Protecciones de los Transformadores de Potencia y Distribución

 

1    Protecciones de los transformadores de potencia y distribución

1.1 Introducción

Por lo general existen tres condiciones características para la detección de fallas internas en el transformador:

·        El incremento en la corriente de fase

·        El incremento en la corriente diferencial 

·        La formación de gas (producida por el arco eléctrico de la falla).

La protección por sobrecorriente se realiza por medio de fusibles, interruptores o relevadores, los cuales proporcionan el primer tipo de protección para este tipo de fallas en el transformador y continúa siendo utilizada en los transformadores de baja capacidad.

Los relevadores diferenciales tienen tendencia a operar erróneamente en presencia de la corriente de magnetización momentánea inrush, que se presenta al energizar un transformador. Esta corriente sólo se presenta en los transformadores de corriente (TC´s) y no puede ser cancelada.

La primera solución a este problema, consistió en introducir intencionalmente un retraso de tiempo en el relevador diferencial. Otra propuesta fue restar sensibilidad al relevador por un tiempo dado, para eliminar la condición de la corriente de magnetización inrush. Otras sugerencias adicionales fueron la de aplicar una señal de voltaje de restricción o la supervisión del relevador diferencial.

Actualmente, muchos relevadores diferenciales utilizan la restricción armónica o los métodos de bloqueo, los cuales garantizan la seguridad del relevador para un porcentaje alto de la corriente de magnetización inrush y para una sobreexcitación.

Sin embargo, estos métodos no son seguros, especialmente cuando el contenido armónico en la corriente de operación es muy bajo. Einval y Linders presentaron la restricción de armónicos, lo cual incrementó la seguridad en un relevador respecto a la corriente de magnetización inrush, pero puede retrasar su operación por las fallas internas combinadas con la corriente inrush y defectos en las fases.

Otra posible causa de una operación errónea en un relevador diferencial, puede ser la sobreexcitación del transformador, por lo que Einval y Linders propusieron la restricción del quinto armónico, para prevenir este tipo de error. Otros han propuesto varios métodos basados en el reconocimiento de la forma de onda, para distinguir fallas de inrush.

1.2 Fallas en transformadores

Se pueden presentar tres tipos de condiciones de operación anormal o de falla en un transformador, siendo las siguientes las más comunes:

a) Fallas internas

b) Deterioro del aislamiento

c) Sobretensiones

a) Fallas Internas

Las fallas internas pueden ser subdivididas en dos grupos:

• Fallas incipientes

• Fallas eléctricas severas que causan daños inmediatos, de mayor alcance técnico y económico

Fallas incipientes. En general todas las fallas internas deben considerarse riesgosas, sobre todo porque siempre está presente el peligro de incendio. Sin embargo, existe un grupo de fallas llamadas incipientes, las cuales en su etapa inicial no son severas, pero pueden evolucionar y dar lugar a fallas mayores si no son atendidas oportunamente. A este tipo de falla se le debe dar un seguimiento, con la finalidad de anticiparse y evitar su evolución a una falla eléctrica severa o catastrófica.

Las fallas incipientes más comunes son:

• Fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción de las laminaciones y de su aislamiento

superficial. Estas fallas forman trayectorias en las que se presentan corrientes de Foucault, en planos perpendiculares a la dirección del flujo magnético y pueden provocar arqueo dentro del aceite, con desprendimiento de gases inflamables.

• Conexiones de alta resistencia o defectuosas en los embobinados, con producción de arqueo o calentamiento puntual.

• Fallas en el sistema de enfriamiento, nivel bajo de aceite u obstrucción del flujo de aceite, las cuales causarán puntos calientes en los devanados, con el consecuente deterioro de su aislamiento.

Fallas eléctricas severas (fallas mayores). Las fallas eléctricas más severas se pueden asociar a aspectos relacionados con:

• Arqueo entre un devanado y el núcleo, o el tanque, debido a sobretensiones causadas por descargas atmosféricas, fallas externas o maniobras de apertura y cierre de interruptores.

• Arqueo entre devanados o entre espiras contiguas de capas diferentes de un mismo devanado, debido a sobretensiones o por movimiento de los devanados, bajo la acción de fuerzas electromagnéticas durante cortocircuitos externos.

• Fallas en los contactos del cambiador de derivaciones, produciéndose calentamiento localizado o cortocircuito de vueltas entre derivaciones.

Las fallas entre espira o a tierra, se presentan con mayor frecuencia en transformadores con muchos años de operación o en aquéllos cuyo aislamiento se ha deteriorado por sobrecalentamiento o debido a esfuerzos mecánicos.

b) Deterioro del aislamiento en transformadores

El aislamiento sólido debe protegerse contra la absorción de humedad y contra temperaturas excesivas. Hay dos cualidades importantes de este aislamiento de los transformadores: la rigidez dieléctrica y la resistencia mecánica.

La resistencia mecánica se va reduciendo paulatinamente, bajo condiciones normales de operación y temperatura. Sin embargo, la velocidad de envejecimiento se duplica aproximadamente por cada 8ºC de incremento en la temperatura de diseño de los materiales.

En condiciones normales de operación, la rigidez dieléctrica no se ve afectada por la disminución de la resistencia mecánica, sino porque el aislamiento se vuelve frágil o se agrieta con el paso del tiempo. Este agrietamiento suele producirse, cuando el transformador se somete a esfuerzos tales como cortocircuitos externos, traslado inadecuado o choques mecánicos.

Los efectos del exceso de temperatura sobre los aceites minerales con humedad, son la formación de lodos como producto de la oxidación. Estos lodos se depositan sobre los devanados y el núcleo, actúan como aislamiento térmico entre estas partes y el aceite refrigerante, provocando un envejecimiento acelerado. La utilización de nitrógeno a baja presión (por ejemplo el sistema inertaire) o el sellado hermético, elimina prácticamente la formación de lodos.

La presencia de humedad en el aceite reduce su rigidez dieléctrica, pudiendo ser la causa de arqueos cuando se presentan sobretensiones momentáneas.

c) Sobretensiones en transformadores

Las sobretensiones a las que puede estar sometido un transformador en operación, básicamente son ocasionadas por descargas atmosféricas. Estos voltajes se presentan en forma de un impulso, caracterizado por una elevación rápida del voltaje a su valor máximo y un descenso lento a cero. El efecto es mayor sobre el aislamiento del transformador.

Los valores de cresta de los impulsos aplicados a un transformador, dependen del nivel de aislamiento del sistema y de la pendiente o rapidez de crecimiento de la tensión, durante el frente de dicho impulso, alcanzándose valores hasta del orden de 9 a 10 veces el valor de cresta del voltaje nominal de operación. Sin embargo, los dispositivos de protección que se utilizan contra las sobretensiones y el nivel de aislamiento de líneas adyacentes, establecen el valor máximo del voltaje, que puede presentarse en las terminales de un transformador bajo cualquier circunstancia.

Además de estar sometido a sobretensiones producidas por descargas atmosféricas, también se presentan los impulsos por maniobras de interruptores. En estos casos, las sobretensiones que se presentan son mayores, cuando hay reencendido intermitente del arco dentro de un interruptor, alcanzándose valores de hasta seis veces el valor de cresta del voltaje nominal, dependiendo de las características del sistema, como en el caso de las descargas atmosféricas. Los dispositivos de protección o el aislamiento de las líneas, determinan la máxima sobretensión que puede presentarse.

1.3 Medios de protección

a) Intercepción de descargas atmosféricas directas

La protección de líneas e instalaciones contra las descargas atmosféricas directas, se realiza básicamente mediante blindaje. Dicho blindaje suministrará trayectorias para drenarlas fácilmente a tierra, mediante el uso de pararrayos, bayonetas y blindajes, en subestaciones e hilos de guarda en líneas.

El uso de este blindaje es necesario, debido a la posibilidad de que cuando se presente una descarga eléctrica severa, el margen de protección suministrado por los dispositivos tales como apartarrayos y explosores, sean incorrectos. Esto origina que se presenten elevaciones de tensión muy rápidas, con valores de cresta elevados o corrientes mayores a las máximas de trabajo.

b) Protección contra sobretensiones

Apartarrayos

Los apartarrayos constan de dos elementos: uno tipo explosor, capaz de soportar el valor máximo de cresta del voltaje nominal de operación y otro auto-valvular, capaz de interrumpir el arco o corriente de frecuencia nominal.

El apartarrayos suministra un alto grado de protección contra sobretensiones, debido a que el voltaje de ruptura del elemento tipo gap y el voltaje de descarga del elemento valvular, tiene aproximadamente un mismo valor que se mantiene constante, a lo largo de una descarga. El elemento tipo gap determina el voltaje de inicio máximo de descarga y el elemento valvular determina el voltaje máximo durante la descarga.

Actualmente, los apartarrayos de óxido de zinc tienen ventajas sobre los auto-valvulares, entre las cuales se pueden mencionar las siguientes:

• Mejor característica de protección

• Mayor capacidad para disipar la energía de la descarga

• No tiene piezas sujetas a deterioro como las auto-valvulares

Con este tipo de dispositivos se pueden obtener ahorros considerables, debido a que es posible reducir los niveles de aislamiento (BIL) de los equipos.

Explosores Air Gaps

Aunque de construcción extremadamente simple y fuerte, los air gaps presentan dos desventajas importantes:

• Una vez que se presenta el arco, se necesita desenergizar para su extinción, con la consecuente salida del equipo que protege.

• Su voltaje de ruptura es elevado para impulsos de frente de onda con pendiente alta, lo cual requiere distancias cortas para niveles básicos de aislamiento no muy altos.

Sin embargo, los air gaps operan con impulsos y poseen valores de cresta bajos durante el período de descenso, produciendo operaciones frecuentes con sobretensiones causadas por operaciones de maniobras en interruptores o debido a fallas.

Por estas razones, los air gaps se utilizan como protección de respaldo contra sobretensiones. Son utilizados en voltajes de distribución, en donde el relativo sobre aislamiento de los transformadores permite el uso de air gaps lo suficientemente grandes, para no operar con sobretensiones por operaciones de maniobras en interruptores o fallas de línea.

c) Protección contra sobrepresión (Relevador Buchholz)

Este relevador opera con rapidez para fallas internas mayores y su característica más sobresaliente es su sensibilidad a las fallas incipientes o menores, las cuales inician con desprendimiento de gases que causan daños incipientes, pero con tendencia a crecer.

La operación del relevador aprovecha el hecho, de que los aceites minerales producen gases que se descomponen a temperaturas superiores al punto de inflamación, entre los que se encuentran el acetileno y otras moléculas de hidrocarburos, hidrógeno y monóxido de carbono.

La figura 1.1, muestra que a medida que el gas se acumula en el relevador, el nivel de aceite baja y con éste el flotador superior. En esta primera etapa se opera un interruptor de mercurio que hace sonar una alarma, por lo que el mecanismo responde a pequeños desprendimientos de gases, debidos a fallas incipientes.

Cuando ocurren fallas severas o mayores, se produce la generación súbita de gases, ocasionando movimiento de aceite y gas en el tubo que conecta al transformador con el tanque conservador y el relevador Buchholz. Este movimiento acciona un segundo mecanismo, que a su vez opera un interruptor de mercurio que produce la desconexión del equipo.

Los relevadores Buchholz se fabrican en diferentes tamaños, de acuerdo con la capacidad de los transformadores. No se debe utilizar un relevador Buchholz construido para cierta capacidad, en transformadores de mayor o menor capacidad, debido a que en el primer caso, no se tendría una sensibilidad adecuada y en el segundo se tendría demasiada sensibilidad.

En la tabla 1.1 se indican los valores del gas acumulado en el tanque, para operar la alarma, así como la velocidad del aceite para provocar el disparo en los relevadores Buchholz de marca comercial.

 

                       Figura 1.11.1 Esquema de protección del relevador de sobrepresión Buchholz.

Tabla 1.11.1 Rangos de ajuste del relevador Buchholz.

Cuando se detecte que ha operado un relevador Buchholz, se deben seguir las siguientes reglas:

1. El gas no es combustible y la prueba de presencia de acetileno es negativa

Posiblemente en este caso, los gases sean restos de aire, por lo que el transformador puede entrar en operación sin mayor problema. Si la alarma del relevador continúa operando sin detectarse gases inflamables, existe la evidencia de que ingresa aire al transformador, lo cual se debe eliminar.

2. Los gases son combustibles y la prueba de presencia de acetileno es positiva

En este caso, existe una falla interna incipiente, que se debe localizar y eliminar antes de volver a energizar el transformador.

3. Hay gases en el relevador pero la presión es negativa, por lo que al abrir la válvula de purga, se absorbe aire y el nivel de aceite baja más en el relevador

En este caso, el nivel de aceite está muy bajo. Si se tienen fugas de aceite, éstas se deberán eliminar; así mismo, se deberá normalizar el nivel de aceite y energizar el transformador. Esta situación también se puede presentar a temperaturas muy bajas y de suceder, la alarma opera abriendo el interruptor del transformador.

d) Relevadores actuados por sobrepresión y relevadores de presión súbita

En transformadores sin tanque conservador, la unidad de disparo del relevador Buchholz no es aplicable, por lo que se usa una unidad de sobrepresión. También se utiliza un relevador de presión súbita, el cual responde a la velocidad de cambio de la presión y no a su magnitud, consiguiéndose tiempos de operación de 1 a 6 ciclos para fallas severas.

Existen problemas de operación con los relevadores actuados por gases, sobrepresión y presión súbita, esto debido a la alta sensibilidad de los mecanismos que operan los contactos de mercurio. La operación incorrecta de estos relevadores, puede ser causada por algunos de los siguientes motivos:

• Movimientos sísmicos

• Choque mecánico en algún punto cercano al relevador

• Vibración o movimiento de aceite ocasionado por cortocircuitos externos al transformador

• Vibración debida a flujos magnéticos anormales al energizar el transformador

Este relevador está colocado en la parte superior del tanque del transformador, el cual opera debido a variaciones bruscas dentro del tanque de éste, causadas por los gases que se producen durante las fallas internas.

e) Relevador de potencia inversa

Es un dispositivo que reacciona con el sentido de flujo de la energía. Normalmente la energía fluye del generador hacia la carga. Sin embargo, en aplicaciones en donde hay varios generadores trabajando en paralelo, puede ocurrir que uno de ellos empiece a trabajar no como generador sino como motor. Esta acción se protege con este equipo.

f) Protección por sobre temperatura de devanados y aceite

Para registrar la sobre temperatura de devanados y aceite, se utilizan indicadores y registradores remotos. Estos indicadores miden la temperatura del aceite y en forma indirecta la de los devanados. Los transformadores de gran potencia tienen sensores resistivos de cobre, que se calibran para detectar variaciones de temperatura entre 10 y 25ºC. Estos sensores se conectan a un registrador de temperatura, el cual se encuentra ubicado en la sala de control.

1.4 protección eléctrica de transformadores

En la especificación CFE G0000-062 se presentan los esquemas de protección normalizados para transformadores de potencia. La finalidad de esta sección es describir con mayor detalle las características de las protecciones.

1.4.1 Protección primaria y protección de respaldo de sobrecorriente

Cuando se presenta una falla en el transformador, el objetivo primordial de la protección primaria es habilitar su desconexión, en la forma más rápida posible. A medida que el tiempo de desconexión se prolonga y la falla esté presente, se produce un daño inmediato, cada vez mayor y provoca inestabilidad en el sistema. Una excepción a esta regla es cuando existe una falla incipiente, que solamente es capaz de operar la alarma del relevador Buchholz, y no el disparo automático. Esta situación da oportunidad al operador de hacer maniobras en el sistema, antes de desconectar el transformador, con objeto de evitar problemas en el suministro de energía.

Por lo tanto, los requisitos más importantes que debe cumplir una protección primaria son:

• Alta sensibilidad

• Alta velocidad

• Selectividad, solamente debe operar en caso de que realmente se presente falla en el transformador

Por otro lado, se entiende por protección de respaldo de un equipo determinado, la suministrada a los relevadores capaces de detectar la falla y que operan solamente, después de que la protección primaria tiene fallas en su operación.

Los requisitos más importantes que debe cumplir una protección de este tipo son:

a) Los relevadores de respaldo deben operar de manera independiente, de tal forma que no empleen o controlen algún dispositivo en común con los relevadores primarios.

b) Los relevadores de respaldo deben ser sencillos y operar con suficiente retraso en todo el rango de corrientes de fallas y de sobrecarga, de tal manera que permita operar primero a la protección primaria.

c) En la protección de respaldo, la limitación principal es la sensibilidad, ya que la velocidad está sujeta a la coordinación con la protección primaria, lo cual incrementa el costo de las protecciones, dejando de ser sencilla.

1.4.2 Protección con relevadores de sobrecorriente

La protección con el relevador de sobrecorriente, se emplea como respaldo contra altas corrientes de falla y de sobrecargas excesivas, independientemente de los límites térmicos establecidos para cada uno de ellos. En estos casos es preferible proteger el transformador con fusibles, en el lado de alta tensión, figura 1.2, como una forma de protección primaria, dado que la protección con relevadores implica disponer de interruptores, lo que incrementa el costo y gastos de operación. Este tipo de protecciones se utiliza en circuitos de baja tensión.

 

Figura 1.2 Protección primaria con fusibles de potencia. 

 

Figura 1.3 Protección primaria con relevadores de sobrecorriente.

El esquema de protección con relevadores de sobrecorriente, figura 1.3, se utiliza en alta tensión y consiste en un transformador de corriente en cada fase, donde por lo menos hay dos relevadores para protección de fallas entre fases y un relevador para fallas a tierra. Este arreglo debe repetirse en cada una de las fases conectadas al generador, si éste es el caso.

Algunas características más comunes de un relevador de sobrecorriente, son las siguientes:

• Pueden ser temporizados o instantáneos

• Difíciles de coordinar, poco selectivos

• Se utilizan como protección de respaldo en transformadores de potencia

• Necesidad de cambios de ajuste, al cambiar la configuración del sistema y la corriente de carga

1.4.3 Protección diferencial del transformador

Los relevadores de protección diferencial se han utilizado por muchos años, figura 1.4.

 

Figura 1.4 Diagrama de conexión de un relevador diferencial típico.