Subido por Isaac Monterrey

Evaluación n°4 Sistemas de protección Franko Manganiello

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SAN JOAQUÍN DE TURMERO
SISTEMA DE PROTECCIONES
Profesor(a):
Ing. Oscar Montilla
Autor(a):
Franko Manganiello
CI: 26.369.393
INTRODUCCION
El presente estudio tiene como objetivo principal el investigar e instruir acerca
de los fundamentos básicos relacionados a los diferentes métodos y dispositivos de
protección eléctrica para salvaguardar los sistemas eléctricos de potencia (SEP).
Haciendo énfasis en los equipos de protección diferencial y sus múltiples formas de
ejercer una acción de control basada en los diferentes flujos de corriente, según sus
especificaciones o la parte del sistema eléctrico que se desea proteger. De igual
forma, se destacan las protecciones mecánicas de los transformadores de potencia
las cuales deben su funcionamiento al proceso de medición de las características
fisicoquímicas de los equipos, como lo son el nivel de gas y agua, la viscosidad del
aceite dieléctrico, el grado de acidez, etc.
Cabe destacar, la importancia de realizar un análisis de las propiedades
eléctricas y físicas, ante la selección de dispositivos para poder diseñar un sistema
de protecciones orientado a interrumpir y mitigar los efectos de los fenómenos
eléctricos como la sobreexcitación y las corrientes de arranque en máquinas
síncronas y transformadoras que pueden generar fallas o perturbaciones mayores
que atentan contra la vida de los equipos y el sistema.
INDICE
Contenido
1. Señalar y analizar la característica y función de la Protección Diferencial
Indicar el número que identifica esta protección, según norma ANSI/IEEE. ... 4
2. Características de Selectividad y Tiempo de Actuación en Protecciones
Diferenciales.................................................................................................... 7
3. Analizar protección diferencial de barras (87B). Protección Diferencial de Barra
de Alta Impedancia. ......................................................................................... 9
4. Protección Diferencial en Transformadores. ........................................... 13
5. Corriente de arranque (Inrush) y de sobre-excitación en Protecciones
Diferenciales de Transformadores. ............................................................... 14
6. Métodos para evitar falsos disparos ....................................................... 16
7. Protecciones Mecánicas de Transformadores Monitoreo Gas/Aceite .... 18
8. Temperatura ........................................................................................... 20
10.
Análisis fisicoquímico y cromatógrafico de los aceites Dieléctricos. .... 21
PROTECCIONES DIFERENCIALES (PD)
1. Señalar y analizar la característica y función de la Protección Diferencial
Indicar el número que identifica esta protección, según norma
ANSI/IEEE.
Una Protección Diferencial es un dispositivo electromagnético, identificado
con el numero 87 según las normativas ANSI/IEEE, dedicado a resguardar la
integridad de un sistema eléctrico de corriente alterna. El principio de
funcionamiento de todas las protecciones diferenciales se basa en la comparación
entre la corriente de entrada y la de salida, en una zona comprendida entre dos
transformadores de medida. Si la corriente que entra en la zona protegida no es la
misma que la que sale significará que existe algún defecto, por consiguiente
circulará una determinada intensidad por el relé provocando el disparo del mismo.
Una forma más fácil de comprender su funcionamiento es recordando la
primera ley de Kirchhoff, que dice que “la suma vectorial de todas las
intensidades que llegan a un nudo debe ser cero”. Si se considera el elemento que
hay que proteger como un nudo y se instalan transformadores de intensidad en
cada una de las entradas/salidas (2,3,..n) la protección diferencial puede ser
un simple relé de sobre intensidad que ordene disparo en el momento que
esta suma no sea cero, lo que equivale a una falta interna.
Por lo tanto se podría decir que, las protecciones diferenciales constituyen
sistemas de protección absolutamente selectivos (cerrados), en los cuales la
operación y selectividad dependen únicamente de la comparación de las
intensidades de cada uno de los extremos de la zona protegida.
Además, tal y como se muestra en la ilustración anterior, la protección
diferencial se característica por estar definida en tres rangos de valores:

Zona 1: Corresponde a una mínima corriente diferencial ∆I1 que representa
el error producido por la corriente de magnetización (Ib) que aparece cuando
aumenta la tensión de forma repentina.

Zona 2: Corresponde a una pendiente característica que considera el error
producido por las relaciones de transformación de los transformadores de
corriente ∆I2. Definido por la pendiente K1.

Zona 3: Representa el error debido a la saturación de los transformadores
de corriente. Definido por la pendiente K2
Como se ha podido ver, cada zona está destinada a representar un
determinado valor característico de corriente diferencial (diferencia entre la corriente
I1 e I2) que de forma individual no debe influir en el correcto funcionamiento del
equipo de protección y por lo tanto deben permanecer con una magnitud menor a
la corriente de operación Iop. De no ser, las variantes antes mencionadas generaran
perdidas en selectividad y seguridad. La única magnitud que debe tomar en cuenta
la protección diferencial para ejercer o no una acción de interrupción, es la suma de
estas tres corrientes y su ajuste para que no efectúe una falsa operación.
Cabe destacar que, las protecciones diferenciales pueden ser clasificas
según la función que cumplan dentro del sistema. Existen:
1. Protección diferencial de Línea (87L): Se utiliza para protección, control y
supervisión de líneas y cables aéreos en todo tipo de redes, la 87L se puede
utilizar hasta los niveles de tensión más altos. Es adecuado para protección
de líneas con carga elevada y líneas con varias terminales en las que los
requisitos de disparo sean de uno, dos y/o tres polos, la 87L también es
adecuado para protección de alimentación por cable de bloques
generadores.
2. Protección diferencial de Transformador (87T): Este tipo de relevadores
de protección, opera con la diferencia entre las corrientes entrantes y
salientes del elemento protegido y emplea el más positivo principio selectivo.
Su principio de operación es similar al de un relevador de sobrecorriente
electromecánico, tipo inducción. Su zona de operación está restringida por la
posición de los transformadores de corriente.
3. Protección Diferencial de barras colectoras (87B): Las fallas internas en
barras colectoras ocurren muy esporádicamente y generalmente son de una
de las fases a tierra, estas fallas, tienden a ser muy severas en lo que
respecta a daño producido en el punto de falla. El relevador diferencial se
conecta a los circuitos secundarios de los transformadores de corriente
situados a ambos lados del elemento a proteger y se basa en el principio de
comparación de la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y
salen de una determinada zona de operación.
2. Características de Selectividad y Tiempo de Actuación en Protecciones
Diferenciales.
Los relés diferenciales son regulables tanto en sensibilidad como en tiempo
de actuación. Pueden regularse desde 0,3 a diez amperes y de actuación
instantánea y/o temporizada. Esta es una característica importante, ya que una gran
parte de los disparos intempestivos en una instalación es debido a una falta de
coordinación de selectividad entre las protecciones diferenciales. Con objeto de que
un fallo o defecto no deje fuera de servicio
a totalidad de la instalación, debe de actuar la protección diferencial más próxima al
punto de defecto y que no lo haga cualquier otro dispositivo situado en otro punto
de la instalación, para ello es necesario coordinar las protecciones diferenciales con
3 reglas básicas esenciales que garanticen una perfecta coordinación

Selectividad Amperimetrica: Esta condición debe cumplir que el valor de
sensibilidad del diferencial conectado aguas arriba (I∆1) sea mayor del doble
de la sensibilidad del diferencial conectado aguas abajo (I∆2). Por ejemplo,
un diferencial con una sensibilidad de 30 mA (I∆2) podríamos disponer un
diferencial de 100 mA (I∆1) o superior aguas arriba. En caso de producirse
una fuga a tierra superior a cualquiera de los interruptores diferenciales del
circuito, no se puede garantizar cuál accionará primero, con lo que la
selectividad seria solo parcial.
Según las normas (IEC 61008, 61009 y 60947-2), un diferencial debe actuar
para fugas superiores a IΔn y no actuar para fugas inferiores a IΔn/2. Por lo
tanto, la sensibilidad nominal de la protección diferencial aguas arriba debe
ser al menos dos veces superior a la de aguas abajo: IΔn (disp. A) > IΔn
(disp. B) x 2.

Selectividad Cronométrica: Esta condición debe garantizar que una
protección diferencial conectada aguas arriba (disp. A) no actué antes que
un diferencial de aguas abajo (disp. B) para un defecto aguas debajo. Por
lo tanto se dice que, el tiempo total de funcionamiento tf del interruptor
diferencial situado aguas abajo, sea menor que el tiempo límite de no
respuesta tr del interruptor diferencial situado aguas arriba, para cualquier
valor de corriente. Esto es:
𝒕𝒓 (𝑨) > 𝒕𝒇 (𝑩)
Los tiempos de respuesta deben mantenerse bajo los tiempos límites de
seguridad. Conjuntamente con la selectividad amperimétrica conseguiremos
una selectividad total.

Selectividad de tipo: Para garantizar la selectividad vertical, el tipo o clase
de diferencial aguas arriba debe ser superior o igual del diferencial instalado
aguas abajo. La norma internacional IEC 60755 define cuatro tipos de
diferenciales para aplicaciones en corriente alterna. Estos tipos, definidos en
función de las corrientes de fuga previstas, se conocen como: Diferenciales
Tipo AC, Tipo A, Tipo F y Tipo B.
3. Analizar protección diferencial de barras (87B). Protección Diferencial
de Barra de Alta Impedancia.
Una de las aplicaciones de la protección diferencial es la de proteger las
barras de una subestación, donde las fallas normalmente suelen ser bastante
severas debido a la cantidad de circuitos que se desconectan y comprometen a la
estabilidad del sistema. Dada a su selectividad inherente, pueden ajustarse de modo
que despeje la falla rápidamente a fin de evitar mayores daños y un compromiso
mayor con las instalaciones
Para este caso, la protección diferencial compara el total de corriente que
entra a una barra con el total de corriente que sale de esta, tanto en términos
primarios como secundarios. En la siguiente figura se ilustra lo anteriormente
mencionado, mostrándonos un esquema diferencial de una subestación a cuya
barra llegan cinco líneas, donde se puede apreciar que si todos los TT / CC tienen
la misma razón de transformación (50/5, en este caso) y se conectan de acuerdo
con la figura; la suma de las corrientes que entran y salen de la barra es cero, la
corriente por el relé R es igual a cero.
En condiciones ideales, en el estado de normalidad de sistema, al comparar
la corriente que entra con la que sale, se observa que son iguales, como en
consecuencia, el diferencial de corriente es cero, aplicando para ello el principio de
la ley de Kirchhoff que establece que la sumatorias de corrientes que entran a un
nodo debe ser igual a la sumatoria de corriente que salen de esta como se ve en
este esquema.
En el caso de ocurrir una falla en la barra se romperá el equilibrio y el relé dar
orden de abrir a todos los interruptores de ésta, debido a que la suma de las
corrientes es distinta de cero, siendo este valor la corriente de falla. En cambio,
presentarse una falla externa a la zona en el que se protege, la suma de las
corrientes secundarias que entran y salen de un nodo es cero. Como en la realidad
la condición ideal no existe, tenemos que la corriente diferencial ante la ocurrencia
de fallas externas es distinta de cero debido a los errores que se relacionan a los
transformadores de corriente (Los TCs no tienen la misma relación de
transformación). La condición ideal para las protecciones diferenciales de barra
consiste en la linealidad de los TC‟s, es decir estos reflejan en el lado secundario
exactamente lo que ocurre en el lado primario, conservando la relación de
transformación del TC.
Esquema de Falla Externa
Esquema de Falla Interna
En algunas barras y líneas cortas de transmisión, la protección diferencial
está constituida por un relé de sobrecorriente tipo disco de inducción, ajustado en
un tap de 4 A, con lever lo más bajo posible para lograr una operación rápida. En
subestaciones importantes donde se requieren tiempos muy cortos de despeje, se
usan elementos de alta velocidad y muy sensibles, tales como: relés del tipo
telefónico, polarizados o de estado sólido.
Por otra parte el arreglo de alta impedancia para las barras tiende a forzar
que cualquier corriente diferencial incorrecta circule a través de los TCs en lugar de
que lo haga a través de las bobinas de operación del relé. Así se evita la mala
operación por fallas externas o para condiciones de sobrecarga cuando las
corrientes secundarias de todos los TCs no sean las mismas a causa de las
diferencias en las características de magnetización. La protección de alta
impedancia consiste básicamente en una unidad que genera un disparo en la
tensión del circuito diferencial, de alta velocidad (casi instantáneo) y es diseñada
para operar de forma selectiva, incluso cuando se saturen uno o más
transformadores.
Dicha unidad se ajusta calculando el voltaje máximo en los terminales del
relé para una falla externa, tomando en cuenta la corriente máxima de falla primaria,
la resistencia de los devanados secundarios, la resistencia de las conexiones
secundarias, y las relaciones de transformación de los TCs. Está conformado por
un circuito LC que permite fácilmente el paso de corriente a frecuencias de 60 Hz y
tiene una alta impedancia que impide el paso de los armónicos de corriente. Este
circuito se encuentra en serie con el relé de sobre voltaje.
Ante la ocurrencia de fallas externas, la corriente diferencial es igual a la
sumatoria de corrientes de los TC que no están saturados menos la corriente del
TC saturado que no es más que la corriente de falla, que suele ser de baja magnitud.
En la siguiente figura podemos observar este caso, que para la peor condición, que
es cuando el TC asociado al circuito de falla se satura y los otros no, su reactancia
magnetizante se reduce, aumenta la corriente de excitación y su corriente
secundaria disminuye. Esto conlleva a una tensión producto de la resistencia total
del TC saturado más la resistencia de los cables desde el TC al relé y la corriente
de falla secundaria.
Al ocurrir una falla fuera de la malla de I3, la corriente diferencial será igual a
la suma de las corrientes secundarias de los trasformadores uno y dos menos la
corriente secundaria del transformador tres:
𝑖𝑑 = 𝐼1 + 𝐼2 − 𝐼3
𝐼𝑑 =
𝐼1
𝐼2
𝐼3
− 𝑖𝑒1 +
− 𝑖𝑒2 − (
− 𝑖𝑒3)
𝑅𝑇𝐶
𝑅𝑇𝐶
𝑅𝑇𝐶
Si en el caso que los TC‟s fueran ideales y no se saturaran, la corriente
diferencial sería cero, ya que las corrientes de excitación son despreciables y la
suma de las corrientes primarias seria cero, pero en la realidad no es así. Para el
caso de saturación solo del transformador 3, la corriente secundaria del TC es
totalmente nula, la corriente de excitación de los otros TC‟s tiende a cero, se tiene:
𝐼𝑑 =
𝐼1
𝐼2
𝐼3
− 𝑖𝑒1 +
− 𝑖𝑒2 − (
− 𝑖𝑒3)
𝑅𝑇𝐶
𝑅𝑇𝐶
𝑅𝑇𝐶
El cual la tensión diferencial se expresa de la siguiente forma:
𝑉𝑑 = (𝑅 ∗ 𝑝 + 𝑅𝑠) ∗
𝐼𝑓
𝑅𝑇𝐶
El término de resistencia R viene multiplicado por un factor 𝑝 que indica el
tipo de falla que se desarrolla, si la falla es monofásica a tierra el valor 𝑝 = 2 y si es
trifásico a tierra el valor de 𝑝 = 1. Al estudiar esta condición de falla externa, que es
la peor, se garantizará la operación del relé solo ante la presencia de falla interna,
cuando se supere el valor de voltaje de ajuste Vd. Ahora bien, para el caso de una
falla interna la corriente diferencial es distinta de cero, lo que genera que la caída
de tensión en el relé de alta impedancia sea grande, haciendo que el relé opere.
La caída de tensión ante fallas internas es mayor que en fallas externas, por
eso se tiene un varistor de óxido de metal en paralelo con el relé, con el fin de
controlar los altos niveles d tensión que podrían dañar el relé al ocurrir una falla
interna. Para proteger al relé ante altas corrientes, se coloca un relé de
sobrecorriente, para que este no opere ante fallas externas máximas y si lo haga
para la ocurrencia de fallas internas como se muestra en la figura anterior. La
sumatoria de las corrientes secundarias de los circuitos en cuestión y el voltaje
diferencial para este caso es:
𝑖𝑑 = 𝐼1 + 𝐼2 + 𝐼3
𝑉𝑑 = 𝑖𝑑 ∗ 𝑧𝑟 = 𝑖𝑓 ∗ 𝑧𝑟
4. Protección Diferencial en Transformadores.
El
principio
de
funcionamiento
de
esta
protección
diferencial
en
transformadores, es de la comparación de las corrientes entre en lado del voltaje
primario y el lado secundario del transformador. Cuando el funcionamiento es
normal, las corrientes del secundario del transformador se diferencian unas con
otras, pero cuando se origina una falla o corriente diferencial (Id), se produce el fallo
interno en el transformador y se acciona la protección.
La protección diferencial en transformadores consiste en despejar las fallas
que se originen en los contactos de los bobinados del transformador cuando se
pierde parte del aislamiento del mismo, también puede ser producido en el
cambiador de tomas, en el núcleo y en los terminarles de las conexiones del
cableado de control.
La protección diferencial para transformadores se denota con la terminología
ANSI 87T y es utilizado frecuentemente en transformadores de potencia de 10 MVA
en adelante.
5. Corriente de arranque (Inrush) y de sobre-excitación en Protecciones
Diferenciales de Transformadores.
a) Corriente de Arranque (Inrush): La corriente de conexión o también
conocida como Inrush, aparece como picos transitorios de corriente al energizar
el transformador sin carga a causa de la magnetización del núcleo magnético.
Al conectar el transformador de potencia circula una intensidad de cierre (Inrush)
con componente de corriente continua ya que el flujo de intensidad no se puede
alterar bruscamente. Para transformadores de gran potencia, se tiene una
constante de tiempo de la componente DC que puede alcanzar varios segundos
y su valor pico puede ser muy elevado, lo que pone en riesgo la vida útil del
transformador.
Así mismo, la Inrush se presenta en las tres fases del transformador como
una intensidad diferencial de 5 a 8 veces la nominal la cual, al fluir por tan solo
uno de los bobinados del transformador, ocasionaría elevadas temperaturas en
el conductor que atentan contra la vida y buen funcionamiento del equipo. Por
estas razones, actualmente se emplean diferentes tipos de protecciones
diferenciales para reducir el efecto de la Inrush en los transformadores; sin
embargo dichas corrientes también pueden llegar a tener efectos en la
protección si estas no son seleccionadas adecuadamente según el caso:

El Inrush tiene gran componente DC que puede saturar los transformadores
de corriente para la medición de las protecciones diferenciales. Esto ocasiona
una perdida en cuanto a seguridad.

Los elevados niveles de corriente diferencial ocasionados por la Inrush
pueden llegar a producir en ocasiones un disparo intempestivo.
b) Sobre-Excitación: La sobreexcitación aparece cuando se detectan valores
altos no admisibles en la inducción del transformador, produciendo intensidades
de magnetización elevadas y una sub-frecuencia que ocasionan altas pérdidas
en el núcleo y un incremento importante del Inrush. La sobreexcitación se origina
a causa del desacoplamiento de red, la respuesta de regulación de tensión y
frecuencia es lenta o el desequilibrio de potencias es elevado. El transformador
puede operar con un cierto grado de sobretensión cuando va acompañado de
un aumento de frecuencia. Esta inducción se detecta directamente por la
evaluación de la relación:
∅=𝑘∗
𝑈
𝑓
Los transformadores de generador están especialmente sujetos a la
sobreexcitación ya que dichos transformadores están conectados directamente a
los terminales del generador. Las condiciones de voltaje y frecuencia en los
terminales del generador están sujetas a variaciones de voltaje y frecuencia,
especialmente durante el arranque del generador.
Cabe destacar que, al igual que para el caso anterior, esta condición de
sobre-excitación tiene efectos negativos tanto en el equipo como en la protección
diferencial:

Desequilibrio de las corrientes aplicadas al relé (en comparación con las
corrientes esperadas cuando el flujo de potencia).

La operación de retransmisión diferencial causada por la sobreexcitación
podría causar confusión en las investigaciones posteriores a la perturbación.

Cuando se producen condiciones de sobreexcitación, el núcleo del
transformador se satura y se produce una acumulación de calor con
eventuales daños
6. Métodos para evitar falsos disparos
1) Bloqueo en Energización: Se bloquea la operación del relé en el momento de
energizar al transformador de potencia, a través de una señal de posición del
interruptor que alimenta al transformador que depende de la presencia de voltaje y
corriente. El tiempo de bloqueo debe ser ligeramente mayor al que permanece la
corriente Inrush. Sin embargo, debido a que es muy difícil predecir este tiempo y
considerando que es variable en cada energización, este método no es suficiente y
poco práctico para evitar la operación en falso de la protección, además se deja de
proteger al transformador en el tiempo que se bloquea la protección diferencial.
2) Bloque por la Segunda Armónica: La forma de onda de la corriente Inrush,
contiene una proporción de armónicas, las cuales aumentan en su magnitud en la
medida que el valor pico de la densidad del flujo sea más alto, y se encuentre dentro
de la curva de “Inrush”. La onda típica de la corriente Inrush, contiene una cantidad
significativa de segundas y terceras armónicas, donde representan a veces el 63 y
26,8% respectivamente con respecto a la fundamental. Este contenido de segunda
armónica con respecto a la fundamental es de 30% ó más en el primer ciclo de la
corriente Inrush, que en la corriente de cortocircuito, lo cual es usado para identificar
la presencia del fenómeno Inrush y prevenir la operación del relé, su principal
desventaja es que es poco o nada efectivo cuando las corrientes Inrush presentan
un contenido armónico distinto a las características esenciales esperadas, es decir
que sea de carácter simétrico como las corrientes de cortocircuito.
3) Bloqueo por Distorsión en la Forma de Onda: Otro método para discriminar
corrientes por fallas internas de corrientes Inrush, es identificar el tipo de distorsión
que se presenta en la forma de onda de la corriente diferencial. Cuando se presenta
una corriente diferencial debido al fenómeno Inrush, la corriente es totalmente
asimétrica y el intervalo de tiempo en el cual se presentan los picos de la onda, es
mucho mayor al intervalo de tiempo para una falla interna.
La corriente diferencial es comparada con un límite positivo y uno negativo
de igual magnitud, los cuales son definidos desde el diseño del relé, el intervalo de
tiempo en el cual la onda pasa consecutivamente por los límites, es una indicación
de la forma de onda. Este intervalo de tiempo en la onda es comparado con un
cuarto de ciclo, de manera que si T es mayor a un cuarto de ciclo, se asume una
corriente Inrush y el relé se bloquea, si T es menor a un cuarto de ciclo, el relé opera,
como se muestra en la figura anterior.
4) Protección contra la sobreexcitación (24T): La
excitación sirve
para
detectar
una
inducción
Protección
alta
no
de
sobre
admisible
en
transformadores y para protegerlos contra una sobrecarga térmica muy alta. Esta
inducción se detecta directamente por evaluación de la relación U/f (también
denominado Protección Volt/Hertz). Una sobretensión produce intensidades
de
magnetización
elevadas
y
una sub-frecuencia produce altas pérdidas de
remagnetización.
La función de protección se relaciona exclusivamente a las magnitudes
primarias del objeto a proteger. Una divergencia entre la tensión nominal
primaria del transformador de tensión y el objeto a proteger se corrige
automáticamente. Se compara los valores calculados de la relación U/f medida
con el valor umbral y la característica térmica definida por el usuario.
Dependiendo de la característica se genera, después de un tiempo
determinado, una señal de salida térmica. Para conseguir un ajuste optimo, los
equipos numéricos ofrecen al usuario la posibilidad de definir la característica de
disparo introduciendo 8 pares de valores de sobreexcitación, tiempo en el rango de
100 a 150% de V/Hz nominal.
7. Protecciones Mecánicas de Transformadores Monitoreo Gas/Aceite
La protección del transformador de potencia se realiza con dos tipos
diferentes de dispositivos, a saber, los dispositivos que son midiendo las cantidades
eléctricas afectando el transformador a través de los transformadores de
instrumentos y los dispositivos que indican el estado de las cantidades físicas en el
transformador mismo. A continuación se describen los dispositivos de protección
que normalmente se entregan como parte de la entrega del transformador de
potencia.
1) Relé para Presión Súbita: Esta protección detecta una repentina tasa de
aumento de presión dentro de la caja de aceite del cambiador de tomas. Muchos
transformadores de potencia con un cambiador de tomas en el tanque tienen una
protección de presión para el compartimiento de aceite del cambiador de tomas
separado.
Cuando la presión en frente del pistón supera la fuerza contraria del resorte,
el pistón se moverá operando los contactos de conmutación. El micro interruptor
dentro de la unidad de conmutación está herméticamente sellado y presurizado con
gas nitrógeno.
2) Dispositivo de monitoreo de nivel de aceite: Los transformadores con
conservador (es) de aceite (tanque de expansión) a menudo tienen un monitor de
nivel de aceite. Por lo general, el monitor tiene dos contactos para alarma. Un
contacto es para la alarma de nivel de aceite máximo y el otro para la alarma de
nivel de aceite mínimo. El termómetro de aceite superior tiene una bombilla
termómetro líquido en un bolsillo en la parte superior del transformador. El
termómetro mide la temperatura superior del aceite del transformador. El
termómetro de aceite superior puede tener de uno a cuatro contactos, que se cierran
secuencialmente a una temperatura sucesivamente más altos.
3) Rele de Buchholz: Es un detector mecánico de fallas para transformadores
sumergidos en aceite, este se coloca en la tubería entre el tanque principal del
transformador y el conservador de aceite. Una protección típica de Buchholz
comprende un flotador pivotado (F) y una paleta pivotada (V) como se muestra en
la figura. El flotador lleva un interruptor de mercurio y la paleta también lleva otro
interruptor de mercurio. Normalmente, la carcasa está llena de aceite y los
interruptores de mercurio están abiertos.
Aquí se supone que ocurre una falla menor dentro del transformador. Los
gases producidos por fallas menores se elevan desde la localización de fallas en la
parte superior del transformador. Luego las burbujas de gas pasan por la tubería
hacia el conservador. Las burbujas de gas se extraerán en la carcasa de la
protección Buchholz. A medida que descienda el nivel de aceite, seguirá el flotador
(F) y el interruptor de mercurio se inclinará y cerrará un circuito de alarma
8. Temperatura
1) Termómetro Aceite: Es un medio de control de la temperatura del aceite en su
franja más caliente, es decir, en la superficie interior de la tapa del transformador
permitiendo, al mismo tiempo, conocer su estado de carga. La incorporación de un
circuito de alarma (aguja azul) y un circuito de disparo (aguja roja) facilitan el control
de la temperatura del aceite cuando llega a alcanzar valores peligrosos. Es preciso
utilizar relés auxiliares en los circuitos de alarma y disparo del termómetro, debido
a que las capacidades de corte de sus contactos son pequeñas.
2) Termómetro Devanado: Se supone que estos dispositivos indican el punto más
caliente en el devanado basado en las pruebas de funcionamiento térmico de los
fabricantes. Los termómetros de temperatura de bobinado funcionan igual que el
termómetro de aceite superior, excepto que la bombilla está en un termómetro
separado cerca de la parte superior del tanque. Una bobina calefactora tipo cable
se inserta o envuelve alrededor del pozo del termómetro que rodea la bombilla
sensible a la temperatura.
9. Análisis de Protección Masa-Cuba
Cuando existe un defecto de aislamiento entre las partes activas del
transformador y la cuba, si se encuentra está conectada a tierra, se produce una
descarga eléctrica entre la parte con defecto de aislamiento y la cuba del
transformador. Como la cuba debe estar siempre conectada a una tierra franca
mediante un conductor, para la protección del personal, aislándola de otro posible
contacto con tierra que no sea el conductor de puesta atierra, cualquier intensidad
de descarga a la cuba del transformador tendrá que pasar forzosamente por este,
por tanto, si hacemos pasar el conductor de puesta a tierra por un transformador de
intensidad toroidal, la intensidad que recorra el conductor, generara una intensidad
inducida en el transformador toroidal, que podremos utilizar para excitar un relé de
sobreintensidad instantánea.
10. Análisis fisicoquímico y cromatógrafico de los aceites Dieléctricos.
El aceite dieléctrico de un transformador cumple principalmente dos
funciones: servir como aislante eléctrico y como medio refrigerante. Los aceites
minerales utilizados como aislantes eléctricos proceden de la destilación
fraccionada del petróleo bruto y están constituidos por una mezcla de hidrocarburos
que le confieren unas propiedades físicas y químicas adecuadas. Esta mezcla se
somete a un proceso de refinado para eliminar los compuestos inestables y
corrosivos, además de cierto tipo de hidrocarburos.
El constituyente principal es el carbono (del 83 al 87%) y el hidrógeno (del 11
al 14%). En concreto, el aceite mineral aislante nuevo utilizado por HCDE en sus
transformadores de potencia se trata de un aceite mineral puro, ligero, de naturaleza
nafténica o parafínica. De base muy refinada y muy resistente a la oxidación,
fabricado con bases tratadas que aseguran la ausencia de materias sólidas,
compuestos polares y productos precipitables a bajas temperaturas.
Al mismo tiempo, el aceite a reunir las siguientes características físico‐
químicas:

Viscosidad: Influye sobre la capacidad del aceite para evacuar el calor
generado en los devanados y el núcleo y sobre las propiedades de
impregnación del papel aislante y otros materiales sólidos.

Punto de Congelación: Es la temperatura más baja a la cual fluye el aceite.
Conviene que sea lo más bajo posible para evitar la solidificación de
parafinas, que reducen considerablemente la viscosidad

Contenido de Agua: El agua puede estar presente en un aceite en forma
disuelta o de emulsión, produciendo en ambos casos, y muy principalmente
en el último, una disminución de la rigidez dieléctrica, un aumento de las
pérdidas dieléctricas y una aceleración de la degradación del papel aislante.

Tensión de ruptura dieléctrica: La tensión de ruptura viene medida por la
tensión necesaria para saltar un arco entre dos electrodos situados en el
seno del aceite en unas condiciones normalizadas.
La cromatografía de los gases presentes en el aceite dieléctrico es una
técnica empleada con bastante éxito para el diagnóstico predictivo de fallas en los
transformadores. Esta técnica se ha soportado en el estudio de casos con
transformadores que han fallado, transformadores con fallas incipientes,
simulaciones de laboratorio y modelos estadísticos, que han conducido a establecer
correlaciones entre el tipo de falla y los gases generados en los transformadores,
asociados a dicha falla.
La utilización del análisis de gases disueltos se basa en el rompimiento de
las moléculas de hidrocarburos en el aceite, debido a la presencia de alguna falla
de tipo térmico o eléctrico. Los gases como el hidrogeno (H2), el Oxigeno + Argón
(O2 +A) y/o el nitrógeno (N2) producidos por este rompimiento pueden ser
detectados y analizados en una muestra de aceite. De esta manera fallas como la
ionización, arco eléctrico, sobrecalentamiento y pirolisis de la celulosa pueden ser
detectadas con anterioridad a otros síntomas
Video Análisis de esta investigación: https://youtu.be/pzWV34HdHpI
CONCLUSION
El sistema eléctrico se divide en generación, transporte y distribución. En
cada una de estas partes podrán encontrarse distintos elementos que permiten el
correcto funcionamiento de la red eléctrica. Estos elementos han de tener una
protección que permita cumplir con los principios del SEP:

Seguridad de la red.

Seguridad de las personas.

Calidad de la energía eléctrica.

Continuidad y estabilidad de la red.
En los pasajes anteriores de esta investigación, se ha podido observar y
detallar la forma en que las protecciones diferenciales y mecánicas buscan cumplir
con estos principios por medio de un correcto funcionamiento debido al ajuste
adecuado y supervisión de los ingenieros especializados. Sin embargo, estos
ingenieros deben tener cierto nivel de conocimiento y responsabilidad, debido a que
en el cálculo de protecciones eléctricas (en especial protecciones diferenciales) no
existe margen de error al momento de la selección de equipos, pues esto puede
conllevar a perdidas en la selectividad y/o seguridad del sistema, atentando contra
la vida del sistema y de las personas.
Otro de los retos, tanto para la actual como para la futura generación de
ingenieros eléctricos, es mantener su conocimiento a la vanguardia de las nuevas
tecnologías (software y hardware de protección avanzados) pues el aprendizaje es
un proceso continuo y perpetuo, mientras la humanidad siga buscando medios para
resolver hasta la más mínima falla.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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protección de transformadores de potencia: aplicación a transformador 220/132
kv de 150 mva. Documento en Línea recuperado de: https://earchivo.uc3m.es/bitstream/handle/10016/27146/TFG_AmparoMaria_Moreno_Parcero_2016.pdf
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