Protección Diferencial de Transformador

Cuando preguntas a uno de los ingenieros de relés experimentados qué relé de protección nunca será sacado de servicio en un transformador de potencia, la respuesta siempre será relé diferencial. Aunque los alimentadores son rearmables y las barras colectoras pueden ser separadas, una falla en el transformador que no ha sido despejada automáticamente conduce a un tanque roto, aceite en llamas y un corte prolongado. La protección diferencial es la protección más rápida y selectiva disponible para este tipo de falla, razón por la cual un relé diferencial moderno opera en 20 milisegundos.

Ahora describiremos en términos prácticos qué incluye la zona, cómo el relé toma decisiones, cuáles son los ajustes de protección y cómo se conectan los CTs dependiendo del diseño del devanado del transformador en cuestión. Si estás buscando transformadores o paneles de relé en lugar de relés, los dos últimos párrafos te interesarán.

Respuesta breve: La protección diferencial del transformador funciona comparando la corriente que entra al transformador con la corriente que sale del transformador. Si todo está bien, entonces las dos corrientes serán las mismas; sin embargo, si la corriente está desbalanceada, el relé se disparará. El código ANSI correspondiente es 87T. En muchos sistemas, sin embargo, se utiliza un circuito de protección diferencial con sesgo porcentual con un umbral establecido en aproximadamente 20-30% de la corriente nominal del transformador.

La zona que protege — y el límite que más importa

Un sistema de protección diferencial protege cualquier maquinaria ubicada entre dos conjuntos de transformadores de corriente. En lo que respecta a un transformador con dos devanados, esto cubre devanados, núcleo, cambiador de tomas, cables internos y bujes hasta el punto de instalación de los CT. Sin embargo, los alimentadores aguas abajo y los sistemas de bus de alta tensión que suministran electricidad a los transformadores no están incluidos en estos arreglos.

Por eso, colocar los transformadores de corriente es quizás el aspecto más crucial del diseño de todo el sistema. Si el CT de alta tensión está situado demasiado lejos del transformador, entonces cualquier falla que ocurra en el cable entre la sala de conmutación y el transformador estará fuera del alcance tanto del relé diferencial como del transformador, y se necesitarán dispositivos de protección contra fallas a tierra o sobrecorriente adicionales para cubrir ese tramo particular de cable. Permitir la máxima proximidad de los dos transformadores de corriente al transformador esencialmente elimina la brecha.

Cómo funciona el principio diferencial

El concepto es sorprendentemente muy sencillo. Los principios reales del transformador no importan; tan simple como eso, un transformador puede ser descrito como un dispositivo de transferencia de corriente. Por lo tanto, las corrientes en los lados secundarios de los CT deben ser idénticas. El relé luego “busca” una anomalía o una diferencia, que no existe. Esa igualdad solo se mantiene si los CTs están correctamente dimensionados y cableados, lo que significa que el esquema hereda cada error cometido en el circuito de los CT — el común Métodos de conexión de CT utilizados en circuitos de protección valen la pena corregir antes que nada.

La corriente operativa es básicamente la suma vectorial de las dos corrientes secundarias producidas por los transformadores de corriente:

Iop= |I1seg– I2seg|

Después de la aparición de una falla dentro del transformador, aparece un tercer componente que no fue considerado por los transformadores, por lo tanto, la suma ya no podría ser cero. Pero hay dos factores que complican la situación porque un transformador siempre tiene una rama de magnetización, por lo tanto, existe un pequeño desequilibrio que es realmente una corriente de fuga o desajuste incluso cuando el sistema está funcionando correctamente. Lo mismo se puede decir sobre las relaciones del transformador y el funcionamiento del equipo de derivación que tampoco suelen ser los mismos para todos los transformadores que enfrentan la misma situación.

Así, el único relé útil que se puede concebir hoy podría estar sesgado. Vale la pena mencionar que cada transformador de corriente produce la corriente de restricción utilizando el valor mayor de las dos corrientes (o su promedio). Esto significa que en condiciones normales, incluso si hay alguna pequeña diferencia, la corriente se mantiene dentro de los límites de la corriente de restricción. Cuando existe una falla real, el relé funciona perfectamente.

Además, la mayoría de los relés también incluyen un elemento especial que reacciona de inmediato bajo un nivel de corriente muy alto (hasta 20 veces más que el nivel del equipo de derivación). Este elemento es necesario porque a niveles muy altos de corriente de falla, el transformador de corriente en uno de los lados puede saturarse tanto que la medición sesgada falla.

Configuraciones de sesgo porcentual que realmente se utilizan

Los manuales para relés muestran una gran cantidad de variación, lo cual no es muy útil cuando te enfrentas a una lista de verificación de puesta en marcha de relés. Aquí están las configuraciones que se utilizan más comúnmente en la práctica para un relé 87T estándar:

• Pickup (Id o Is1): 20–30% del nivel de corriente nominal del transformador. Elige 30% si los CT son de baja clase o si la carga está desequilibrada, siendo la configuración de 20% utilizada solo cuando los CT y el cableado están bien emparejados.
• Pendiente 1: 25–40%, para el rango uno, que corresponde a carga normal y una falla moderada.
• Pendiente 2: 50–80%, para el rango dos, cuando la corriente de falla es aproximadamente 2–4 veces mayor que la corriente nominal. Este rango corresponde a la saturación del CT durante una falla externa grave.
• Bloqueo de segundo armónico: 15–20%, utilizado para energizar el bloqueo del relé para que no se active por el fenómeno de inrush.
• Bloqueo de quinto armónico: 20–35%, utilizado para bloquear al operar en sobreexcitación.
• Ajuste instantáneo alto: 8–20 × derivación, sin bloqueo armónico.

La configuración del segundo armónico también merece una advertencia. El bloqueo convencional parece presuponer la presencia del segundo armónico en la corriente de inrush. La tecnología de núcleo tradicional que utiliza acero de alto silicio trabaja sobre esta premisa, pero las tecnologías avanzadas de núcleo de transformador, como los metales amorfos, han reducido drásticamente la presencia del segundo armónico en la corriente de inrush. Por lo tanto, bloquear el relé en 15% en tales transformadores puede llevar a disparos espurios después de energizar. Las soluciones comunes implican el bloqueo cruzado o la detección basada en la forma de onda para la corriente de inrush. Por lo tanto, si especifica los relés para un transformador con bajas pérdidas, asegúrese de preguntar qué método utiliza el proveedor.

Conexiones de CT para devanados delta, estrella y zigzag

Aquí podemos ver la diferencia entre esquemas clásicos y modernos y la fuente de muchos errores de puesta en marcha.

En los esquemas electromecánicos clásicos, la conexión de CT es la misma que la conexión del transformador. Para transformadores Dyn11, los CTs del lado de alta tensión tienen una conexión en estrella y los CTs del lado de baja tensión tienen una conexión en delta. La conexión en delta resuelve dos problemas a la vez: cancela el desplazamiento de fase de 30 grados causado por el devanado delta del transformador y bloquea la corriente de secuencia cero de pasar a través del relé cuando hay una falla a tierra externa.

En un relé numérico, todos los CTs están conectados con conexión en estrella. El desplazamiento de fase, la coincidencia de relaciones y el filtrado de secuencia cero se realizan por software. El cableado se vuelve así más simple y las pruebas más fáciles, sin embargo, también crea un punto que a menudo se pasa por alto: el relé debe bloquear la corriente de secuencia cero por medio de software, al igual que lo hacía la conexión delta en hardware. No habilitar este filtro puede llevar a que el circuito del CT funcione bajo la influencia de la falla a tierra externa, haciendo que el relé se dispare. Asegúrese de verificar la configuración; la mayoría de las empresas lo proporcionan, pero no siempre está activado por defecto.

Independientemente de la tecnología, se deben observar tres reglas:

• Las relaciones deben coincidir. La relación del CT debe elegirse de tal manera que las corrientes estén 10% cerca unas de otras en ambos lados en el tap nominal para evitar perder margen.
• El cambiador de tap debe tenerse en cuenta. El transformador con taps de ±10% cambia su relación en 20% de extremo a extremo y esa diferencia debe tenerse en cuenta en las características de pendiente del relé; si se hace demasiado empinada, se sacrifica la sensibilidad.
• Se debe seguir la polaridad. La convención es que todos los CTs están orientados hacia el transformador. Si cambia la orientación de uno de los pares de CTs, entonces en lugar de la diferencia, el relé reconocerá la corriente total.

Si está trabajando a través del cableado en una unidad desconocida, este recorrido de cómo cablear conexiones de transformador delta y estrella cubre el lado del devanado del mismo problema, lo cual es útil cuando está comparando dibujos con la placa de identificación.

Diferencial versus REF — y dónde el esquema se queda corto

La protección de falla a tierra restringida, que también se llama ANSI 64REF o simplemente REF, se dice que es “la protección diferencial de un devanado”. Esto es bastante cierto ya que REF es un esquema de alta impedancia que mide la corriente que fluye hacia el punto estrella de un devanado en comparación con la corriente que regresa a través de los CTs de fase. Dado que detecta la corriente en un solo devanado, es mucho más sensible que el esquema diferencial completo, siendo generalmente aproximadamente diez veces más sensible.

¿Por qué se necesitan ambos? Porque en caso de una falla de giro a tierra que ocurre cerca del neutro de un devanado estrella, la corriente será pequeña y la mayor parte circulará en el devanado mismo en lugar de pasar por la zona diferencial. El relé 87T en general no puede verlo. REF sí puede.

Deberíamos enumerar los principales inconvenientes de la protección diferencial, ya que determinan los ajustes:

• Saturación de los CTs en caso de fallas externas. Una fuerte falla externa puede llevar a la saturación de un circuito de CT, formando así una corriente diferencial falsa. En este caso, se puede utilizar un sesgo, otra pendiente de operación y CTs de carga suficiente.
• Desajuste de fase de relación. Cada medida de compensación conduce a una reducción de la sensibilidad del sistema.
• Rango de regulación del cambiador de tomas. Cuanto mayor sea el rango del cambiador de tomas, mayor deberá ser la corriente diferencial que se debe tolerar, por lo tanto, se debe utilizar una pendiente de operación más alta.
• Corriente de arranque y sobreexcitación. El problema se resuelve con la ayuda de restricción armónica que conduce a la reducción de la sensibilidad del dispositivo.
• Zonas ciegas. Las fallas se encuentran más allá de la zona de los CT, haciéndolas invisibles.
• Integridad del circuito de CT. Creo que en la mayoría de los casos el problema no ocurre debido al funcionamiento del transformador, sino por otras razones asociadas con el trabajo del circuito.

Para tener una perspectiva sobre cómo se construye la detección de fallas a tierra alrededor de un principio diferente, el transformador de corriente de balance de núcleo es un contraste útil: detecta corriente residual en lugar de corriente diferencial, y es lo que usarías para una falla a tierra en un cable o motor donde no existe una zona diferencial.

Puesta en marcha y verificaciones continuas

Al instalar un relé diferencial, es importante realizar pruebas de puesta en marcha para prevenir problemas más adelante. Los siguientes son los requisitos mínimos que se deben cumplir durante las pruebas:

• Verifique la relación y polaridad del CT en ambos lados de acuerdo con los diagramas de cableado. El método de prueba de inyección primaria es ventajoso.
• Pruebe que las corrientes secundarias del CT estén equilibradas bajo carga; almacene la corriente de derrame medida.
• Pruebe la estabilidad inyectando una corriente de paso igual a la corriente de falla externa. El relé no debe activarse.
• Pruebe la sensibilidad: ajuste una corriente justo por encima del valor aceptable del relé y verifique que el relé opere como se espera.
• Verifique el bloqueo armónico utilizando inyección de segundo armónico.
• Verifique la carga del CT y compárela con la carga nominal del CT.

Después de la fase de puesta en marcha del relé, los chequeos rutinarios incluyen pasos muy sencillos: medir y guardar la corriente de derrame cada año, alterar los registros del relé para cada falla de paso y monitorear si se han agregado nuevas cargas a la bobina de CT de repuesto. Para una visión más amplia de lo que también pertenece a la rutina anual del transformador, este lista de verificación de mantenimiento de transformadores es un modelo razonable para adaptar a su propio sitio.

Preguntas frecuentes

¿Qué es la protección diferencial de transformador?

Este es un plan de protección que mide la cantidad de electricidad que fluye hacia el transformador en comparación con la que fluye fuera de él. Cuando ambas energías coinciden, significa que no hay un cortocircuito; si hay alguna diferencia por encima del punto umbral definido para la protección, se detecta una falla interna y el relé envía la señal de disparo a los interruptores de circuito del transformador a través del relé de bloqueo.

¿Cuál es el código ANSI para la protección diferencial de transformador?

Al relé diferencial de transformador se le asigna el número 87T. Mientras que 87 es el código general para todos los relés diferenciales, 87T indica que ha sido diseñado específicamente para su uso con un transformador. Algunos otros códigos que pueden encontrarse en el mismo panel son 87G o 64REF en relación con la falla a tierra restringida, 87B para diferencial de barra colectora, 50/51 para respaldo de sobrecorriente por tiempo, Buchholz o presión súbita 63, 49 para térmico y 24 para sobreexcitación.

¿Cómo calcular la protección diferencial de transformador?

Lleve a cabo el proceso en cinco etapas. Como ejemplo, tomemos un transformador de 10 MVA, 33/11 kV, Dyn11.

• Calcule las corrientes nominales. La corriente primaria es 10,000 ÷ (√3 × 33) = 175 A y la corriente secundaria es 10,000 ÷ (√3 × 11) = 525 A.
• Seleccione las relaciones de CT. Las relaciones de CT de 200/1 en el lado de 33 kV y 600/1 en el lado de 11 kV dan 0.875 A y 0.875 A secundario, que es una coincidencia perfecta en el tap nominal. Asegúrese de que la discrepancia no exceda 10% en todo el rango de tapping.
• Determine el valor de pickup. Será 0.25 × 0.875 ≈ 0.22 A; redondee al paso más cercano disponible que es aproximadamente 0.25 A.
• Calcule la restricción. El valor de restricción es 4 × 0.875 = 3.5 A para una corriente de paso de 4 veces la corriente nominal. La pendiente en 30% significa que el relé debe operar a una corriente que exceda 1.05 A.
• Pruebe el elemento instantáneo. Para una configuración de tap de 10, dará el valor de 2.5A.

¿Para qué clasificación de transformador se recomienda la protección diferencial?

Hay variaciones en la práctica dependiendo de la utilidad y la importancia de la unidad, pero generalmente se siguen los siguientes límites. Para menos de aproximadamente 1 MVA, se pueden usar fusibles y relés de sobrecorriente. Para valores de alrededor de 1 a 5 MVA, la protección diferencial comienza a emplearse en unidades críticas y transformadores que alimentan la planta. Para valores superiores a 5 y especialmente para aquellos superiores a aproximadamente 10 MVA, la instalación de protección diferencial se vuelve obligatoria. Hay dos excepciones a esa regla. Una forma es cuando un transformador es del tipo donde el reemplazo es una operación muy compleja y/o costosa. Otra razón puede ser un bajo nivel de corrientes de falla en comparación con la capacidad del transformador.

Referencias

1. Portal de Ingeniería Eléctrica — Esquema de protección diferencial de transformadores
2. Circuit Globe — Protección diferencial de un transformador
3. Electrical4U — Protección diferencial de transformadores y relés diferenciales
4. IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Guía para aplicaciones de relés de protección en transformadores de potencia
5. SEL — Notas de aplicación de protección diferencial de transformadores

Conclusión

La protección diferencial en sí misma es simple: comparar la entrada con la salida y ajustar el umbral de tal manera que las discrepancias normales no activen su protección. El problema está en los detalles: colocación correcta del CT, coincidencia de relaciones, filtro de secuencia cero, uso de bloque armónico y rango de cambiador de tap. Siempre que estos detalles sean correctos, el relé de protección diferencial funcionará perfectamente durante un largo período de tiempo, activándose solo cuando sea necesario. Si estos detalles son incorrectos, aparecerán como erróneos tan pronto como el transformador esté energizado.

En caso de que el transformador en cuestión sea el que está adquiriendo en lugar de proteger, entonces estamos fabricando transformadores sumergidos en aceite y equipos de tipo seco completos con toda la documentación de prueba relevante, por lo que tiene toda la información de la placa de identificación necesaria para la selección del CT y la configuración del relé antes de que se despache el transformador. Podría solicitar una cotización para el transformador incluyendo el informe de prueba, dibujos y rango de tap, en la mayoría de los casos es suficiente para que el ingeniero de protección finalice la configuración del relé sin correos electrónicos adicionales.