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Conozca por qué los transformadores de potencia son importantes, dónde pueden fallar y por qué los sistemas de protección son cruciales.

El transformador de potencia es la parte más importante y costosa del sistema eléctrico. Su tarea principal es transformar la energía eléctrica de un nivel de voltaje a otro. La función de todos los demás equipos eléctricos (disyuntores, transformadores de instrumentos, etc.) es proteger el transformador de potencia.

Considerando la importancia del transformador y su alto costo en comparación con otros equipos, es razonable instalar sistemas de alta calidad para la protección contra fallas externas de la red o fallas internas del transformador.

Sistemas de protección de transformadores

Las fallas externas que aparecen en algún lugar de la red (sobretensión, cortocircuito, sobrecarga, descarga atmosférica, etc.) pueden causar problemas en los transformadores (una parte de esa red). Por ejemplo, los cortocircuitos en la red pueden causar un calentamiento significativo de las barras colectoras y los devanados del transformador. Pérdidas de cobre (RxI²) Se incrementan con el cuadrado de la corriente y se disipan como calor.

También pueden aparecer fallas dentro del transformador, como cortocircuitos de bobinas, cortocircuitos entre vueltas, cortocircuitos entre fases o fallas en el núcleo, tanques de transformadores o avances en el buje del transformador. Cuando se trata de la ubicación del fallo, los sistemas de protección del transformador se pueden dividir en protecciones externas e internas.

El trabajo principal del sistema de protección es separar el transformador del suministro de energía lo antes posible, evitando consecuencias no intencionadas y daños importantes en el transformador. El sistema de protección está diseñado para poder señalar si se han producido irregularidades en el sistema eléctrico, lo que podría provocar una falla del transformador.

Después de un tiempo de bloqueo de relé preestablecido (retardo de tiempo de operación), el sistema de protección envía una señal al interruptor, que elimina el transformador del sistema antes de que la falla lo afecte.

En la Figura 1 a continuación se ilustra una subestación de transformador con un transformador protegido, un interruptor automático y transformadores de corriente de medición.

Figura 1. Una subestación transformadora con un transformador protegido, un transformador de corriente y un interruptor de circuito.

Sistemas de protección de transformadores basados ​​en criterios de operación

Puede ver diferentes sistemas de protección de transformadores de acuerdo con los criterios de operación enumerados en la Tabla 1 a continuación.

Tabla 1.

Tipos de protección del transformador por condiciones de falla

Diferentes sistemas de protección pueden detectar diferentes condiciones defectuosas en el transformador.

La Tabla 2 muestra qué fallas se pueden detectar con qué sistema de protección correspondiente.

Tabla 2

¿Qué es la protección diferencial (I)?

La protección diferencial (ΔI) es un método de protección confiable y seguro, así como la protección de transformadores más importante y más utilizada. Se utiliza para proteger el transformador con una potencia nominal superior a 8 MVA. Por lo general, no se usa en el caso de un transformador con una potencia nominal más baja de hasta 4 MVA.

La protección diferencial cubre casi todos los cortocircuitos dentro del transformador, como los cortocircuitos entre fases, giros intermedios y entre fase y tierra. Si el neutro del transformador está directamente conectado a tierra, esta protección también cubre el avance del aislamiento a través de todos los devanados. Si el neutro del transformador está aislado, la protección diferencial cubre solo las fallas entre dos fases, pero no las fallas monofásicas.

El principio de operación de protección diferencial se basa en la comparación de las corrientes de salida y del transformador de entrada, como se ilustra en la Figura 2.

Figura 2. Un esquema de un esquema de protección diferencial.

En condiciones normales de red, un transformador funciona con la corriente nominal. Los transformadores de corriente (CT en el diagrama anterior) se seleccionan con la relación de giros correspondiente de modo que las corrientes en los lados secundarios del CT sean iguales.

En este caso, no hay flujo de corriente a través de la protección diferencial (ΔI = 0) porque las corrientes secundarias de los CT tienen igual amplitud y valor de desplazamiento de fase. La protección diferencial no funcionará en este punto. En condiciones defectuosas, el valor de la corriente del transformador será mucho mayor que la corriente nominal, lo que causará ΔI> 0. En este caso, la protección operará y sacará el transformador del servicio.

Desafíos de utilizar un sistema de protección diferencial

En teoría, este sistema de protección parece muy simple. Pero, en realidad, los criterios operativos de protección no son tan simples en absoluto.

Los desafíos que enfrenta la protección diferencial se enumeran a continuación:

• Las corrientes de transformador primarias y secundarias suelen ser diferentes. El transformador de corriente debe seleccionarse correctamente para que la corriente diferencial en condiciones normales sea ΔI = 0.
• Diferentes grupos de vectores transformadores tienen diferentes desplazamientos de fase en el lado primario y secundario.
• Los CT en ambos lados del transformador deben tener aproximadamente las mismas características de saturación con respecto al punto de inflexión y la curva de saturación.
• La operación del cambiador de tomas (regulación de la tensión del transformador) puede hacer que la corriente de I pase por el circuito de protección debido a la relación de giro cambiante del transformador.
• Cuando el transformador se energiza por primera vez, causa la corriente en un solo lado del transformador, lo que altera el equilibrio de la protección diferencial.
• La saturación de CT y el fenómeno de componente de corriente DC causan diferencias de corriente.
• La falla a tierra externa en un sistema eléctrico desde el lado del transformador de baja tensión puede causar el componente de corriente de secuencia cero, que puede operar el ΔI.

Protección diferencial analógica y digital

Hoy en día, la protección diferencial analógica y digital se puede encontrar en los sistemas eléctricos. El sistema analógico utiliza soluciones mecánicas pasadas de moda, mientras que la nueva tecnología digital resuelve estos problemas mediante el uso de software.

Los nuevos sistemas eléctricos están diseñados según sistemas de protección digital. Los sistemas digitales utilizan transformadores de interconexión, valores de thresholdI de umbrales más altos, choques (inductores) y condensadores. Un proceso de software aborda todos los requisitos mencionados en la protección diferencial. El propósito de los transformadores de interconexión es filtrar el componente de corriente de secuencia cero, que aparece debido a un fallo a tierra externo en una red. Esos transformadores deben estar conectados en el grupo de vectores Yd.

Cómo elegir una corriente de protección diferencial de umbral

Es muy difícil establecer la corriente de protección diferencial de umbral correspondiente. Debería ser lo suficientemente bajo para detectar una corriente defectuosa y sacar el transformador del servicio en un corto período de tiempo. Pero, por otro lado, debe ser lo suficientemente alto como para evitar el funcionamiento incorrecto en alguna condición regular del transformador, como la primera energización (corriente más alta), la corriente sin carga (componente de corriente DC), etc.

Si el flujo remanente está presente en el núcleo del transformador cuando se energiza por primera vez, el valor de la corriente de arranque puede alcanzar casi el valor de la corriente de cortocircuito. Debido a esto, es necesario predecir el retraso de la operación de protección cuando el transformador se energiza por primera vez. La corriente del transformador de arranque contiene componentes de segundo armónico y corriente continua conspicuos. El componente de CC de reducción lenta y su alto valor pueden saturar los CT y causar una medición de corriente incorrecta. Debido a lo anterior, el umbral de operación, ΔI generalmente se establece como 20-40% del valor de corriente nominal (20% de transformadores sin cambiador de tomas y 30-40% con cambiador de tomas).

Should Debería ser lo suficientemente bajo para cubrir fallas internas de cortocircuito. La protección diferencial debe operar lo más rápido posible (en la práctica, ~ 25-40 ms) para disminuir la energía de falla, lo que destruye el transformador. Cuando la solución de protección diferencial ha detectado la protección, envía la señal para el funcionamiento del interruptor y se dispara una alarma.

En la práctica, antes de volver a poner el transformador en servicio, se debe probar el transformador en detalle y se deben analizar las causas de los fallos.

Figura 3. Un sistema de protección digital de Siemens. Imagen utilizada cortesía de Zen 38. [CC BY-SA 3.0]

Las nuevas soluciones ΔI digitales realizan el filtrado de componentes de corriente continua mediante el uso de software. El software transmite la señal al sistema de protección, que bloqueará la operación de protección del componente de corriente CC mediante el uso de un circuito electrónico.

El software usualmente usa algoritmos para el análisis de onda actual. Los requisitos principales para esos algoritmos son la detección uniforme de armónicos (importante para detectar la corriente de magnetización), el componente de corriente continua y la detección de la quinta armónica. Todos estos son importantes para dividir las perturbaciones transitorias y las condiciones defectuosas.

De acuerdo con la amplitud de armónicos calculada, se definen las señales de bloqueo (lógica de relé). El fabricante del sistema de protección ofrece una gama de umbrales de bloqueo, pero el cliente (es decir, ingeniero eléctrico) debe establecer el umbral correspondiente de acuerdo con la experiencia y las características del transformador protegido.

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Aquí hay un comentario final para los estudiantes de ingeniería eléctrica y los jóvenes ingenieros: la instalación, ajuste, programación y prueba de los sistemas de protección es una profesión muy popular en la actualidad. Generalmente, los sistemas de protección digital están instalados en todas las subestaciones nuevas. Cada sistema de protección se debe probar y mantener de forma rutinaria cada año o cada dos / cuatro años (según la política del cliente). Este es un trabajo de ingeniería eléctrica moderno y bien pagado.

¿Eres un experto en protección de transformadores? ¿Cuál es tu experiencia con los sistemas de energía? Comparte tus pensamientos en los comentarios a continuación.