactor, enviar una señal de disparo directo ó teledisparo a los extremos de la línea tal como se muestra en la Figura 10.40.

Figura 10.40 El sistema de protección de los reactores tiene similitud con el de los transformadores ó autotransformadores, teniendo en cuenta ciertas consideraciones como lo son los tipos de fallas y sus efectos sobre el sistema las cuales se muestran enseguida. Principales Tipos de Fallas en Reactores de Línea Las fallas más comunes en reactores de línea son:

"# Fallas que dan como resultado grandes cambios de la magnitud de la corriente tales como fallas en bujes, fallas del aislamiento, etc. Debido a la proximidad entre el devanado y el núcleo y el devanado y el tanque pueden presentarse también fallas devanado - tierra. Las fallas de buje internas ó externas al tanque, así como fallas en la conexión entre el banco de reactores y la línea de transmisión dan como resultado corrientes de fase mucho mayores.

10-67

"# Fallas entre espiras en el devanado que producen pequeños cambios en la corriente de fase. Estos niveles bajos de falla pueden derivar en un cambio de la impedancia del reactor, incrementando la temperatura y la presión internas con acumulación de gas, que de no ser detectadas pueden producir una falla mayor. Efectos Sobre el Sistema de las Fallas de Reactores de Línea Al presentarse una falla de reactores de línea, pueden generarse los siguientes efectos:

"# Sobretensiones: La pérdida de un banco de reactores de línea produce un incremento de la tensión a 60 Hz en su punto de instalación, produciendo a veces el disparo de relés de sobretensión con el consecuente aumento del problema inicial.

"# Teledisparos: Para reactores conectados directamente a una línea se despeja la falla mediante el disparo del interruptor local y se da el envío de disparo directo transferido al interruptor remoto. Ambos interruptores son usualmente bloqueados para el cierre.

"# Saturación: Cuando una línea compensada es desenergizada, el circuito resonante paralelo puede producir una onda de tensión sinusoidal amortiguada a una frecuencia generalmente inferior a 60 Hz, con una tensión inicial que puede acercarse a la tensión nominal del sistema. Este valor de tensión a una frecuencia reducida puede causar mal funcionamiento de transformadores de potencial tipo capacitivo por saturación de la etapa inductiva de baja tensión, lo cual a su vez afecta a los relés de impedancia empleados para la protección de reactores en derivación y de línea, y al mismo transformador de potencial que puede presentar sobretensiones inaceptables en su lado secundario.

Esquemas de Protección Asociados con el Reactor Sumergido en Aceite La protección de los reactores sumergidos en aceite para corrientes de falla altas se hace a través de relés de sobrecorriente, protección diferencial ó por combinación de estos esquemas. Para niveles de falla bajos se debe brindar por medio de relés de impedancia, térmicos, de acumulación de gas, de sobrepresión ó por una combinación de estos relés.

10-68 En el caso de los reactores de línea estos bancos pueden ser maniobrables ó conectados permanentemente a la línea de transmisión en uno ó ambos extremos. En el caso de que se tenga implementado el recierre monofásico, se debe conectar un cuarto reactor (los reactores de línea están conformados normalmente por 3 unidades monofásicas) entre el neutro del banco y tierra, para disminuir el efecto del arco secundario que se presenta durante la interrupción de una falla monofásica, debido al acople capacitivo de secuencia cero de la línea. Protección de Sobrecorriente y Diferencial de Reactores en Derivación Los relés de protección para fallas que producen incrementos elevados en la magnitud de la corriente de fase son generalmente una combinación de relés de sobrecorriente, diferenciales y eventualmente relés de distancia. Una de las principales dificultades que se le presenta al ingeniero de protecciones radica en la falsa operación de los relés ante la energización ó desenergización de reactores con núcleo de hierro. Durante estos períodos, los mayores problemas los causan un nivel “offset” d.c. con constante de tiempo alta (factor de calidad alto) y las componentes de frecuencia relativa baja en la comente de energización del reactor. Por esta razón los relés diferenciales de alta impedancia son generalmente más recomendados que los relés de baja impedancia. Si se utilizan relés de baja impedancia, es recomendable que éstos sean suficientemente insensibilizados para prevenir operaciones indeseadas ó utilizar los filtros adecuados que supriman este tipo de componentes. Los relés de sobrecorriente de fases no son lo suficientemente sensibles para brindar una adecuada operación ante fallas entre espiras y los esquemas diferenciales generalmente no las detectan tampoco. Los relés de distancia ó los relés de sobrecorriente de tierra ofrecen alguna probabilidad de protección pero requieren tiempos de retardo para la coordinación ante fallas externas y por corrientes de saturación del transformador. El uso de protecciones de distancia para este tipo de sensibilidad es posible dada la significativa reducción en la impedancia a 60 Hz de un reactor en derivación, bajo condiciones de falla entre espiras. La sensibilidad para falla entre espiras es limitada por la impedancia aparente vista por el relé durante la energización del reactor por la corriente “inrush”. El alcance dado al relé debe estar por debajo de la impedancia vista en el periodo magnetizante “inrush”.

10-69 Los criterios que se recomiendan para el ajuste de estas protecciones son:

#"

Selección de la Corriente de Arranque de los Relés de Sobrecorriente

La corriente de arranque se selecciona como 1,5 IN para el relé de sobrecorriente de fases con la finalidad de evitar la desconexión del reactor ante tensiones elevadas del sistema. Dicha función debe ser complementada con un relé de sobrecarga ó de sobretemperatura que proteja el reactor ante sobrecargas que no sean cubiertas por esta función. Este ajuste normalmente depende del fabricante, quien establece la soportabilidad del equipo. Para el relé de sobrecorriente de tierra se selecciona el 40% IN. El ajuste del relé de sobrecorriente para un reactor de neutro puede ser tan sensible como se desee, ya que ésta no es de operación estacionaria. La coordinación de tiempo debe ser mayor a 1 segundo (normalmente 2 s) que es el tiempo muerto del recierre, logrando de esta manera mantener en operación el equipo durante el ciclo de recierre, con la corriente de arco secundario presente.

#"

Selección del Ajuste de la Protección Diferencial

El ajuste de la protección diferencial se debe seleccionar con la máxima sensibilidad del relé, pero realizando la verificación de estabilidad de la protección ante falla externa con el ajuste recomendado de acuerdo con los valores de saturación de los CTs. Adicionalmente se sugiere verificar la inmunidad de la protección ante componentes ajenas a la componente fundamental de la corriente (armónicos). Los reactores conectados a la línea están incluidos generalmente en la zona de protección de la misma y a menudo quedan bien protegidos por los relés de línea adyacentes a las unidades. Se recomienda, sin embargo, utilizar relés separados para la protección del reactor, ya que en el terminal remoto puede haber dificultad para detectar una falla en él. Estos relés deben incluir alguna forma de transferencia de disparo al terminal remoto especialmente para líneas largas ó donde el terminal remoto es una fuente de cortocircuito débil. De esta manera los relés de línea suministran protección de respaldo.

10-70 Protecciones Mecánicas: Relés Buchholz, Presión Súbita y Sobretemperatura Normalmente estos ajustes son responsabilidad del fabricante y de ellos depende la garantía del equipo. Adicionalmente es el único que conoce adecuadamente la soportabilidad del equipo ya que para estos ajustes requieren datos de diseño que el fabricante no suministra normalmente (información técnica confidencial). Los relés de presión súbita ó acumulador de gas (Buchholz) ó ambos brindan el mejor medio de detección de fallas entre espiras en reactores sumergidos en aceite. Las descargas parciales de baja energía y la sobretemperatura causada por cortocircuitos entre espiras producen gases. El incremento de gas que atraviesa el aceite es acumulado en el relé Buchholz (ubicado en el ducto del flujo entre los tanques de expansión del aceite y el tanque principal). El relé de presión súbita es montado en la parte superior del tanque del reactor y consiste de un sensor de presión, un conmutador operado por presión y un orificio igualador de presiones para evitar operaciones indeseadas asociadas con la variación de presión por cambios de temperatura. El relé opera ante la diferencia momentánea entre las presiones en el espacio de gas del reactor y la presión incidente en el relé. Los reactores sumergidos en aceite son sometidos a refrigeración forzada para reducir costos y tamaño. La pérdida de refrigeración puede ser detectada con monitoreo de flujo de aceite mediante indicadores de flujo y monitoreo de temperatura con relés de temperatura. El indicador de flujo de aceite generalmente produce una alarma y los relés de temperatura son conectados al disparo. Protecciones de Sobre / Baja Tensión

SIMBOLOGÍA

10-71 Estos relés pueden ser usados para desconectar el reactor ante condiciones extremas de sobretensión, pero en este caso, la línea de transmisión asociada debe ser desenergizada al mismo tiempo ya que la desconexión de los reactores agravaría las condiciones de sobretensión del sistema. Los disparos por baja tensión, por el contrario, pretenden permitirle al sistema recuperar sus niveles de tensión en eventos relacionados con colapsos de tensión y oscilaciones graves de potencia.

10-72

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1]

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Catálogos de Fabricantes. Osaka, Mitsubishi.