6_protección de transformadores.pdf

PPRROOTTEECCCCIIÓÓNN DDEE TTRRAANNSSFFOORRMMAADDOORREESS

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1

CALCULO DE LA INTENSIDAD DIFERENCIAL Y DE FRENADO La medida de la intensidad diferencial y frenado de cada fase depende si el modelo es de 2 o 3 devanados. La intensidad diferencial empleada en las funciones de protección para cada fase corresponde a la formula:

donde:

I1, I2, I3 ⇒ corresponden a las intensidades de cada devanado compensadas según el conexionado.

Tap1, Tap2, Tap3 ⇒ corresponden a las intensidades de paso de cada devanado C1, C2, C3 ⇒ Indica la compensación de conexionado (1 ó 1/√3) de cada devanado (tablas 1

y 2). Intensidad de devanado: En las tablas 3, 4 y 5 se indica el cálculo de la intensidad según el conexionado y código horario. Estos cálculos corresponden a la secuencia de fases ABC; en caso de utilizar ACB hay que cambiar en todas las ecuaciones resultantes C por B y B por C. Al entrar en una tabla con código como diferencia de H2 y H3, en caso de que la resta sea negativa se suma 12 antes de entrar en la tabla. Intensidad de paso o “tap”: Se puede calcular a partir de los datos de los devanados. El cálculo del tap de cada devanado (n) a partir de los datos es: ! Si el ajuste “Máxima capacidad de potencia (MVA)” es distinto de cero:

donde: n indica el devanado

RTI: relación trafos devanado

KV: Tensión compuesta nominal devanado

en caso contrario se fijará en el máximo si el resultado es mayor o en el mínimo si es menor.

! Si el ajuste “Máxima capacidad de potencia (MVA)” es cero TAPn es el ajuste “Intensidad de paso devanado”.

33

32

2

21

1

1_ CTap

ICTap

ICTap

IdifI ⋅+⋅+⋅=

31000

⋅⋅⋅=

kVnRTInMVATAPn

2

Filtro Homopolar Esta función se aplica cuando una corriente de secuencia homopolar puede circular por uno de los devanados (estrella), pero no por el otro (triángulo). En estos casos, la función evita disparos ante faltas a tierra externas al transformador por aparición de corriente diferencial debido a la falta de componente homopolar en uno de los lados del transformador.

Se evita restando (filtrando) en las componentes de intensidad diferencial la secuencia homopolar en los grupos de conexión en que sea necesario (aunque en ningún caso es perjudicial). TRANSFORMADORES DE 2 DEVANADOS En la siguiente tabla se muestran los conexionados y los códigos horarios permitidos para cada conexionado:

Tabla 1 Intensidad de frenado:

2

22

21

1

1

2_

CTap

ICTap

I

I dfrenado

⋅+⋅=

Dev. 1 Dev. 2 Código horario C1 C2 Y y 0, 2, 4, 6, 8, 10 1 1 Y d 1, 3, 5, 7, 9, 11 1 / √3 1 Y z 1, 3, 5, 7, 9, 11 1 / √3 1 D y 1, 3, 5, 7, 9, 11 1 1 / √3D d 0, 2, 4, 6, 8, 10 1 1 D z 0, 2, 4, 6, 8, 10 1 1 Z Y 1, 3, 5, 7, 9, 11 1 1 / √3Z D 0, 2, 4, 6, 8, 10 1 1 Z z 0, 2, 4, 6, 8, 10 1 1

Ilustración 1

3

A continuación se muestra el cálculo para cada uno de los conexionados: GRUPO Yy En este conexionado la intensidad de cada fase se referencia al primario, teniendo en cuenta la transformación por el tipo de conexionado. # Intensidades devanado 1: la medida en cada fase con filtro homopolar. # Intensidades devanado 2: según tabla 4 con código horario H y filtro homopolar.

GRUPOS Yd, Yz En estos conexionados la intensidad de cada fase se referencia al secundario, teniendo en cuenta la transformación por el tipo de conexionado. # Intensidades devanado 1: según tabla 3 con código horario H. No afecta el filtro homopolar. # Intensidades devanado 2: la medida en cada fase con filtro homopolar.

GRUPOS Dy, Zy En estos conexionados la intensidad de cada fase se referencia al primario, teniendo en cuenta la transformación por el tipo de conexionado. # Intensidades devanado 1: la medida en cada fase con filtro homopolar. # Intensidades devanado 2: según tabla 5 con código horario H. No afecta el filtro homopolar.

GRUPOS Dd, Dz, Zd, Zz En estos conexionados la intensidad de cada fase se referencia al primario, teniendo en cuenta la transformación por el tipo de conexionado. # Intensidades devanado 1: la medida en cada fase con filtro homopolar. # Intensidades devanado 2: según tabla 4 con código horario H y con filtro homopolar

TRANSFORMADORES DE 3 DEVANADOS En la siguiente tabla se muestran los conexionados y los códigos horarios permitidos para cada conexionado

Tabla 2

Dev 1

Dev 2

Dev. 3

Código horario 2

Código horario 3

C1 C2 C3

Y y y 0, 2, 4, 6, 8, 10

0, 2, 4, 6, 8, 10

Y y d 0, 2, 4, 6, 8, 10

1, 3, 5, 7, 9, 11 1 / √3 1 / √3

Y d y 1, 3, 5, 7, 9, 11

0, 2, 4, 6, 8, 10 1 / √3 1 / √3

Y d d 1, 3, 5, 7, 9, 11

1, 3, 5, 7, 9, 11 1 / √3

D y y 1, 3, 5, 7, 9, 11

1, 3, 5, 7, 9, 11 1 / √3 1 / √3

D y d 1, 3, 5, 7, 9, 11

0, 2, 4, 6, 8, 10 1 / √3

D d y 0, 2, 4, 6, 8, 10

1, 3, 5, 7, 9, 11 1 / √3

D d d 0, 2, 4, 6, 8, 10

0, 2, 4, 6, 8, 10

4

A continuación se muestra el cálculo para cada uno de los conexionados GRUPO Ydy

# Intensidades devanado 1: según tabla 3 con código horario H2.

# Intensidades devanado 2: la medida en cada fase con filtro homopolar.

# Intensidades devanado 3: según tabla 5 con código horario H3-H2

GRUPO Ydd

# Intensidades devanado 1: según tabla 3 con código horario H2.

# Intensidades devanado 2: la medida en cada fase con filtro homopolar. # Intensidades devanado 3: según tabla 4 con código horario H3-H2 y con filtro homopolar.

GRUPO Dyy


# Intensidades devanado 2: según tabla 5 con código horario H2


GRUPO Dyd



# Intensidades devanado 3: según tabla 4 con código horario H3 y con filtro homopolar.

GRUPO Ddy




GRUPO Ddd




5

Tabla 3. Grupo Yd, Yz

CH Dev. Referencia

Dev. modificado

Devanado modificado

Matriz

1

A’ = A-C B’ = B-A C’ = C-B

110011101

−−

−

3

A’ = B-C B’ = C-A C’ = A-B

011101110

−−

−

5

A’ = B-A B’ = C-B C’ = A-C

101110011

−−

−

7

A’ = C-A B’ = A-B C’ = B-C

110011101

−−

−

9

A’ = C-B B’ = A-C C’ = B-A

011101

110

−−

−

11

A’ = A-B B’ = B-C C’ = C-A

101110

011

−−

−

CH Dev. Referencia

Dev. modificado

Devanado modificado

Matriz

1

A’ = A - B B’ = B - C C’ = C - A

1111

011

−−

−

3

A’ = C - B B’ = A - C C’ = B - A

011101

110

−−

−

5

A’ = C - A B’ = A - B C’ = B - C

110011101

−−

−

7

A’ = B - A B’ = C - B C’ = A - C

101110011

−−

−

9

A’ = B - C B’ = C - A C’ = A - B

011101110

−−

−

11

A’ = A – C B’ = B - A C’ = C – B

110011101

−−

−

CH Dev. Referencia

Dev. modificado

Devanado modificado

Matriz

0

A’ = A B’ = B C’ = C

100010001

2

A’ = - B B’ = - C C’ = - A

001100

010

−−

−

4

A’ = C B’ = A C’ = B

010001100

6

A’ = -A B’ = -B C’ = - C

100010001

−−

−

8

A’ = B B’ = C C’ = A

001100010

10

A’ = - C B’ = - A C’ = - B

010001100

−−

−

Tabla 4. Grupo Yy, Dd, Dz, Zd, Zz

Tabla 5. Grupo Dy, Zy

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

B

C A

C

A B

A

B C

B

C A

C

A B

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

C

A

B

A

B

C

B

C

A

C

A

B

A

B

C

B

C

A

C

A

B

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B C

A

B

C

B

C

A

C

A

B

A

B

C

B

C

A

6

87. PROTECCIÓN DIFERENCIAL

Generalmente se instala en transformadores de potencia igual o superior a 5 MVA. Esta protección detecta los cortocircuitos y las derivaciones a masa producidos dentro de la cuba del transformador y también detecta los cortocircuitos entre espiras. Actúa rápida y selectivamente ante los defectos producidos en el interior del transformador.

Para transformadores ∆-Y con una potencia por encima de 10000kVA y que alimenten a sistemas con resistencia a tierra, las funciones diferenciales de fase deberían suplementarse con funciones diferenciales de tierra 87N para proporcionar sensibilidad adicional ante faltas a tierra secundarias ya que, aunque la protección de un transformador mediante la función diferencial porcentual mejora la efectividad a la hora de detectar faltas entre fases internas, las faltas a tierra en un devanado estrella no se detectan, si el transformador está conectado a tierra mediante resistencia y la intensidad de falta a tierra está limitada a un valor por debajo del nivel de arranque de la función diferencial. Dichas faltas a tierra pueden llevar a una falta fase–fase destructiva.

Cuando el transformador está solidamente unido a tierra, la función diferencial de transformador operará para faltas a tierra en la zona de protección diferencial. Para un transformador trifásico, las conexiones de los devanados pueden ser estrella con neutro-triángulo o también triángulo-estrella con neutro. Cualquiera de estas dos conexiones dan lugar a una diferencia de fases entre las intensidades que entran al primario y las que dejan el secundario. La protección realiza la compensación directamente para eliminar dicha diferencia. PROTECCIÓN DIFERENCIAL PORCENTUAL La protección diferencial porcentual, responde a la siguiente característica:

Zona de disparo con posibilidad de frenado

Ipaso

Idiferencial

Sensibilidad

Disparo Instantáneo

Zona de disparo sin posibilidad de frenado

Ipaso1

α1

α2

Ipaso2

Ilustración 2

7

Se pueden obtener diferentes características como: Sensibilidad El porcentaje no se mantiene para bajas intensidades, de modo que la intensidad diferencial debe superar un valor umbral que determina la sensibilidad mínima. La sensibilidad tiene como objeto compensar las diferencias y errores en trafos de medida (10%), intensidad de excitación (3%), el propio error del relé (3%), que hacen que haya corriente diferencial con pequeñas intensidades de paso. Se selecciona en base al valor de la intensidad diferencial que circula en condiciones de funcionamiento normal. El valor recomendado es 0.3 In. Si se quiere hacer más robusto (que no dispare sin motivo), se puede subir a 0.5 In. El valor de sensibilidad debe cumplir que:

InadSensibilidTapmínimo ·1.0· ≥

siendo In el calibre de intensidad (5A ó 1A). En caso contrario, se modifica automáticamente el valor de la sensibilidad para cumplirlo. Primera pendiente La primera pendiente está definida por un punto inicial (Ipaso 1) y una pendiente (α1), tal y como se aprecia en la ilustración 2. Esta primera pendiente tiene como objeto compensar corrientes diferenciales ficticias debidas al cambiador de tomas, además de errores en los transformadores. La pendiente se seleccionará de modo que queden cubiertos el error de relación e igualación de los T.I.s y el producido por el cambio de relación de transformación nominal debido al cambiador de tomas.

Ilustración 3 Ilustración 4

8

Se recomienda ajustar la Ipaso1 en la intersección de la primera pendiente con la sensibilidad:

11

αadsensibilidIpaso =

Las pendientes recomendadas en protección diferencial porcentual son: 15% para transformadores estándar 25% para transformadores con cambiadores de tomas. 40% para aplicaciones especiales. Segunda pendiente La segunda pendiente está definida por un punto inicial (Ipaso 2) y una pendiente (α2), tal y como se aprecia en la ilustración 2. La segunda pendiente tiene como objeto protegerse contra la saturación de los transformadores de medida, que podrían hacer que ante una falta externa con intensidades fuertes se dé un disparo por aparición de una falsa corriente diferencial debido a errores o saturaciones en la medida. El ajuste recomendado para la intensidad de paso de Ipaso2, es de 3 veces la corriente nominal. La pendiente se ajustará por lo menos al 60%. Si se observan disparos diferenciales por faltas externas, este ajuste se puede subir hasta un valor del 100% Frenado por armónicos Las funciones diferenciales porcentuales pueden actuar indeseablemente debido a las corrientes de inrush que se producen al energizar el transformador y debido a la sobreexcitación. En la energización de transformadores pueden aparecer intensidades especialmente altas de inrush, dependiendo del punto de la onda magnética en el instante de la conexión y del estado magnético del núcleo del transformador. El tipo de onda que surge se caracteriza por contener gran cantidad de 2º armónico. La ilustración 4 uestra la energización del transformador en el instante exacto en que coincide con la onda del flujo residual que había quedado en el núcleo del transformador. En esta situación, no aparece corriente de inrush. Sin embargo, esta situación es poco habitual que suceda, y generalmente el instante de energización del transformador, no coincide con la onda del flujo residual dando lugar a una corriente de inrush, tal y como se aprecia en la ilustración 5

Ilustración 4

69.963

69.963−

Φk 14⋅

Ik

N 3.5⋅0 k

Instante de desenergización

del transformador

Instante de reenergización

del transformador

9

La protección discrimina las intensidades de inrush mediante la componente de 2º ó 2º+4º armónico de la intensidad diferencial. Cuando la componente de 2º ó 2º+4º armónico de la intensidad diferencial en una o más de las fases supere el porcentaje ajustado de la fundamental, se inhibirá el disparo en esa fase o en todas según se seleccione. Cuando una carga es desconectada repentinamente de un transformador de potencia la tensión en los terminales de entrada del transformador puede aumentar causando un apreciable incremento de la intensidad de excitación del transformador en estado estacionario. La intensidad de excitación fluye por un solo devanado y aparece como una intensidad diferencial que puede hacer actuar al elemento diferencial. El tipo de onda que surge está caracterizada por la presencia del 5º armónico. La protección discrimina la sobreexcitación del transformador mediante el 5º armónico. Cuando la componente de 5º armónico de la intensidad diferencial en una o más de las fases supere el porcentaje ajustado de la fundamental se inhibirá el disparo. Si se analiza el contenido de armónicos de la intensidad de excitación de un transformador de potencia frente a la tensión aplicada, a medida que aumenta la tensión, se incrementan la saturación y la intensidad de excitación. Los armónicos impares expresados como un porcentaje del fundamental, se incrementan inicialmente y empiezan a disminuir con sobretensiones del orden de 115-120% de la tensión nominal. El ajuste del frenado de 5º armónico del 20% al 30% garantiza un correcto frenado para condiciones de sobretensión. PROTECCIÓN DIFERENCIAL INSTANTÁNEA No tiene frenado por armónicos ni por intensidad de paso. El disparo instantáneo del diferencial asegura un rápido despeje ante faltas internas severas que pueden producir saturación de los TIs. Este elemento no se bloquea bajo condiciones de magnetización y/o sobreexcitación. Por lo tanto, el ajuste debe ser tal que el elemento no opere ante la máxima intensidad de magnetización esperada. El ajuste típico es de 10 veces la Intensidad nominal. Las relaciones de transformación de los TIs se deben elegir de forma que para el valor de ajuste de la unidad diferencial instantánea no exista saturación en el transformador de medida.

Ilustración 5

100

100

200180.117

69.963−

Φ k14⋅

Φ0k14⋅

Ik

N 3.5⋅0 k

ΦR

Instante de desenergización del

transformdor

10

Ejemplo 1. Transformador 3 devanados: Tipo DY11Y3 60MVA/40MVA/30MV 132kV/66kV/46kV Con cambiador de tomas en el terciario con 5 tomas de 1150V (toma máxima 48,3kV, mínima 43,7kV) Las relaciones de transformación de los TI son:

El valor de los TAPs sería:

ARTIVN

PTAP

ARTIVN

PTAP

ARTIVN

PTAP

02.5150463

100060333

3

249.5100663

100060223

2

249.5501323

100060113

1

=⋅⋅

⋅=⋅⋅

=

=⋅⋅

⋅=⋅⋅

=

=⋅⋅

⋅=⋅⋅

=

La intensidad de relé es de 5 A. Se comprueba que se cumple que el valor de los taps está en el rango (0.5 – 100 A). Sensibilidad Se recomienda ajustarlo al 30% de la nominal, por lo tanto el ajuste que hay que introducir al relé será ⇒ 0.3

Comprobaremos que el valor de sensibilidad debe cumplir que: InadSensibilidTapmínimo ·1.0· ≥

Siendo la intensidad nominal del relé In=5 A

O lo que es lo mismo:

Primera pendiente Para calcular la primera pendiente hay que tener en cuenta el error en la corriente de excitación (3%), error en los trafos de corriente (± 10%) error en la medida del relé (3%) y el error debido al cambiador de tomas. Para calcular el error debido al cambiador de tomas, se calculan las intensidades en el terciario en las tomas extremas.

AreleI

RTIVPreleI

AreleI

RTIVNPreleI

TOMAMAX

TOMAMIN

78.41503.483

100060max_3

333max_3

285.51507.433

100060min_3

333min_3

=⋅⋅

⋅=

⋅⋅=

=⋅⋅

⋅=

⋅⋅=

1505/75031005/5002505/2501

======

RTIRTIRTI

099.03.002.5

51.03.0

·1.0

min

≥

⋅≥

≥imoTap

InadSensibilid

11

Intensidad diferencial toma mínima:

AIdif

RTIRTI

VNVNreleIreleINIdif

276.050

15013246285.5249.5min_

13

13min_31min_

−=⋅⋅−=

⋅⋅−=

Intensidad diferencial toma máxima:

AIdif

RTIRTI

VNVNreleIreleINIdif

25.050

15013246781.4249.5min_

13

13max_31max_

=⋅⋅−=

⋅⋅−=

El máximo error es:

%52.5100)min_,max_max( =⋅=In

IdofIdifError

Entonces, el ajuste de la primera pendiente es:

%52.2133101 =+++= Errorα

El ajuste del punto inicial de la primera pendientes seria por lo tanto:

taptapIpaso

adsensibilidIpaso

⋅=⋅=

⋅=

39.152.21

1003.01

11001

α

Segunda pendiente: Saturación de los trafos (mínimo 3x tap con pendiente del 60%)

Diferencial instantánea 10 veces la corriente nominal del transformador para evitar el inrush, por lo tanto el ajuste que hay que introducir al relé será ⇒ 10xtap

Frenado por armónicos

2º armónico: Entre 15 y 20 % 5º armónico: Entorno al 30% En ambos casos se recomienda ajustar el valor del umbral de la diferencial al mismo valor de la sensibilidad, es decir: - Umbral diferencial (2º armónico): 0.3 x tap - Umbral diferencial (2º armónico): 0.3 x tap

Comprobaremos que se cumple:

InUmbralTapmínimo ·1.0· ≥

Es decir,

099.05.0099.002.5

51.0

≥≥

⋅≥

Umbral

Umbral

12

Ejemplo 2 : Transformador dos devanados Tipo Dyn3

Potencia nominal P = 80x106 W Puesta a tierra secundario: R = 10 Ω Tensión nominal primario: VN1 = 115x103 V Tensión nominal secundario: VN2 = 20x103 V

Relación TI primario: RTI1 = 400/5 = 80 Relación TI secundario: RT21 = 2400/5 = 480 Con cambiador de tomas en el secundario - toma mínima en porcentaje - 10% - toma máxima en porcentaje +10%

Intensidad nominal del relé: In=5 A

El valor de los TAPs sería:

ARTIVN

PTAP

ARTIVN

PTAP

811.4480203

100080223

2

02.5801153

100080113

1

=⋅⋅

⋅=⋅⋅

=

=⋅⋅

⋅=⋅⋅

=

Se comprueba que se cumple que el valor de los taps está en el rango (0.5 – 100 A). Sensibilidad Se recomienda ajustarlo al 30% de la nominal, por lo tanto el ajuste que hay que introducir al relé será ⇒ 0.3

Comprobaremos que el valor de sensibilidad debe cumplir que:

InadSensibilidTapmínimo ·1.0· ≥

Siendo la intensidad nominal del relé In=5 A

O lo que es lo mismo:

104.03.0811.4

51.03.0

·1.0

min

≥

⋅≥

≥imoTap

InadSensibilid

Primera pendiente Para calcular la primera pendiente hay que tener en cuenta el error en la corriente de excitación (3%), error en los trafos de corriente (± 10%) error en la medida del relé (3%) y el error debido al cambiador de tomas. Para calcular el error debido al cambiador de tomas, se calculan las intensidades en el secundario en las tomas extremas.

ARTIV

PreleI

ARTIVN

PreleI

TOMAMAX

TOMAMIN

374.4223

max_2

346.5223

min_2

=⋅⋅

=

=⋅⋅

=

13

Intensidad diferencial toma mínima:

AIdifRTIRTI

VNVNreleIreleINIdif

558.0min_12

12min_21min_

−=

⋅⋅−=

Intensidad diferencial toma máxima:

AIdifRTIRTI

VNVNreleIreleINIdif

456.0min_12

12max_21max_

=

⋅⋅−=

El máximo error es:

%157.11100)min_,max_max( =⋅=In

IdofIdifError

Entonces, el ajuste de la primera pendiente es:

%15.2733101 =+++= Errorα

El ajuste del punto inicial de la primera pendientes seria por lo tanto:

taptapIpaso

adsensibilidIpaso

⋅=⋅=

⋅=

1.115.27

1003.01

11001

α

Segunda pendiente: Saturación de los trafos (mínimo 3x tap con pendiente del 60%)

Diferencial instantánea 10 veces la corriente nominal del transformador para evitar el inrush, por lo tanto el ajuste que hay que introducir al relé será ⇒ 10xtap

Frenado por armónicos

2º armónico: Entre 15 y 20 % 5º armónico: Entorno al 30% En ambos casos se recomienda ajustar el valor del umbral de la diferencial al mismo valor de la sensibilidad, es decir: - Umbral diferencial (2º armónico): 0.3 x tap - Umbral diferencial (2º armónico): 0.3 x tap

Comprobaremos que se cumple:

InUmbralTapmínimo ·1.0· ≥

Es decir,

104.05.0099.0811.4

51.0

≥≥

⋅≥

Umbral

Umbral

Filtro homopolar

Se habilitaría en el secundario por tener puesta a tierra siendo el primario un triangulo

14

87N . PROTECCIÓN DE TIERRA RESTRINGIDA Esta función es aplicable cuando hay una puesta a tierra y tiene un transformador de intensidad de medida. Esta protección pretende ser sensible ante faltas a tierra en el devanado con puesta a tierra, detectando faltas de baja intensidad que no serán detectadas por la protección diferencial porcentual. En el caso de trafo puesto a tierra mediante resistencia, la protección diferencial porcentual no detecta las faltas que se dan por debajo del 30% de la parte próxima a tierra del devanado, siendo por tanto esta la zona protegida por la protección de tierra restringida. Transformador La función compara la intensidad residual calculada con las intensidades de fase, con la de puesta a tierra. Se analizan en magnitud y dirección. - Magnitud: La diferencia entre la intensidad residual y la de neutro (suma algebraica) aplicadas sus respectivas relaciones de transformación debe superar el umbral programado. - Dirección: Debe indicar que la falta es interna: La intensidad residual y la de neutro deben ser opuestas. En caso de que la intensidad residual esté por debajo de 80mA el direccional no se tiene en cuenta.

IajusteIIRTNRTI

G ≥−⋅⋅ 03

Ilustración 7

Ilustración 6

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Autotransformador - Magnitud: La diferencia entre la intensidad residual de los dos devanados (I01 e I02) y la de neutro (suma algebraica) aplicadas sus respectivas relaciones de transformación debe superar el umbral programado. - Dirección: Debe indicar que la falta es interna: La intensidad residual de los dos devanados y la de neutro deben ser opuestas. En caso de que la intensidad residual esté por debajo de 80mA el direccional no se tiene en cuenta. El sistema opera para faltas en la región situada entre los TIs y permanece estable para faltas fuera de esta zona. El temporizador proporciona el retraso necesario para que las faltas externas sean despejadas por la protección externa adecuada con el beneficio añadido de que si el elemento de protección de tierra restringida permanece activo, transcurrido el tiempo ajustado, la protección actuará y despejará la falta, proporcionando de este modo una protección de respaldo. Dos de los devanados de un transformador se pueden proteger por separado con protección de falta a tierra restringida, por tanto proporciona una protección de gran velocidad para todo el transformador. En el caso de un transformador ∆-Y, la protección de tierra restringida ofrece una protección de gran velocidad y sensibilidad en el devanado de baja tensión. Debido a la limitación de intensidad en el lado de alta ante faltas en el lado de baja y al hecho de que, en un transformador, cualquier protección de falta a tierra requiere un retraso de tiempo discriminativo, se aplica la protección de tierra restringida. El ajuste que se suele recomendar es de un 20% de la intensidad nominal. Para trafos con estrella puesta sólidamente a tierra se recomienda un ajuste entre el 50% y el 100% de la intensidad nominal. Además, hay que tener en cuenta el error de los TIs y las diferencias entre ellos que producen desequilibrios ante faltas externas.

Ejemplo (continuación): Transformador Tipo Dyn3 Potencia nominal P = 80x106 W Puesta a tierra secundario: R = 10 Ω Tensión nominal primario: VN1 = 115x103 V Tensión nominal secundario: VN2 = 20x103 V Relación TI primario: RTI1 = 400/5 = 80 Relación TI secundario: RT21 = 2400/5 = 480 Si es con puesta a tierra mediante resistencia, se recomienda ajustarlo al 20% de la intensidad nominal, con lo que el ajuste sería:

AInAjuste 962.0210020 =⋅=

IajusteIIRTNRTII

RTNRTI

G ≥−⋅⋅+⋅⋅ 022

011 33

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50/51; 50N/51N . PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD En los circuitos donde se hallan instalados los transformadores se producen faltas que deben ser despejadas por las protecciones primarias específicamente implementadas para ellas. Si estas faltas externas al transformador no son despejadas por las protecciones, las sobrecargas que se producen le afectarán produciendo unos calentamientos que pueden causar serias averías. Para prevenir de esta eventualidad, se utilizan las funciones de sobreintensidad para aislar el transformador del sistema en falta antes de que resulte seriamente dañado. Esta protección actuará como protección de apoyo en aquellos transformadores en los que exista protección diferencial y se puede considerar como protección primaria en los que no la lleven. FUNCIÓN SOBREINTENSIDAD DE FASE (50/51). PRIMARIO La función de sobreintensidad, aplicada en el lado primario del transformador proporciona protección para faltas en el devanado, así como protección de respaldo para el transformador para faltas en el lado secundario. Sin embargo, si la unidad de sobreintensidad está ajustada para la protección del devanado primario, esta unidad apenas ofrece protección para faltas en el devanado secundario/terciario, que generalmente suele tener mucho menor kVA. Además, los devanados terciarios pueden soportar gran intensidad de falta durante faltas a tierra. Por ello, se hace necesario el uso de la protección de sobreintensidad en el devanado secundario /terciario. La unidad temporizada (51) del primario proporciona protección limitada ante faltas internas debido a su actuación retardada. Por otro lado, la corriente mínima de operación debe insensibilizarse con el fin de admitir la capacidad de sobrecarga del transformador y la corriente de inserción en la energización. La unidad instantánea (50) puede ser operativa cuando sea capaz de actuar ante faltas internas exclusivamente. La característica de tiempo inversa (51) deberá coordinarse con las protecciones instaladas aguas abajo sin llegar por ello a tiempos de actuación que superen los límites del transformador ante faltas externas. Cuando se sitúan en el primario, se coordinan con elementos de protección secundarios. Su intensidad de operación debe ser menor que la intensidad de cortocircuito del transformador para la función de sobreintensidad temporizada. Esta intensidad no debe ser tan baja como para causar una interrupción debida a intensidades de excitación o intensidades transitorias en los circuitos secundarios. La unidad instantánea (50) deberá ajustarse por encima de la máxima corriente de falta externa al transformador. FUNCIÓN SOBREINTENSIDAD DE FASE (50/51). SECUNDARIO / TERCIARIO Las funciones de sobreintensidad aplicados en el lado secundario/terciario del transformador proporcionan protección para faltas en el lado secundario/terciario, pero no para faltas en el propio devanado del transformador salvo que haya generación en este lado.

Ante faltas en el lado secundario/terciario la intensidad de cortocircuito está solo limitada por la impedancia suma de la del trafo y de la fuente, por lo que para trafos con impedancias inusualmente pequeñas, puede experimentar corrientes de cortocircuito muy elevadas, dando lugar a daños mecánicos. Estas faltas las detectarían estas unidades. Se ajustan coordinándolas con las protecciones existentes aguas abajo.

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FUNCIÓN DE SOBREINTENSIDAD DE NEUTRO (50N/51N) La función actúa sobre la IN calculada de los TI´s de fase. En el lado ∆ del transformador, se puede llegar a mayor sensibilidad en los ajustes ya que únicamente actuaría ante faltas internas a tierra. En el lado Y, el arranque de la unidad temporizada no debe ser más sensible que el de las protecciones de tierra de las líneas de dicho lado. La unidad instantánea, como en el caso de fase, puede ser operativa cuando sea capaz de actuar ante faltas internas exclusivamente. 50G/51G. PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD DE TIERRA Cuando las faltas a tierra que se producen en el secundario del transformador están limitadas por una reactancia conectada a tierra pueden no ser vistas por la protección diferencial. Dichas faltas se pueden aislar mediante un interruptor en el primario que actúa debido a una protección de tierra en el circuito de la reactancia a tierra. Consiste en una función de sobreintensidad conectado al T.I. de la puesta a tierra. Provee protección de apoyo a las protecciones de sobreintensidad de tierra del transformador y de las líneas, coordinándose con ellas, así como a la protección diferencial. La coordinación con otras protecciones no debe, sin embargo, dar lugar a tiempos de actuación que superen el límite térmico de la reactancia. En muchos casos, esta protección sustituye a la protección de sobreintensidad de tierra del transformador en este lado. Cuando la unidad está instalada en la puesta a tierra de la cuba del tranformador, protegerá ante faltas a masa en el trafo. También puede utilizarse como unidad de neutro standard de uno de los devanados sin más que cablear en conexión Holmgreen la suma de las corrientes de fase a esta entrada analógica. 46. DESEQUILIBRIO DE INTENSIDADES Cualquier sistema trifásico equilibrado o desequilibrado, se puede representar mediante la suma de tres sistemas simétricos conocidos como secuencia directa, secuencia inversa y secuencia homopolar. El análisis de estas componentes proporciona una clara indicación del grado de desequilibrio de un sistema. La protección de desequilibrio de intensidades funciona exactamente igual que la protección de sobreintensidad de fases tomando como medida de entrada 3 veces el módulo de la intensidad de secuencia inversa.

3 22• • •

r r r rI Ia a Ib a Ic= + + Donde a=1|120º

El uso principal de está función es contra desequilibrio de fases o fase abierta, proporcionando protección contra posibles daños debido a faltas desequilibradas. Las intensidades desequilibradas pueden estar causadas bien por una carga desequilibrada o bien por suministro de tensión desequilibrada. Cuando esta protección se aplica en el lado triángulo de un transformador triángulo-estrella, proporciona también protección para faltas a tierra en el lado estrella del transformador. Se ajustará este elemento por encima del valor máximo de 3I2 esperado debido a un desequilibrio de cargas.

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49. IMAGEN TÉRMICA Una sobrecarga causa un aumento en la temperatura de varios componentes de un transformador. Éste está sujeto a limitaciones térmicas ya que unos calentamientos excesivos acortarán la vida de sus aislamientos acortando así la vida útil del transformador. Unas temperaturas elevadas pueden ser origen de fallos en los aislamientos e incluso, ser causa de incendios al alcanzar la temperatura de ignición del refrigerante. La protección contra sobrecargas, se basa en la temperatura del devanado, el cual es medido por una técnica de imagen térmica. Esta técnica calcula una temperatura en función de las condiciones de carga del transformador actuales y recientes.

81. PROTECCIÓN DE FRECUENCIA

La frecuencia en estado estacionario de un sistema de potencia, es un indicador del equilibrio existente entre la potencia generada y la carga. Cuando se produzca una pérdida de equilibrio bien por la pérdida de una importante unidad de generación o bien por el aislamiento de una parte del sistema respecto del resto, el efecto será una reducción en la frecuencia. Si los sistemas de control de los generadores del sistema no responden lo suficientemente rápido, el sistema podría colapsarse. Un deslastre de cargas rápido y selectivo puede hacer que la recuperación sea posible, evitar que el sistema esté fuera de servicio durante mucho tiempo y restaurar el servicio a los clientes con un retraso mínimo. El deslastre de cargas se realiza mediante la protección de frecuencia y se lleva a cabo deslastrando cargas por bloques hasta que se estabiliza la frecuencia. Esto se realiza utilizando escalones del relé de frecuencia controlando cada uno un bloque de carga y ajustado cada uno a frecuencias sucesivamente menores. La frecuencia a la que debe deslastrar carga cada escalón, depende de la frecuencia de funcionamiento normal del sistema, de la velocidad y precisión de actuación de los relés y del nº de escalones del deslastre de cargas La frecuencia del primer escalón debe estar justo por debajo de la banda de frecuencia de operación normal del sistema pero evitando la actuación para pequeñas perturbaciones de las que el sistema puede recuperarse por si mismo. Los ajustes típicos para el bloqueo por subtensión son aproximadamente 70-90% de la nominal. Si se emplea el elemento de frecuencia para detectar condiciones de sobrecarga severas, puede ser necesario ajustar el bloqueo por subtensión a un 50% del nominal. 24. PROTECCIÓN DE SOBREEXCITACIÓN

La aplicación de la función de sobreexcitación se realiza especialmente para transformadores elevadores de tensión de generador. Estos transformadores están sujetos a excesivos rangos de V/Hz durante el arranque o parada del transformador o durante eliminación de carga remota. Cuando se da una sobreexcitación, se da un incremento en el flujo. Los transformadores se diseñan para trabajar a una densidad menor o igual que la máxima densidad de flujo magnético en el núcleo del transformador. Por encima de este límite de diseño, las intensidades de Foucault en el núcleo y en los componentes conductores cercanos al mismo, dan lugar a un sobrecalentamiento que puede causar graves daños en un periodo corto de tiempo. Por tanto, existen unos límites de sobreexcitación de transformadores según la norma ANSI C 50.13, los cuales son:

! Plena carga: V/Hz = 1.05 p.u. (En terminales de alta tensión del transformador)

! Vacío : V/Hz = 1.10 p.u. (En terminales de alta tensión del transformador)

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El flujo magnético del núcleo es proporcional a la tensión aplicada en el devanado dividido por la impedancia del mismo. El flujo en el núcleo se incrementa tanto con el incremento de la tensión como con el decremento de la frecuencia por lo tanto, la sobreexcitación puede ser detectada por un elemento V/Hz.

Cuando el núcleo de un transformador está sobreexcitado, trabaja en la región magnética no lineal y crea componentes armónicas en la intensidad de excitación. Una cantidad significativa de intensidad de 5º armónico, es característica de sobreexcitación. El esquema de protección de V/Hz de nivel doble emplea dos elementos V/Hz independientes y dos temporizaciones. La forma de ajustar estos dos elementos es combinando las curvas límite de la capacidad de generador y transformador proporcionadas por el fabricante ajustando las dos características V/Hz a dichas curvas. Se muestra un ejemplo en la siguiente ilustración: Según IEEE C37.106-1987 los dos relés de V/Hz se deben ajustar según las siguientes recomendaciones

! El relé A debe ajustarse con un arranque de V/Hz comprendido en el siguiente rango: 1.07 – 1.1en p.u. de V/Hz en la tensión base del generador. El retraso de tiempo debe seleccionarse en conjunción con el nivel de arranque del relé B para proporcionar coordinación con la curva límite mínima. Un ajuste típico para este retraso de tiempo es de entre 45-60s.

! El relé B debe ajustarse con un arranque de V/Hz comprendido en el siguiente rango: 1.18 – 1.20 en p.u. de V/Hz. El retraso de tiempo del relé B debería encontrarse en el rango de 2-6 segundos para prevenir que la tensión transitoria y modificaciones de frecuencia den lugar a actuaciones.

Se alcanza la coordinación entre la capacidad de sobreexcitación y la protección cuando el tiempo entre la operación del relé y el límite de la capacidad de sobreexcitación es suficiente como para que los interruptores se abran y se desenergicen las unidades. Este tiempo de coordinación se mide verticalmente entre las dos curvas, la del relé y la del transformador para un valor dado de V/Hz.

Ilustración 17

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59. PROTECCIÓN DE SOBRETENSIÓN Los relés de tensión se aplican para proteger los grandes transformadores ante daños que pueden sufrir debido a una sobreexcitación. En el caso de un transformador con cambiador de tomas entre el generador y la carga, se requiere alguna forma de protección de tensión para complementar el control del cambiador de tomas y para prevenir que el equipo se dañe debido a sobretensiones causadas por un fallo en el cambiador de tomas. Esta protección la realiza la función 59. 50BF. PROTECCIÓN DE FALLO DE INTERRUPTOR La función de la protección de interruptor es detectar fallos en la actuación del interruptor, proporcionando de este modo protección y seguridad ante fallo de los interruptores. La protección 50BF detecta dichos fallos y dará orden de desconexión a los interruptores que puedan aportar corriente a la zona en falta. Generalmente, la actuación de esta protección causará la desconexión de un área mayor que la correspondiente a una actuación correcta del interruptor, lo cual puede afectar a la estabilidad y seguridad del sistema, siendo por ello necesario un alto nivel de seguridad. Las posibles causas de fallo de un interruptor a la hora de despejar una falta pueden ser las siguientes: ! El circuito de disparo puede estar abierto ( cable roto, fusibles quemados...) ! El mecanismo de disparo se puede enclavar, dejando una sola fase del circuito trifásico

conectado. ! El interruptor se puede descargar debido a la pérdida de rigidez dieléctrica debido a la

contaminación ó daños. ! El mecanismo de operación puede fallar al operar. FUNCIÓN 86 Consiste en la activación de los relés programados con esta función cuando se produce un disparo por diferencial (instantáneo o porcentual), para su utilización como bloqueo de los circuitos de cierre de los interruptores.

Los relés se desactivan mediante actuación de la entrada "Desbloqueo de cierre", por pulsación de la tecla "R", o por comando desde la consola.

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