FALLA DE TRAFOS

REGULACIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN DE MÁQUINAS ELÉCTRICAS Apuntes de la asignatura

Protección del transformador

Tema

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D E P A R T A M E N T O D E I N G E N I E R Í A E L É C T R I C A Y E N E R G É T I C A

Universidad de Cantabria

Mario Mañana Canteli Despacho S2-53

© Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales y de Telecomunicación

Avda. Los Castros s/n, 39005 Santander Teléfono 942 201378 • Fax 942 201385

http://www.diee.unican.es/diee/mmc_1.html [email protected]

Tabla de contenido

Introducción .................................................................................................................................................. 2 Fallos en el transformador............................................................................................................................ 4

Condiciones externas .................................................................................................................................. 4 Sobrecarga................................................................................................................................................................................................................ 4 Cortocircuito ............................................................................................................................................................................................................ 5 Sobretensión / Reducción de frecuencia.................................................................................................................................................................. 6 Condiciones ambientales adversas .......................................................................................................................................................................... 6 Ciclos de trabajo ...................................................................................................................................................................................................... 8

Régimen continuo normal.................................................................................................................................................................................. 10 Régimen cíclico normal ..................................................................................................................................................................................... 10

Fallos internos........................................................................................................................................... 13 Cortocircuitos entre espiras en la misma fase ....................................................................................................................................................... 13 Cortocircuitos entre espiras en fases distintas ....................................................................................................................................................... 13 Defectos fase – carcasa .......................................................................................................................................................................................... 14 Defectos en el circuito magnético ......................................................................................................................................................................... 14 Defectos en el conexionado / aisladores................................................................................................................................................................ 15 Defectos en el sistema de refrigeración................................................................................................................................................................. 15

Detección de fallos en transformadores...................................................................................................... 16 Detección eléctrica ................................................................................................................................... 16 Detección mecánico-química ................................................................................................................... 17 Magnetización del transformador ............................................................................................................. 17

Resumen de las protecciones típicas del transformador ............................................................................. 20 Ejercicios..................................................................................................................................................... 21 Soluciones.................................................................................................................................................... 26 Referencias .................................................................................................................................................. 35

P R O T E C C I Ó N D E L T R A N S F O R M A D O R

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Protección del transformador El transformador se encuentra entre las máquinas eléctricas más importantes de todas las existentes en los sistemas eléctricos de potencia. Las fronteras de generación, transporte y distribución no podrían delimitarse sin la existencia de estas máquinas. Su protección resulta fundamental, no sólo para su supervivencia, sino para la de todo el sistema eléctrico.

Introducción

El lector conoce ya suficientemente la importancia de los transformadores en los sistemas eléctricos de potencia. Desde el punto de vista de su explotación, la protección de estas máquinas frente a fallos, tanto externos como internos resulta vital, debido al coste de los transformadores, especialmente aquellos de gran potencia, unido a los elevados costes asociados a las pérdidas de producción debidas a la ausencia de alimentación eléctrica en la industria

Antes de comenzar a analizar los distintos tipos de fallos que se producen en los transformadores, junto con los mecanismos de protección que pueden ser utilizados para eliminar los efectos de dichos fallos sobre la máquina, conviene hacer un repaso rápido de los tipos de averías que aparecen en los transformadores, junto con su distribución estadística. En la figura 1 se resumen las estadísticas de averías en transformadores de potencia, relativos a EEUU, durante el periodo comprendido entre 1975 y 1982, tal como están recogidas en la norma IEEE C37.91 [1] dedicada a la protección de transformadores de potencia. Para la realización de dicha estadística, se analizaron 1217 transformadores, estableciendo seis grandes grupos de averías, tal como muestra la tabla I.

Desde el punto de vista conceptual, las averías en los transformadores son producidas por fallos que se originan, tanto en el interior como en el exterior de la máquina. Se realiza, a continuación, un repaso rápido de dichos tipos de fallos.

Tema

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3

Tabla I. Distribución de averías en transformadores de potencia en EEUU durante el periodo 1975-1982 [1].

Elemento averiado 1975-1982

Número de fallos % del total

1. Bobinados.

2. Cambiadores de tomas.

3. Terminales

4. Conexionado

5. Circuito magnético

6. Otros fallos

615

231

114

71

24

72

51

19

9

6

2

13

TOTAL 1217 100

bobinados51%

núcleo2%

estructura9%

cambiadores tomas19%

terminales6%

Otros13%

Figura 1. Estadísticas de averías en transformadores de potencia en EEUU entre 1975 y 1982 (IEEE C37.91-1985 [1])


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Fallos en el transformador

Desde un punto de vista descriptivo, la clasificación de los diferentes tipos de fallos que pueden aparecer en un transformador, según la naturaleza de los subsistemas involucrados, plantea varios problemas. Si desde una perspectiva pedagógica puede resultar adecuado analizar de forma separada cada tipo de fallo, no resulta tan evidente en la práctica distinguir el origen primario de una avería. Un transformador quemado puede ser el resultado de uno o varios fallos en su origen, que pueden ir desde una sobrecarga eléctrica o térmica mantenida hasta un defecto en el sistema de refrigeración, o un fallo constructivo que hubiese afectado a los devanados en su origen. El objetivo de esta clasificación no es otro que establecer las causas particulares que pueden motivar a una avería en la máquina.

Condiciones externas

Se entiende por fallo externo al transformador, aquel que se produce físicamente fuera de la máquina. Desde la perspectiva de la vida del transformador, este tipo de fallos son tan importantes como los que se producen internamente, ya que si no se despejan adecuadamente las condiciones que originan el defecto, se va a producir una reducción de la vida de la máquina, que puede derivar, si éste es importante, en una avería e incluso en su destrucción. Se analizan, a continuación, los tipos de fallos externos más comunes.

Sobrecarga

La sobrecarga eléctrica es el motivo principal de envejecimiento prematuro de una máquina. Desde un punto de vista térmico, la sobrecarga se produce cuando la condición de equilibrio térmico en la máquina se establece a una temperatura tal que provoca la degradación de los dieléctricos que aíslan los conductores o las chapas que forman el núcleo magnético del transformador. La condición de sobrecarga involucra parámetros de naturaleza distinta:

1. Nivel de carga eléctrica

2. Condiciones ambientales: temperatura, humedad y altura sobre el nivel del mar.

3. Condiciones de explotación: continua, ocasional, etc.

Desde el punto de vista de la protección de la máquina, la condición de sobrecarga no suele requerir la puesta fuera de servicio inmediata de la máquina, lo que permite realizar actuaciones dedicadas a reducir las condiciones que producen dicha situación, continuando con la explotación de la instalación. Entre las medidas orientadas a reducir el nivel de sobrecarga de la máquina se pueden citar: deslastrado de carga y mejora de las condiciones de refrigeración.


5

Cortocircuito

El cortocircuito externo al transformador es la condición de explotación más grave a la que puede someterse. Desde el punto de vista eléctrico la intensidad de cortocircuito simétrico en una red está limitada únicamente por la potencia de cortocircuito de dicha red. Si dicho cortocircuito se produce en el secundario del transformador, la potencia de cortocircuito en dicho punto se obtendrá como combinación de la potencia de cortocircuito de la red en el primario y la propia potencia de cortocircuito del transformador. Cuando se produce un cortocircuito, además del efecto térmico que produce dicha intensidad en los devanados, aparece un elevado esfuerzo electrodinámico entre conductores que puede producir daños mecánicos en la máquina.

El cálculo simplificador de la intensidad de cortocircuito simétrica puede obtenerse a partir del esquema eléctrico de la figura 2.

La potencia de cortocircuito en el secundario del transformador (punto B) puede obtenerse como,

dortransformaccAcc

dortransformaccAcc

dortransformaccAcc

Bcc SS

SSSSS

,

,,//

+==

donde,

cc

Ndortransformacc

SSε

=,

La intensidad de cortocircuito simétrico Icc en el secundario es

Scc(A)

SN εcc

Scc(B)

Figura 2. Esquema eléctrico simplificado para el cálculo de la intensidad de cortocircuito.


6

BL

BccB

cc VS

I3

=

donde BLV es la tensión compuesta en el secundario del transformador.

Sobretensión / Reducción de frecuencia

Resulta suficientemente conocido por el lector que un circuito magnético alimentado mediante una tensión alterna genera un flujo cuyo valor eficaz es proporcional al cociente entre el valor eficaz de la tensión y la frecuencia de dicha tensión,

fV

∝φ

Cuando el valor del flujo alcanza la zona de saturación en la curva B-H del material utilizado para la construcción del circuito magnético, el consumo de intensidad aumenta, incrementando las pérdidas del transformador [2].

Como se puede observar, el incremento de las pérdidas debido a la saturación puede producirse tanto por una sobretensión como por una reducción de la frecuencia de la tensión de alimentación.

Condiciones ambientales adversas

Desde un punto de vista conceptual, la reducción de vida útil de un dieléctrico se produce por un incremento de temperatura, independientemente de que este sea provocado por una disipación de calor debida al efecto Joule en los conductores, por un incremento de la temperatura ambiente o por un fallo en el sistema de refrigeración. La norma UNE EN 60076 [3] normaliza la designación de los transformadores según el sistema de refrigeración utilizado. Dicha representación utiliza cuatro letras, cuyo significado se recoge a continuación:

Primera letra. Medio de refrigeración interno en contacto con los arrollamientos.

O Aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de inflamación ≤ 300 º C.

K Líquido aislante con punto de inflamación > 300 º C.

L Líquido aislante con punto de inflamación no medible.


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Segunda letra Modo de circulación del medio de refrigeración interno.

N Circulación natural por termosifón a través del sistema de refrigeración y en los arrollamientos.

F Circulación forzada a través del sistema de refrigeración, circulación por termosifón en los arrollamientos.

D Circulación forzada a través del sistema de refrigeración, dirigida desde el sistema de refrigeración hasta al menos los arrollamientos principales.

Tercera letra. Medio de refrigeración externo.

A Aire.

W Agua.

Cuarta letra: Modo de circulación del fluido externo:

N Convección natural;

F Circulación forzada (ventiladores, bombas)

En algunos casos, un mismo transformador puede soportar métodos de refrigeración distintos, debiendo especificar, en cada caso, los niveles de potencia tolerados por cada uno de los métodos. La propia norma establece como ejemplos los siguientes:

ONAN/ONAF. El transformador tiene un juego de ventiladores que pueden ponerse en servicio conforme se desee a carga elevada. La circulación de aceite es solamente por efecto de termosifón en los dos casos.

ONAN/OFAF. El transformador tiene un equipo de refrigeración con bombas y ventiladores pero se especifica también con una capacidad limitada de potencia con refrigeración natural (por ejemplo en caso de fallo de la potencia auxiliar).

La norma establece también la desclasificación de carga debida a variaciones de altitud. Se establece como altura de referencia 1000 m sobre el nivel del mar.


8

Ciclos de trabajo

En determinadas condiciones de explotación, como emergencias o condiciones ambientales muy adversas, es necesario que el transformador opere durante un determinado periodo de tiempo por encima de sus características nominales. Esta situación puede ser admisible si se verifica un nivel medio de carga, generalmente inferior al nominal, durante un intervalo global de 24 horas. Se presenta, a continuación, el método simplificado propuesto en la norma UNE 20110 [4] para determinar ciclos de carga. El lector debe tener presente que se trata de un método aproximado con las siguientes restricciones de partida:

• La variación diaria de carga se presenta por un ciclo simplificador de sólo dos escalones.

• Las características térmicas pueden no coincidir con un transformador específico.

• Se considera que la temperatura ambiente es constante durante el ciclo de 24 horas.

La característica de carga real se aproxima por un ciclo equivalente rectangular de dos escalones, tal como el que se muestra en la figura 3.

Los escalones de carga son K1 y K2, siendo K2 el nivel de carga durante la punta de duración t. En algunos casos, los dos escalones de carga no quedan claramente definidos, por lo que es necesario realizar una aproximación de tipo conservador. Así, se establecen diferentes tipos de ciclos de carga:

Factor de carga

Hora del día

t

K2

K1

24 h 0

Figura 3. Ciclo equivalente rectangular de dos escalones.


9

• ciclo de carga con una punta. Se aproxima un ciclo de carga irregular por una estructura de doble escalón conservando el área.

• Ciclo de carga con dos puntas de amplitudes iguales y duraciones distintas. En este caso, se elige la punta de mayor duración y se calcula el factor de carga K1 como el valor medio del resto.

• Ciclo de carga con puntas sucesivas. En este caso se elige t suficientemente grande para incluir todas las puntas de valor K2 y se calcular K1 como el valor medio de la curva de carga restante.

Factor de carga

Hora del día

t

K2

K1

24 h 0

Figura 4. Ciclo de carga con una punta.

1

2 3

c

a b

d

4

a+b=c+d

1=2+3+4

Factor de carga

Hora del día

t

K2

K1

24 h 0

Figura 5. Ciclo de carga con dos puntas de amplitudes iguales y duraciones distintas.


10

R É G I M E N C O N T I N U O N O R M A L

Puede utilizarse este régimen cuando la carga no muestra variaciones importantes durante todo el día. En esos casos, se puede definir un factor de carga aceptable K=K24 en servicio continuo para las 24 horas. En la tabla II se recogen los coeficientes K24 en función de la temperatura.

Tabla II. Factor de carga admisible en servicio continuo K24 para diferentes temperaturas ambiente.

Temperatura ambiente ºC -25 -20 -10 0 10 20 30 40

Calentamiento del punto más caliente (K)

123 118 108 96 88 78 68 58

ONAN 1,37 1,33 1,25 1,17 1,09 1,0 0,91 0,81 Transformadores de distribución

ON 1,33 1,30 1,22 1,15 1,08 1,0 0,92 0,82

OF 1,31 1,28 1,21 1,14 1,06 1,0 0,92 0,83

K24 Transformadores de media y gran potencia OD 1,24 1,22 1,17 1,11 1,06 1,0 0,94 0,87

R É G I M E N C Í C L I C O N O R M A L

El régimen cíclico normal se ajusta mediante un ciclo de doble escalón y los patrones de carga definidos por curvas como la mostrada en la figura 7. Las curvas se agrupan según el tipo de transformador (potencia y clase de refrigeración) y la temperatura ambiente de explotación. Si no existe una curva

Factor de carga

Hora del día

t

K2

K1

24 h 0

Figura 6. Ciclo de carga con puntas sucesivas.


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concreta para una determinada temperatura, elegir la inmediatamente superior o interpolar entre dos curvas.

La norma UNE 20110 establece que las curvas pueden ser usadas para determinar la sobrecarga admisible K2 para una duración de la misma t a partir de una carga inicial dada K1 . Haciendo la hipótesis simplificadora de que las tensiones aplicadas permanecen constantes, estas curvas también pueden usarse para determinar la potencia asignada de un transformador (para una duración de vida normal), para un ciclo de carga rectangular dado, definido por la relación K2 / K1 . Todo lo que hay que hacer es determinar la intersección de la curva que representa la duración de la sobrecarga K2 y de la recta de pendiente constante K2 / K1 ; esta recta se determina marcando los puntos correspondientes a la ordenada K2 = 1 y a la abcisa K1 = 1 y uniéndolos. En la tabla III se resumen los límites de intensidad y temperatura aplicables a cargas superiores a los valores asignados, también según la norma UNE 20110.

Tabla III. Límites de intensidad y temperatura aplicables a cargas superiores a los valores asignados.

Regímenes de carga Transformador de distribución

Transformador de media potencia

Transformador de gran potencia

Carga cíclica normal

I (pu)

Temperatura del punto más caliente y de las partes metálicas en contacto con material aislante sólido.

Temperatura del aceite en la parte superior

1,5

140 ºC

105 ºC

1,5

140 ºC

105 ºC

1,3

120 ºC

105 ºC

Figura 7. Relación entre K1 y K2(t) para una temperatura de –25 ºC.


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Carga cíclica de emergencia de larga duración

I (pu)



Carga de emergencia de larga duración

I (pu)



1,8

150 ºC

115 ºC

2,0

-

-

1,5

140 ºC

115 ºC

1,8

160 ºC

115 ºC

1,3

130 ºC

115 ºC

1,5

160 ºC

115 ºC

Aquellos transformadores que están instalados dentro de una envolvente sufren un calentamiento adicional, especialmente en aquellos casos en que dicha envolvente no está suficientemente refrigerada. En la tabla IV se proporcionan los factores que permiten corregir la temperatura del transformador cuando éste se encuentra dentro de una envolvente.

Tabla IV. Aumento de la temperatura ambiente provocado por la envolvente.

Corrección (añadir a la Tª ambiente ponderada)

Dimensionamiento del transformador en kVA

Tipo de envolvente Número de transformadores instalados

250 500 750 1000

Celdas enterradas con ventilación natural 1

2

3

11

12

14

12

13

17

13

14

19

14

16

22

Sótanos y edificios con ventilación natural mediocre

1

2

3

7

8

10

8

9

13

9

10

15

10

12

17


13

Edificios con buena ventilación natural, celdas subterráneas e instalación en sótanos con ventilación forzada.

1

2

3

3

4

6

4

5

9

5

6

10

6

7

13

Cabinas prefabricadas 1 10 15 20 -

Fallos internos

Cortocircuitos entre espiras en la misma fase

Se trata del tipo de fallo más difícil de detectar, ya que en sus fases iniciales, cuando el fallo involucra únicamente unas pocas espiras, resulta prácticamente imposible de detectar, especialmente en el caso de transformadores de alta tensión con un elevado número de espiras. Cuando el fallo se va extendiendo para abarcar un mayor número de espiras, es posible detectarlo a partir de la componente inversa de la intensidad.

Cortocircuitos entre espiras en fases distintas

Los cortocircuitos entre espiras de fases distintas pueden ser detectados mediante una protección diferencial (ANSI 87) colocada a la entrada y salida de cada bobinado del transformador.

Ie

Is

Id

Figura 3. Defecto provocado por un cortocircuito entre espiras.


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En la figura 3 puede observarse que el cortocircuito entre fases provoca una intensidad de defecto Id entre fases que hace que la intensidad de entrada al devanado Ie de un fase sea distinta de la de salida Is, situación que no se produce en ausencia del defecto.

Defectos fase – carcasa

Los defectos de aislamiento entre fase y carcasa debido al deterioro de los dieléctricos provoca la circulación de una intensidad de defecto hacia tierra siempre que el sistema de distribución sea de tipo neutro rígido a tierra o impedante. En los sistemas de distribución con neutro aislado la circulación de intensidad está restringida a las capacidades parásitas existentes.

Defectos en el circuito magnético

Los defectos en el circuito magnético suelen producirse como resultado del deterioro del aislamiento entre chapas producido por un incremento excesivo de temperatura Estos incrementos pueden estar

Figura 8. Termografía infrarroja de un transformador para la detección de puntos calientes.


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producidos por una condición de sobrecarga, por la presencia de armónicos en la intensidad, o por sobretensiones o disminuciones de frecuencia que den lugar a una saturación de flujo magnético.

Defectos en el conexionado / aisladores

Este tipo de defectos son producidos por conexiones defectuosas en la interfaz cable / aislador de entrada – salida del transformador. En muchos parques de intemperie se produce con cierta frecuencia la aparición de contorneos y descargas en los aisladores de entrada-salida debido a la suciedad acumulada, especialmente en ambientes costeros, donde existen grandes concentraciones salinas en las brumas y nieblas. Este tipo de fenómenos son típicos también de instalaciones con elevadas concentraciones de polvo en el ambiente, como acerías y cementeras. En muchos casos, la solución consiste en la limpieza periódica de los aisladores, y su protección mediante barnices dieléctricos que repelen la suciedad. En el caso de los defectos producidos por malas conexiones, que se caracterizan por incrementos de temperatura, es posible realizar su detección mediante termografía infrarroja. En la figura 8 se muestra una termografía infrarroja de un transformador de potencia, en el que puede apreciarse que no existe ningún punto caliente significativo.

En algunas ocasiones, los defectos son producidos por animales que se electrocutan al acercase a la máquina buscando calor.

Defectos en el sistema de refrigeración

Los defectos en el sistema de refrigeración comprenden todos aquellos fallos que afectan a la adecuada refrigeración de la máquina. Cabe destacar aquí,

• Pérdida de refrigerante en la cuba, depósito de expansión o conducciones intermedias.

• Deterioro de las características del refrigerante debido a procesos de envejecimiento o contaminación.

• Avería de los termostatos, sondas térmicas o ventiladores.

• Obstaculización de las canalizaciones de refrigeración, en el caso de transformadores que operan en centros de transformación.

• Cálculo inadecuado de la refrigeración o modificación de las condiciones de explotación.


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Detección de fallos en transformadores

Se describen, a continuación, los procedimientos habituales de detección de fallos en transformadores. Los mecanismos de detección se agrupan en dos grandes familias: i) detección mediante métodos eléctricos y ii) detección mediante elementos mecánicos y/o químicos.

Detección eléctrica

Relé de sobrecarga / cortocircuito. (ANSI 50/51). Este relé permite detectar condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso, muy inverso o extremadamente inverso.

Relé diferencial (ANSI 87). Permite detectar condiciones de defecto entre espiras de fases distintas. Su utilización debe estar combinada con mecanismos que permitan detectar condiciones especiales como la magnetización del transformador, para evitar disparos intempestivos.

Relé térmico (ANSI 26). Permite detectar condiciones de sobrecarga térmica producidas tanto por un exceso de carga, como por condiciones ambientales adversas o fallos en el sistema de refrigeración. Este tipo de sistemas están basados en la utilización de sondas térmicas situadas en la cuba y el refrigerante.

Relé térmico indirecto (ANSI 49). Permite detectar condiciones de sobrecarga a partir de la medida de la intensidad consumida por el transformador.

Relé direccional (ANSI 67). Permite detectar cortocircuitos en secundarios de transformadores cuando funcionan en paralelo dos o más de ellos. En la figura 9 se muestra un sistema formado por dos transformadores conectados en paralelo. El defecto se alimenta a partir de Id1 e Id2, lo que puede producir el disparo de ambos transformadores. El relé direccional permite conocer el sentido de las intensidades de defecto, lo que permite despejar las faltas de forma selectiva.

Transf. 1 Transf. 2

Id1

Id2

Figura 9. Alimentación de un defecto en un sistema alimentado por dos transformadores conectados en paralelo.


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Relé de sobretensión (ANSI 59). Permite detectar condiciones de sobretensión en la alimentación, que pueden dar lugar a una saturación del circuito magnético, y por tanto, a un sobrecalentamiento.

Relé tensión / frecuencia (ANSI 24). Similar al relé de sobretensión.

Detección mecánico-química

Dado que la aparición de fallos en los transformadores sumergidos en aceite suele generar gases, es posible detectar estos fallos mediante procedimientos de tipo mecánico o químico. En la tabla V se resume la relación entre concentración de gas y gravedad del defecto. En la norma ANSI/IEEE C57.104 [5] se realiza un análisis exhaustivo de la magnitud del defecto en relación a la concentración de gas. En la actualidad y como medida preventiva, es frecuente la utilización de espectrómetros de masas para el análisis de las concentraciones de gases en los aceites.

En el ámbito de la ingeniería de protección europea es frecuente, especialmente en el caso de transformadores de media y baja potencia con refrigeración líquida que cuentan con un depósito de expansión, confiar la protección de la máquina al relé Buchholz. Dicho relé se conecta en la conducción que comunica la cuba que contiene al transformador con el depósito de expansión con el objetivo de detectar la presencia de gas. Se observa por tanto que este relé está basado en el principio de que cualquier tipo de fallo interno provoca un deterioro del refrigerante que se traduce en la generación de gas. En [2] puede encontrarse una descripción más detallada de este mecanismo de protección.

Tabla V. Clasificación de los niveles de gas en relación a una posible situación de fallo, según la norma IEEE C37.91 [1]

Porcentaje de gas Actuación

Entre 0 y 0,5% Situación normal.

Entre 0,5 y 1,0% Tomar muestras con un intervalo de entre dos semanas y un mes, para determinar si se produce alguna tendencia.

Entre 1,0 y 5,0% Tomar muestras de forma inmediata y realizar una revisión de la máquina.

Mayor de 5,0% Desconectar el transformador de la red y buscar la causa de dicha concentración.

Magnetización del transformador

Durante las maniobras de conexión del transformador a la red se producen puntas de intensidad muy elevadas debido al fenómeno de magnetización de la máquina (denominada inrush current en la literatura


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anglosajona). El valor de dichas puntas de conexión dependen del magnetismo remanente del transformador. El lector puede encontrar los fundamentos teóricos de este fenómeno en Ras [6]. Desde un punto de vista práctico, el fenómeno de magnetización puede resumirse a conocer la intensidad eficaz máxima y el tiempo de magnetización. En [7] pueden encontrarse pares de valores típicos para diferentes tipos de transformadores. En las tablas VI y VII se resumen dichos valores para comodidad del lector.

Tabla VI. Intensidad de magnetización para transformadores MT/BT con refrigeración líquida.

Potencia (kVA) 100 160 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 >3150

x IN 14 12 12 12 12 12 11 10 10 9 9 8 8 8

Tiempo (s) 0,15 0,20 0,22 0,24 0,25 0,27 0,30 0,30 0,35 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55

Tabla VII. Intensidad de magnetización para transformadores MT/BT sin refrigeración líquida.

Potencia (kVA) 160 250 400 630 800 1000 1250 1600 2000

x IN 10,5 10,5 10 10 10 10 10 10 9,5

Tiempo (s) 0,13 0,18 0,25 0,26 0,30 0,30 0,35 0,40 0,40

Además de las elevadas intensidades de magnetización, este fenómeno origina también, durante los primeros ciclos, elevados valores de la componente homopolar de intensidad.

La intensidad de magnetización se caracteriza por contener armónicos de todos los órdenes, siendo especialmente relevantes los de segundo y tercer orden. Normalmente se caracteriza también por la presencia de componente de corriente continua. Los armónicos más importantes son:

Componente de corriente contínua. La presencia de componentes de corriente continua en la intensidad de magnetización de los transformadores trifásicos es muy frecuente. Esta componente se caracteriza por presentar valores diferentes en cada fase.

Armónicos de segundo orden. Estas componentes están siempre presentes en las tres fases durante la magnetización, con valores relativamente elevados (alrededor del 20% del exceso de intensidad sobre las condiciones de régimen permanente.) Dado que este tipo de componentes no suelen aparecer en las intensidades de defecto, pueden ser interesantes para detectar la presencia de este tipo de fenómenos. Incluso en el caso de que un transformador opere en la zona de saturación, la intensidad demandada se caracterizará por contener armónicos de órdenes impares.

Armónicos de tercer orden. Presentes con amplitudes similares a los armónicos de segundo orden. Como es lógico, no aparecerán en las intensidades de línea cuando se trate de transformadores con conexión en triángulo. En este caso particular, sí existen, como consecuencia de la conexión en estrella del primario del transformador.


19

0 2 4 6 8 10 120

50

100

150

200

250

300

350

400

tiempo (s)

valo

r efic

az in

tens

idad

line

a (A

)

1.32 1.34 1.36 1.38 1.4 1.42 1.44

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

tiempo (s)

Am

plitu

d (A

)

Armónicos de órdenes superiores. Presentes en muchos casos, aunque con amplitudes menos significativas.

Desde el punto de vista de la amplitud y duración de dicho fenómeno transitorio, existen varios parámetros, específicos de la máquina y generales del sistema al que ésta se conecta, que pueden variar la evolución del mismo. Entre otros, los más importantes son:

1. Potencia del transformador.

2. Características del hierro utilizado en la construcción del circuito magnético del transformador.

3. Existencia de flujo residual en la máquina en el momento de la conexión.

4. Potencia de cortocircuito en el punto de acoplamiento (PAC).

5. Proximidad de los elementos sensibles a la máquina.

Los parámetros 1, 2 y 3 son específicos del transformador, mientras que 4 y 5 dependen de la red a la que dicho transformador se conecta.

En la figura 10 se muestra la evolución de la intensidad y de su componente homopolar durante la conexión de un transformador trifásico de 220/55 kV, Yy0, 180 MVA, ε=14,57%.

Figura 10. Evolución de la intensidad instantánea (a) y de su componente homopolar (b) durante la magnetización en vacío de un transformador de potencia de 180 MVA.

En la figura 11 se muestra la evolución del valor eficaz del armónico de segundo orden de la intensidad durante la magnetización.

(a) (b)


20

0 2 4 6 8 10 120

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

tiempo (s)

valo

r efic

az a

rmon

ico

2º o

rden

inte

nsid

ad li

nea

(A)

Figura 11. Evolución del valor eficaz del armónico de segundo orden durante la magnetización del transformador.

Resumen de las protecciones típicas del transformador

En la tabla VIII se resumen las protecciones básicas de un transformador en función de su potencia nominal y del mecanismo de refrigeración.

Tabla VIII. Resumen de la protección del transformador [7]

Distribución MT/BT Tipo de defecto Potencia AT/MT

SN > 10-15 MVA Sumergido Seco

Sobrecarga Imagen térmica (49) Termostato (26) Sondas PT100 (38/49T)

Imagen térmica (49) Termostato (26/71)

Imagen térmica (49) Sondas PT100 (38/49T)

Cortocircuito externo Máximo de I (50/51) Máximo de I (50/51) o fusibles

Máximo de I (50/51) o fusibles

Cortocircuito interno Relé Buchholz (63) Protección diferencia (87)

Detector de nivel de aceite (71)

Defecto a tierra Máximo de I homopolar (50N/51N) Máximo de I de defecto a tierra (50G/51G)

Máximo de I homopolar (50N/51N)

Máximo de I homopolar (50N/51N)


21

Ejercicios

1. ¿En qué parte del transformador se producen estadísticamente la mayor cantidad de averías?

2. ¿Cuál es la avería con menor riesgo de detección que puede producirse en el devanado de un transformador?

3. ¿Qué aspecto limita el fallo de cortocircuito en el primario de un transformador?

4. ¿Qué aspecto limita un fallo de cortocircuito en el secundario de un transformador?

5. ¿Qué situación puede provocar un fallo de la protección diferencial (Código ANSI 87) en el transformador?

6. En condiciones naturales, indicar si es más difícil realizar el tarado de una protección diferencial (Código ANSI 87) en un trafo con tomas o sin tomas?

7. ¿En qué condición de explotación un transformador presenta un comportamiento que puede ser equívocamente entendido como fallo?

8. ¿Es adecuado el fusible para la protección de sobrecargas en el transformador?

9. Si debido a un defecto un fusible de una fase se encuentra abierto, ¿qué debe hacerse con el resto?

10. ¿Resulta adecuada una protección 51G para detectar corrientes de defecto a través de la cuba de un transformador en sistemas de distribución con neutro aislado?

11. ¿Qué tipo o tipos de relés utilizaría para detectar una derivación a tierra de un transformador?

12. Desde el punto de vista de la sensibilidad y del tarado, ¿qué diferencia existe entre detectar una fuga a tierra mediante un relé conectado a un transductor de intensidad homopolar colocado en las fases de entrada o uno colocado entre la cuba y la tierra?

13. ¿Es compatible la utilización de la protección diferencial 87 para la detección de fugas a tierra cuando el neutro está puesto a tierra mediante una impedancia?

14. ¿Qué dato deben proporcionar las compañías eléctricas de transporte y distribución para conseguir una correcta filiación de las protecciones?

15. ¿En qué casos es útil la protección por selectividad direccional de intensidad en la protección de transformadores?

16. ¿Qué es una sonda PT100? ¿En qué protección se utiliza?

17. Describa dos métodos no eléctricos de detección de fallos en transformadores.


22

18. ¿Qué es el relé Buchholz?

19. ¿Qué diferencia existe entre un relé detector de gas y uno de acumulación de gas?

20. En el caso de un hipotético fallo de un relé Buchholz, ¿existe alguna forma de evitar una explosión del transformador por sobrepresión?

21. Describir cinco causas de sobrecalentamiento en los transformadores

22. ¿Qué resultados provoca un sobrecalentamiento de los transformadores?

23. ¿Existe alguna herramienta que permita conocer si un transformador tiene algún punto caliente?

24. ¿Es adecuada la utilización de una sonda térmica para la protección de los devanados frente a sobrecargas?

25. En los transformadores conectados a los grupos alternadores sujetos a posibles variaciones de frecuencia provocadas por variaciones de velocidad en sus motores primarios, ¿Qué indica la siguiente expresión? ¿Qué protección debe utilizarse?

1

1

fV

fV

N

N =

26. ¿Qué características deben ser consideradas en la elección de los dispositivos interruptores asociados a las protecciones?

27. ¿Qué porcentaje de gas dentro de la cuba ser considera como límite para establecer una condición de parada?

28. Completar la tabla siguiente:

Código ANSI de la protección Aplicación

26

49

50

51

24

63

67

87


23

29. ¿Qué significa que la protección mide la intensidad de línea mediante un transformador de protección 5P20?

30. ¿Qué es mejor en términos generales, un trafo de protección 5P10 ó un 10P10?

31. Para una instalación general, y considerando como criterio las sobretensiones y la corriente de defecto ¿es mejor un sistema de distribución TT ó IT?

32. Completar el cuadro siguiente colocando (--, -, +, ++) según convenga:

Sistema TT Sistema IT

Amortiguamiento de las sobretensiones transitorias

Limitación de sobretensiones a 50 Hz

Limitación de las corrientes de defecto

Disparo al primer defecto

Cualificación del personal operario

33. ¿Es más adecuado colocar la protección contra sobrecarga en el lado de la carga o en el opuesto?

34. Se quiere realizar la protección de un transformador de potencia trifásico de potencia nominal 10 MVA, conexión estrella-estrella, relación de tensiones 55 kV / 12 kV y tensión de cortocircuito del 8 %. Dicho transformador se encuentra conectado en el lado del primario a la red de distribución, que presenta una potencia de cortocircuito comprendida entre 100 y 300 MVA. Se pide: a) Obtener el valor máximo y mínimo de la intensidad de cortocircuito en el primario del transformador, considerando un fallo simétrico; b) Calcular los valores de intensidad nominal en el primario y secundario del transformador; c) Calcular la potencia de cortocircuito máxima y mínima en el secundario del transformador. El esquema simplificado del sistema a proteger es el que se muestra en la figura adjunta.


24

35. Se tiene un transformador de distribución de potencia nominal 1 MVA y refrigeración de tipo ONAN. Se quiere determinar la potencia admisible durante un periodo de 4 horas, sabiendo que durante el resto del día el transformador trabaja con un factor de carga de 0,5. Se sabe que la temperatura ambiente es de 30 ºC. Suponer que las tensiones permanecen constantes.

Red de 55 kV Scc máxima = 300 MVA Scc mínima = 100 MVA

Protección B

Protección A

12 kV

SN = 10 MVA εcc = 8 %

Esquema eléctrico simplificado del sistema a proteger.


25

36. Un transformador de distribución de tipo ONAN debe poder funcionar cada día durante 4 horas con 2 MVA y el resto del día con 1 MVA. Obtener el valor de su potencia nominal sabiendo que la temperatura ambiente de funcionamiento es de 30 ºC.

37. ¿Qué circunstancia de explotación de un transformador puede hacer que se dispare de forma errónea una protección 50N?

38. ¿Cómo puede evitarse el problema anterior?


26

Soluciones

1. En los bobinados.

2. Un cortocircuito entre espiras en la misma fase.

3. La potencia de cortocircuito de la red en el punto de conexión.

4. La potencia de cortocircuito resultante de combinar la potencia de cortocircuito en el punto de conexión del primario del trafo y la propia potencia de cortocircuito del transformador.

5. La intensidad de magnetización del transformador (inrush current).

6. Es más difícil de realizar en un trafo con tomas, ya que la protección debe conocer en todo momento el valor de la relación de transformación.

7. Durante la conexión, ya que la intensidad de magnetización puede llegar a ser varias veces superior a la intensidad nominal.

8. En condiciones generales un fusible no resulta adecuado como protección frente a sobrecargas para ningún tipo de máquina eléctrica.

9. Remplazarlos, ya que aunque no se hayan fundido, pueden estar deteriorados.

10. No, ya que la única circulación de intensidad que va a producirse es la debida a la capacidad parásita.

11. 50N / 51N con detección mediante transformador toroidal homopolar.

12. En principio resulta más sencillo ajustar un transformador colocado en el cierre entre la cuba y tierra ya que uno conectado abrazando todos los conductores de fase es más difícil de tarar debido a desequilibrios y a los elevador valores de intensidad que transportan los conductores de fase.

13. Teóricamente es posible, pero puede suceder, desde el punto de vista práctico, que la protección diferencial no sea suficientemente sensible para detectar la intensidad de fuga.

14. Las potencias de cortocircuito máxima y mínima en el punto de conexión a la red del transformador.

15. En aquellos casos en que dos o más transformadores trabajan conectados en paralelo.

16. Una resistencia con coeficiente térmico positivo, esto es, una resistencia que incrementa su valor a medida que aumenta la temperatura. Se utiliza en todas aquellas protecciones que detectan una condición de sobrecarga midiendo la temperatura de un bobinado, una carcasa, un refrigerante, un lubricante, etc.


27

17. Un relé Buchholz y una sonda de temperatura.

18. Un dispositivo de protección que detecta la presencia de una presión de gas excesiva.

19. Un relé detector de gas detecta concentraciones de determinados compuestos químicos que en general sólo aparecen cuando se producen condiciones de funcionamiento anormales. Un relé de acumulación de gas detecta un incremento de presión del gas contenido en un recipiente. Normalmente el incremento de presión del gas se produce como consecuencia de un fallo en el transformador.

20. Mediante una válvula de seguridad que se abre cuando la presión interior supera un determinado umbral.

21. 1) Elevada temperatura ambiente; 2) Fallo del sistema de refrigeración; 3) Fallo externo no despejado a tiempo; 4) Sobrecarga; y 5) Condiciones de funcionamiento anormales como: baja frecuencia, sobretensión, conexión en el secundario de cargas no lineales o desequilibrio de la alimentación.

22. 1) Reducción de la vida del transformador por reducción de la vida de los aislantes de los conductores que lo forman; 2) Fallo inmediato debido a una temperatura puntual muy elevada que provoca el deterioro de los aislantes; y 3) Incendio debido a que algún elemento del transformador alcanza la temperatura de ignición.

23. La termografía infrarroja.

24. Sí, siempre que la constante de tiempo de la medida sea similar a las constantes de tiempo de sobrecarga del propio transformador.

25. El cociente entre tensión y frecuencia proporciona una medida del flujo de magnetización del transformador. Para proteger al transformador frente a un incremento del flujo que origine un incremento en las pérdidas puede utilizarse una protección ANSI 24.

26. Desde el punto de vista de la protección, el poder de corte.

27. 5%.

28.

Código ANSI de la protección

Aplicación

26 Termostato. Sobrecarga.

49 Imagen térmica. Sobrecarga.

50 Cortocircuito externo.

51 Sobrecarga y cortocircuito externo.


28

24 Exceso de excitación (V/f elevado)

63 Relé Buchholz. Cortocircuito interno.

67 Relé direccional. Detección de fallos en trafos funcionando en paralelo.

87 Diferencial. Cortocircuito entre espiras de fases distintas.

29. Un transformador 5P20 significa que el transformador comente un error compuesto máximo del 5% cuando mide una intensidad que es 20 la intensidad nominal, siendo ésta la intensidad límite de precisión.

30. En principio es mejor un trafo 5P10, ya que comete un error compuesto menor para la intensidad límite de precisión.

31.

Sistema de distribución Problema de sobretensiones Problema de intensidad de defecto

IT Importante Mínimo

TT Mínimo Importante

32.

Sistema TT Sistema IT

Amortiguamiento de las sobretensiones transitorias

Sí No

Limitación de sobretensiones a 50 Hz Sí No

Limitación de las corrientes de defecto No Sí

Disparo al primer defecto Sí No

Cualificación del personal operario No Sí

33. La colocación en el primario del transformador permite detectar problemas dentro del propio transformador. Sin embargo, desde el punto de vista térmico es más aconsejable realizar la protección térmica del transformador en el lado de la carga.


29

34. Los valores máximo y mínimo de la intensidad de defecto simétrico se obtienen a partir de la potencia de cortocircuito. En efecto, si se considera la red de 55 kV como un generador simétrico que presenta una impedancia de módulo Zg, la intensidad de cortocircuito Icc se obtiene mediante la expresión,

L

cccc V

SI

3=

Por tanto, los valores máximo y mínimo serán,

kAV

SI

L

cccc 15,3

10.55310.300

3 3

6max,

max, ===

kAV

SI

L

cccc 05,1

10.55310.100

3 3

6min,

min, ===

b) La intensidad nominal en el primario es,

AV

SI

N

NN 105

10.55310.10

3 3

6

11 ===

mientras que la de secundario se obtiene como,

AVV

IIN

NNN 481

1255105

2

112 ===

c) La potencia de cortocircuito en el secundario puede obtenerse de forma aproximada mediante el circuito equivalente por fase de la figura,

V1f

Zg Ztrafo

Circuito eléctrico aproximado por fase del bus + transformador.


30

En el circuito de la figura, V1f representa la tensión de fase en el primario del transformador. Zg y Zcc,t son, respectivamente, las impedancias equivalentes de la red en el primario y en el transformador. De forma simplificada,

Acc

Afg S

VZ

,

2,3

=

La tensión de cortocircuito en el transformador ( )%ccε se expresa como,

( ) 100%1

1

f

Ntrafocc V

IZ=ε

y por tanto,

( )N

ccftrafo I

VZ

1

1

100%ε

=

La impedancia total Zt es,

( )N

ccf

Acc

ftrafogt S

VSV

ZZZ100

%33 21

,

21 ε

+=+=

La potencia de cortocircuito en el secundario del transformador se obtiene como

( ) ( ) trafoccAcc

trafoccAcc

NAccN

f

Acc

f

f

t

fBcc SS

SS

SSSV

SV

VZV

S,,

,,

,

21

,

21

21

21

,

100%1

1

100%33

33+

=+

=

+

==εε

donde

( )%100

, εN

trafoccS

S =

Las intensidades de cortocircuito máxima y mínima en el secundario son

kAV

SI

B

BccB

cc 6,210.123

10.553 3

6min,

min, ===

kAV

SI

B

BccB

cc 2,410.123

10.883 3

6max,

max, ===

Los valores de intensidad referidos al primario se obtienen a partir de la relación de transformación,


31

AVV

IIN

NBcc

Acc 567

55126,2

1

2min,min, ===

AVV

IIN

NBcc

Acc 916

55122,4

1

2max,max, ===

La intensidad de magnetización es ocho veces la intensidad nominal y tiene una duración de 550 ms.

La curva I-t de protección en el primario del transformador es

De forma coordinada con la protección del primario, la de secundario quedará como,

I1N I

t

0,8Icc,min

t1

I1N = 105 A

[ ] kAI Acc 1,31, ∈

[ ] kAI ArefBcc 9,06,0, ∈

{ }ArefBccAcccc III ,,min, ,min=

t1 = 600 ms para selectividad cronométrica con la protección del secundario.

Permitir I=8I1N durante t<550 ms

I2N I

t

0,8Icc,B

t2

I2N = 480 A

[ ] kAI Bcc 2,46,2, ∈

t2 = 300 ms para selectividad cronométrica con las protecciones “aguas abajo” del secundario.


32

La elección de los transformadores de intensidad para las protecciones debe considerar, además del error máximo admisible, el FLP, que estará definido por la intensidad nominal de medida y la de defecto. Así, en el caso del primario, la intensidad nominal I1N = 105 A, mientras que la intensidad de defecto mínima se establece en Icc,min = 600 A, lo que permite definir el valor mínimo del FLP para que no se produzca saturación.

61

min, =>N

cc

II

FLP

De esta forma, un transformador de protección adecuado para el primario podría ser un 5P10.

En el caso del secundario,

4,52

min, =>N

cc

II

FLP

que permite elegir también un transformador de protección 5P10.

35. De la curva que relaciona K1 y K2(t) se puede resolver el problema de forma gráfica.

K2 = 1,22 por lo que la potencia admisible durante 4 horas será de 1,22.1 MVA = 1,22 MVA.


33

36. En este caso se desconoce la potencia nominal del transformador SN, pero pueden establecerse K1 y K2. Así,

NSS

K 11 =

NSSK 2

2 =

El cociente entre K1 y K2 es

5,021

2

1

2

1 ===SS

KK

De esta forma, se sabe que para K1=1, K2=2, mientras que para K2=1, K1=0,5. Representa la recta definida por los dos pares de puntos y obteniendo el corte con la curva correspondiente a t=4 horas.

De la curva se obtiene que K1 = 0,6 mientras que K2 = 1,2. A partir de K1 y K2 es posible obtener la potencia nominal del transformador.

MVAKS

KS

S N 67,12,1

26,0

1

2

2

1

1 =====


34

37. La magnetización de un transformador de potencia, ya que produce valores elevados de la componente homopolar de intensidad.

38. Desinhibiendo la protección de homopolar mediante un detector de armónicos de segundo orden.


35

Referencias

[1] Norma IEEE C37.91-1985. IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers.

[2] Fraile Mora, J. Máquinas Eléctricas. Servicio de publicaciones del Colegio Oficial de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid.

[3] Norma UNE EN 60076. Transformadores de potencia. 1998.

[4] Norma UNE 20110. Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite. 1995.

[5] Norma ANSI/IEEE C57.104.

[6] Ras, E. Transformadores de potencia, medida y protección. Editorial Marcombo.

[7] Fortuño, J., Protecciones eléctricas. Jornada técnica organizada por el Grupo Schneider. Santander, Septiembre de 1998.

[8] Anderson, P.M. Power System Protection. IEEE Press Series on Power Engineering. 1999.

[9] Montané, P. Protecciones en las instalaciones eléctricas. Evolución y perspectivas. Editorial Marcombo. 1988.

[10] Norma IEEE C37.2-1991. IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers.

[11] Norma IEEE Std 315-1975. Graphic Symbols for Electrical and Electronics Diagrams.

[12] Norma UNE 20004-3 de 1968. Símbolos (literales y gráficos) y esquemas en electrotecnia, máquinas, transformadores y baterías.

[12] Norma UNE EN 60617-7 de Julio de 1997. Símbolos gráficos para esquemas. Parte 7: Aparamenta y dispositivos de control y protección.

[13] Schneider Electric. Catálogo de protección y control de potencia. Febrero 2000.

[14] General Electric. Catálogo de protección.

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