PROTECCION DE TRANSFORMADORES

Este capitulo describe las prácticas de protección para transfor­madores de los tipos siguientes cuyo valor nominal de banco trifa­sico es de 501 kva y mayores:

Transformadores de potencia

Autotransformadores de potencia

Transformadores de regulacidn

Reguladores de tensión escalonados

Transformadores de puesta a tierra

Transformadores de horno de arco

Transformadores de rectificador de potencia

En contraste con los generadores, en los que pueden surgir .muchas circunstancias anormales, los transformadores solo pueden sufrir cortocircuitos, circuitos abiertos y sobrecalentamiento en los arrollanilentos. En la práctica no está previsto el relevador de pro­teccion contra circuitos abiertos debido a que éstos en si no son perjudiciales. En la práctica general, aun para transformadores no atendidos tampoco está prevista la protección contra sobrecalenta­miento o sobrecarga; puede haber accesorios térmicos para hacer sonar una alarma o para controlar bancos de ventiladores, pero con solo pocas excepciones, por lo general no se practica el dlsparo auto­mático de los interruptores de los transformadores. Una excepción es cuando el transformador proporciona una carga definida predecible. Puede considerarse la protección de respaldo para fallas exter­nas como una forma de protección de sobrecarga, pero la puesta en marcha de dicho equipo de proteccion es por lo general muy elevada para proporcionar una protección eficaz al transformador, excepto en el caso de cortocircuitos prolongados. Resta, entonces, solo la protec­cion contra cortocircuitos en los transformaclores o en sus conexio­nes, y Ia proteccion de respaido contra falla externa. Además, en la práctica los casos son los mismos si los transformadores están o no atendidos.

TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES

DE POTENCIA

La selección de La protección diferencial de porcentaje para protección contra cortocircuitos

En la práctica los fabricantes acostumbran recomendar protec­ción diferencial de porcentaje para la protección contra cortocir­cuitos para todos los bancos de transformadores de potencia cuya capacidad trifásica es 1 000 kva y mayores. Un muestreo de un gran numero representativo de compañlas de potencia demostró que una minoría favorecla la protección diferencial para bancos tan bajos como 1 000 kva, pero que prácticainente era unáníme la apro­bación de dicha protección para bancos designados a 5 000 kva y mayores.Para aplicar estas recomendaciones a autotransformadores de potencia, deberán tomarse las capacidades nominales anterio­res como el “tarnaño flsico equivalente' de bancos de autotrans­formadores, donde dicho tamaño iguala la capacidad nominal mul­tiplicada por 1 — (V3 — VA), y donde V3 y VA son los valores no­minales de las tensiones en los lados de baja y alta tension, res­pectivamente.

En el informe de una primera encuesta se incluyó una recomen­dacion para que los interruptores se instalasen en las conexiones de todos los arrollamientos, cuando se conecten en paralelo bancos mayores de 5000 kva. Un informe más reciente no es muy claro acerca de esto, pero nada se ha dicho que cambie la primera re­comendacion. Más adelante se considerará la protección de bancos en paralelo sin Interruptores separados y la de un solo banco en el que finaliza una linea de transmision sin Interruptor de alta tension.

El relevador diferencial deberá hacer funcionar un relevador auxiliar de reposiclon manual que dispara todos los Interruptores de los transformadores. La caracterIstica de reposicion manual es para disrninuir La probabilidad de que un interruptor de transforma­dor se recierre en forma inadvertida, sujetando asl al transformador a un daño adicional innecesarlo.

Donde las Ilneas de transmlsion con proteccion de alta veloci­dad finalizan en la misma barra colectora que la de un banco de transformadores, éste deberá tener proteccion de alta velocidad. Esto no, solo es necesario por la razón que la propia ilnea lo exige, sino tamblén porque permite que el tiempo de La segunda zona de los relevadores de distancia que en hacia la barra colectora esto con un ajuste más bajo y sin embargo sea selectivo.

Conexiones de los transformadores de corriente para relevadores diferenciales

Una regla simple es que los TC en cualquier arrollamiento en estrella de un transformador de potencia deberán conectarse en delta, y los TC en cualquier arrollamiento en delta deberán conectarse en estrella. Esta regla es raramente quebrantada. Más adelante, demos­traremos su base. El problema que resta es cómo hacer las Inter­conexiones requeridas entre los TC y el relevador diferencial.

Dos requisitos básicos que deben satisfacer las conexiones del relevador diferencial son: (1) no debe funcionar para carga o fallas externas; y (2) debe funcionar para fallas internas bastante severas.

Si no se sabe cuáles son las conexiones apropiadas, el procedi­miento consiste en hacer primero las conexiones que satisfagan el requisito de no disparar en fallas externas. Después, las conexiones se pueden probar en su capacidad para proporcionar el disparo en fallas intemas.

Tomemos como ejemplo, el transformador de potencia estrella­delta de Ia Fig. 1. El primer paso es suponer en forma arbitraria las corrientes que fluyen en los arrollamientos de éste en cualquier dirección que se desee, solo para observar los requisitos impuestos por las marcas de polaridad para que las corrientes fluyan en direc­ciones opuestas en los arrolla.mientos en el mismo nucleo, como se muestra en la Fig. 1. Supondremos también que todos los arrolla­mientos tienen el mismo numero de espiras de tal manera que las magnitudes de las corrientes sean iguales, despreciando la cornpo­nente muy pequeña de la corriente de excitaciOn. (Una vez que se han determinado las conexiones apropiadas, pueden tomarse en cuenta muy fácilmente las relaciones reales de espiras.)

Con base en lo anterior, la Fig. 2 muestra las corrientes que fluyen en las terminales del transformador de potencia y en los prirnarios de los TC para el caso de falla externa en el que el rele­vador no debe disparar. Estamos suponiendo que no fluye corriente por la tierra del neutro del arollamiento estrella; en otras palabras, estamos suponiendo que la suma vectorial de las corrientes de las tres fases es igual a cero.

El siguiente paso es conectar uno de los conjuntos de los TC en delta o en estrelia, de acuerdo con Ia regla ya discutida; sin im­portar cómo esté hecha la conexión, esto es, en un sentido o inver­tida. Después, debe conectarse el otro conjunto de TC también de acuerdo con la regla, pero ya que se han escogido las conexiones del primer conjunto de TC, no importa cómo se conecte el segundo; esta conexión debe hacerse en tal forma que las corrientes secun­darias circulen entre los TC como se requiere en el caso de falla externa. En la Fig. 3 se demuestra un diagrama completo de Conexiones que satisface los requisitos. Las conexiones se rnantendan correctas aun si se invirtieran las de ambos conjuntos de TC.

No se darán aqul pruebas de que el relevador tenderá a funcio­nar en las fallas internas, pero el lector puede satisfacerse fácil­mcnte dibujando los diagramas del flujo de corriente para las fallas supuestas. Se encontrará que la protección es ütii en caso de fallas entre espiras asI como en caso de fallas entre fases o a tie­rra, si la corriente de falla es bastante elevada.

Examinemos ahora la regla que nos dice cómo conectar los TC en estrella o en delta. En realidad, para Ia suposición hecha a! ilegar a la Fig. 2, es decir, que la suma de las corrientes de las tres fases es igual a cero, podriamos haber utilizado TC conectados en estrella en ci lado estrella y TC conectados en delta en ci lado delta. En otras palabras, no importarla cuál par de combinaciones de los TC fuera utilizada en todas las condiciones de falla externa, excepto para fallas a tierra en el lado estrella del banco. 0 bien, esto no importarla, si el neutro del transformador no estuviera puesto a tierra. El punto significativo es que, en una falia externa, debemos utilizar la conexión delta cuando puede influir corriente de tierra en los arrollamientos en estrella (o recurrir a la “derivación de la corrien­te de secuencia cero” que se discutirá más adelante). La conexión delta de los TC hace circular dentro de ésta a las componentes de secuen­cia cero de las corrientes y no las deja pasar por las conexiones externas del relevador. Esto es necesario debido a que no hay corn­ponentes de secuencia cero de la corriente en ci lado de la delta del transformador de potencia para fallas a tierra en el lado de Ia estrella; por lo tarito, no hay posibilidad de que circulen en forma sencila las corrientes de secuencia cero entre los conjuntos de los TC, y silos TC en el lado de la estreila no estuvieran conectados en delta, los componentes de secuencia cero fluiri an en las bobinas de funcionamiento y originarIan que ci relevador funcionase en forma indeseada en las fallas a tierra externas.

El hecho de que la conexión en delta de los TC excluya las co­rrientes de secuencia cero del circuito secundario externo no sig­nifica que el relevador diferencial no pueda funcionar en forma accidental en las fallas monofásicas a tierra en el transformador de potencia; el relevador no recibirá componentes de secuencia cero, pero recibirá y funcionará, a partir de las componentes de secuen­cia positiva y negativa de la corriente de falla.

Las indicaciones anteriores para hacer las interconexiones de los TC y el relevador se aplican por igual en los transformadores con más de dos arrollamientos por fase; solo es necesario considerar dos arrollárnientos a un tiempo como si fueran los ünicos. Por ejem­plo, para transformadores de tres arrollamientos considérense pri­mero los arroilamientos H y X. Después, considérense H y Y, utili­zando las conexiones de los TC ya escogidas para el H, y determinense las conexiones de los TC del Y. Si esto se hace en una forma ade­cuada, las conexiones para los arrollarnientos X y Y seran automáticamente.

La Fig. 4 muestra las conexiones esquemáticas para Ia protec­ción del transformador principal y el transformador de potencia de servicios propios de la estación en donde Un generador y su trans­formador de potencia funcionan como una unidad. Para simplificar la figura, solo se muestra el diagrama unifilar con las conexiones indicadas de los TC y el transformador de potencia. Se notará que una bobina de retencion está alimentada por la corriente del inte­rruptor de la barra colectora de servicios propios, en ci lado de baja tensiOn del transformadOr de dichos servicios, en paralelo con ci TC en ci extremo neutro del arrollamiento del generador; esto es para ob­tener la ventaja de superponer las zonas de protección adyacentes al­rededor de un interruptor, como se explico en el Cap. 1. Se utiliza un relevador diferencial separado para proteger transformador de po­tencia de servicios propios, debido a que el relevador que protege al transformador de potencia principal no es lo suficientemente sensible para proporcionar esta protección; con un generador de turbina de va­por, y banco de servicios propios no es mayor de 10% del tamaño del banco principal, y en consecuencia, los TC utilizados para éste tienen relaciones que son casi 10 veces las que se desearian para la proteccion más sensible del transformador de servicios propios. Con un gene rador de turbina hidráulica, el transformador de servicios propios se acerca más a! 1% del tamaño del transformador principal; en consecuencia, la impedancia del primero es tan elevada que una falla en su lado de baja tension no puede hacer funcionar ci relevador que protege a! transformador principal aun si se omiten los TC del lado de baja tensiOn del transformador de servicios propios; por Jo tanto, para generadores hidroeléctricos la práctica cs omitir estos TC y conservar la protección diferencial separada para ci banco de servicios propios. Para disminuir ci daño que ocurre como conse­cuencia de una falla en ci transformador de servicios propios, deberá utilizarse protección diferencial de aita velocidad de porcentaje tanto en éste como en el transformador de potencia principal.

La Fig. 5 muestra la forma usual de proteger un banco con co­nexión Scott. Este arreglo no protegeria contra una falla a tierra en la fase FY, pero, ya que ésta está en ci lado de baja tension donde es improbable una fuente de corriente de tierra, dlicha posibilidad en dos o más puntos diferentes aun en una barra colectora de baja resistencia, las corrientes de falla que fluyen en la tierra o barra colectora de tierra pueden producir grandes diferencias de potencial entre las tierras de los TC, y originar asl que la corriente fluya en el circuito diferencial. Dicho flujo de corriente puede originar el disparo innecesario de los relevadores diferenciales o causar daño a los conductores del circuito.

La derivación de Ia corriente de secuencia cero

La derivación de la corriente de secuencia cero se describió en el Cap. 7. Dicha derivación es ütil donde se necesite excluir las corn­ponentes de secuencia cero de la corriente de los circuitos secun­darios externos de los TC conectados en estrella. Dicha derivación perrnitirá conectar los TC en estrella en el lado de la estrella de un transformador de potencia y en delta en el lado de la delta. Rara vez se aprovecha esta posibilidad debido a que par lo general no hay impedimento en utllizar las conexiones convencionales, y de hecho se prefieren éstas. La derivación es util algunas veces para la apli­cación de la Fig. 7, en donde se va a incluir en la zona de protec­don del banco principal un transforinador de puesta a tierra en el lado de la delta de un transformador de potencia estrella-delta. Se hace resaltar que como se indica en la Fig. 7, el neutro de la co­nexion del relevador no deberá estar conectado al neutro de los TC pues esto disminuirla la eficacia de la derivación. Tampoco los TC escogidos para la derivación se saturarán para las tensiones que pueden aplicarse cuando fluyan grandes corrientes de fase.

Relaciones de los transformadores de corriente

para relevadores diferenciales

La mayoría de los relevadores diferenciales para protección de transformadoreS de potencia tienen tomas, o se utilizan con autotrans­formadores auxiliares que las tienen, para cornpensar las rela­ciones de los TC que no sean tan exactas como se desean. En donde se puede seleccionar la relación del TC, como con los TC de protección del tipo boquilla, la mejor es escoger la relación máxi­ma del TC que dará una corriente secundaria lo más cercana posible a la toma nominal más baja del relevador. El propósito de esto es disminuir el efecto del circuito que se conecta entre los TC y ci relevdor (por la misma razón que utilizamos alta tension para dis­minuir las perdidas de la linea de trànsmision). Para cuaiquier toma que se utilice del relevador, la corriente proporcionada a éste en condiciones de maxima carga lo más cercana posibie a la capacidad continua para esa toma; esto supone que el relevador estará funcionaudo con su maxima sensibilidad cuando ocurren fallas. Si la corriente proporcionada es solo de la mitad del valor nominal de la torna, el relevador solo tendrá la mitad de su sensi­bilidad, etc.

Cuando se seleccionan las relaciones de los TC para transfor­madores de potencia que tienen más de dos arroilamientos por fase, se deberá suponer que cada arrollamiento puede conducir la carga nominal total de fase. El ajuste adecuado de las relaciones de los TC y de las tomas del relevador o del autotransformador depende de las relaciones de transformación de la corriente entre los di­versos arrollamientos del transformador de potencia y no de sus valores nominales de plena carga. Esto se debe a que las rela­ciones entre las corrientes que fluirán en los arrollamientos du­rante fallas externas no dependerán de sus valores nomiriales sino de las relaciones de transformación de las mismas.

Requisitos de precision del transformador de corriente para relevadores diferenciales

Por lo general se necesitan hacer ciertos cálculos de precision del TC cuando se aplican relevadores diferenciales de transformado­ res de potencia. Estos calculos requieren el conocimiento caracteristicas del TC ya sea en forma de las curvas del factor de corrección de relación o las curvas de excitación y datos de im­pedancia.

Por lo general se precisan dos tipos de cálculos. Primero, es ne­cesario conocer en forma aproximada qué errores se esperan del TC para las fallas externas. Los relevadores diferenciales de porcen­taje para protección de transformadores de potencia tienen por lo general pendientes de porcentaje ajustable. Este tema se tratará. con más detafle más adelante, pero el conocimiento de cuáles serán los errores del TC es un factor que determina Ia selección de la pen­diente en porcentaje. El otro tipo de cá1culo es para evitar la po-sibiidad del bloqueo en fallas internas, como se describió en el Cap. 10 para la protección diferencial del generador; dicho calculo es particularmente necesario en el relevador de “restricción de ar­mónicas”, que se describirá más adelante. Para procedimientos de­taflados de ap1icación deberán seguirse los instnictivos de los fa­bricantes.

El metodo dado en el ejemplo del Cap. 10 para el cálculo de los errores del TC en estado estable en un circuito del relevador diferencial del generador tarnbién se aplica al del transforniador de potencia, con menos excepciones. El hecho de que algunos TC pue­dan estar en delta introduce una ligera complicación, pero el cálculo del circuito es simple

Un estudio basado en cierto equipo del fabricante con el que está asociado el autor mostró que los requisitos minimos pala los TC de boquilla son los de la tabla que se acompaña. El hecho de que los TC de protección del tipo boquila puedan funcionar en su torna minima de relación de espiras hace necesario que el valor nominal Selección de Ia pendiente en porcentaje para relevadores diferenciales

Por lo general se dispone de relevadores diferenciales de por­centaje con diferentes pendientes de porcentaje; éstos pueden ajustarse de tal forma que un solo relevador puede tener cualquiera de las distintas pendientes. El propósito de Ia caracteris­tica de la pendiente en porcentaje es impedir un funcionarniento inadecuado del relevador debido a “desequilibrios” entre los TC du­rante fallas externas que surgen de una acumuiación de desequili­brios por las razones siguientes: (1) conmutación de tomas de regulación en el transformador de potencia; (2) desequilibrio entre las corrientes del TC y Ia capacidad de las tomas del relevador; y (3) la diferencia entre los errores de los TC en cualquier lado del transforrnador de potencia. Muchos transformadores de potencia tienen tomas que darán ± X% de cambio en la rclación de trans­formacion. La práctica es seleccionar las relaciones del TC y las tomas del relevador o autotransformador para equilibrar las corrien­tes en el punto medio de Ia zona de conmutación de las tomas de regulación; en esa base, el desequilibrio máximo que puede ocurrir por esta causa es X%. El desequilibrio máximo inevitable entre las corrientes del TC y los valores nominales de las tomas del relevador es Ia niitad de Ia diferencja entre dos valores nominales dc las tornas del relevador, expresada en porcentaje. El porcentaje de Ia diferencia entre los errores del TC debe determinarse en la falla externa que produzca el error máximo; lo mejor que podemos hacer es calcularla con base al estado estable. Deberiamos suponer que los tres descqui­librios estária en la misma dirección para obtener el desequilibrio máximo posible. Después sumese un 5% a este valor, y el nuevo total es Ia pendiente minima en porcentaje que deberia utilizarse.

Protección de un transformador de tres arrollamientos

con un relevador diferencial de porcentaje para dos arrollamientos

Un relevador diferencial de porcentaje para dos arrollamientos no se utilizarIa para proteger un transformador de tres arroliamien­tos, a menos que solo haya una fuente de generadón detrás de un lado de un transformador de potencia. La Fig. 8 muestra que, cuando se utiliza un relevador para dos arrollamientos, los secundarios de los TC en dos lados del transformador de potencia deben estar en paralelo. Si hay una fuente de generación detrás de uno de estos lados, podrian darse las condiciones mostradas por las flechas de Ia Fig. 8. En caso de una falla externa en el otro lado puede haber suficiente desequiiibrio entre las corrientes del TC, ya sea debido a! desequilibrio o a errores o bien a ambos, para originar que el rele­vador diferencial funcione en forma inadecuada. El relevador no tendrfa el beneficio de Ia retención de la corriente de paso, que es Ia base para utilizar el principio diferencial de porcentaje. En lugar de eso, solo fluirla Ia corriente de desequilibrio en todas las bobinas de funcionamiento y en Ia mitad de la bobina de retención; de hecho, esto constituye un desequilibrio de 200%, y solo es nece­sario que Ia corriente de desequilibrio esté arriba de Ia puesta en marcha mInima del relevador para que éste funcione.

Desde luego, puede utilizarse un solo relevador para dos arrolla­rnientos, si los dos lados de los TC que están en paralelo en Ia Fig. 8 solo suministran carga y no se conectan a una fuente de gene­racion.

La Fig. 9 muestra que, si se utiliza un relevador de tres arrolla­mientos, habrá siempre retención de corriente de paso para Ia reten­don del relevador contra funcionamiento indeseado.

Una ventaja adicional de un relevador para tres arrollamientos con un transformador de tres arrollamientos es que, donde existe el tipo de relevador que tiene tomas para el ajuste de las corrien­tes secundarias del TC, es a menudo innecesario utilizar algunos TC auxiliares. De este modo, un relevador de tres arrollarnientos puede utilizarse satisfactoriamente donde es suficiente uno de dos arrollamientos. No hay más desventaja que un ligero aumento en el costo, al utilizar un relevador de tres arrollamientos en un trans­formador de dos; y no se causa ningün daño al equipo si la Linea de los circuitos de retención se deja desconectado.

Efecto de Ia corriente magnetizante transitoria de conexion en relevadores diferenciales

La forma en que se conectan los TC y Ia forma en que sse asocionan las relaciones de éstos y las tomas del relevador para la protección diferencial desprecia la componente de la corriente do excitación del transformador do potencia. En realidad, esta compo­nente origina que la corriente fluya en la bobina de funcionamiento del relevador, pero ésta es tan pequeña bajo coridiciones normales de carga que el relevador no tiene tendencia a funcionar. Sin em­bargo, cualquier condición que determine un cambio instantáneo en los flujos de inducción en un transformador de potencia origi­nará el flujo de grandes corrientes magnetizantes en forma anormal, y éstas produciran una tendencia dc funcionamiento en un relevador diferencial.

La corriente transitoria maxima de conexión y la mayor ten­dencia de funcionamiento del relevador ocurren cuando se ha dejado desconectado un banco de transformadores y se cierra entonces Un interruptor, con lo cual se aplica tension a los arrollamientos en un lado, con los del otro desconectados de la carga o de la fuente. La Ref. 5 proporciona datos como los de las magnitudes y duración de dichas corrientes transitorias de conexion. Cuando se alimenta un transformador con carga conectadaT o cuando ocurre o se des­conecta un cortocircuito se originan transitorios de conexión me­nores en consideración pero aün problemáticos.

El problema de estos transitorios de conexión problemáticos se discutirá más adelante bajo el encabezado “Protección de Bancos de Transformadores en Paralelo”.

El disparo ocasional debido a! transitorlo de conexión cuando se conecta un transformador es objetable debido a que éste se retar­da al poner en servicio el transformador. Solo se sabe que el trans­formador puede tener una falla interna. En consecuencia, la cosa más segura es hacer las pruebas y Ia inspeccion necesarias para localizar el disturbio si lo hay, y esto ileva un tiempo considerable.

Los relevadores diferenciales de porcentaje que funcionan con acción retardada de casi 0.2 seg o más “pasarán por encirna” del periodo transitorio de conexion sin funcionar. En donde se requie­ren relevadores de alta velocidad, es necesarlo utilizar por lo general un equipo de relevadores que esté disenado especialmente para evitar el disparo indeseado en la corriente transitoria de conexión.

Hay tres métodos que se emplean para impedir el funcionamien­to en corrientes transitorias, los cuales se describirán enseguida.

Desensibilización. Un tipo de equipo de desensibilización con­siste en un relevador de baja tension con contactos “b” y que tiene el sistema de puesta en trabajo y reposicion, de acción retardada; estos contactos están conectados en serie con una resistencla de bajo valor que pone en derivación la bobina de funcionamiento del rele­vador diferencial en cada fase. Esto se muestra en forma esquematica en Ia Fig. 10 para el relevador cliferencial de una fase. El relevador de baja tension se alimenta de un transformador de potencial conec­tado a las terminales del transformador de potencia entre éste y su interruptor de baja tension. Cuando el trarisformador de potencia está desconectado, el relevador de baja tension se repone, y sus contactos completan el circuito en derivaciOn a través de la bobina de funcionamiento del relevador diferencial. El relevador de baja tension no se pondrá en trabajo y no abrirá sus contactos hasta un corto tiempo después que se ha conectado el transforrnador de po­tencia, con lo cual desensibiliza el relevador diferencial durante el periodo de la corriente magnetizante transitoria de conexion. Duran­te el funcionamiento normal del transformador de potencia, se abre el circuito de desensibilización, no interfiriendo con la sensibilidad del relevador diferencial si ocurre una falia en ci transforniador de potencia. Si ocurriera una falla del transformador que repusiera el relevador de baja tension, su accion retardada impediria la desen­sibilización del relevador diferencial después que éste hubiera teriido tiempo más que suficiente para funcionar, si iba a hacerlo.

Una desventaja de dicho método de desensibiiización es que puede retardar el disparo si ocurre un cortocircuito durante el perlo­do de la corriente magnetizante transitoria de conexion rnientras se desensibiliza el relevador diferencial. Si la falla fuera lo bastante severa para reducir la tension en tal forma que el relevador de desen­sibilizacion no pudiera ponerse en trabajo, el disparo dependeria de que la corriente fuera lo bastante elevada para hacer funcionar el relevador diferencial en su estado de desensibilización. Esta es una desventaja algo más seria en vista del hecho de que Ia mayoria de las veces la probabilidad para que ocurra una falla es cuando el banco está desconectado. La otra desventaja es que este equipo no puede desensibilizar al relevador diferencial contra la posibilidad de funcionamiento indeseado durante la corriente inagnetizante transitoria de conexion después de diminar una falla externa. Esta no es una desventaja seria debido a que la desensibiización del tipo aquel descrito solo se utiliza en relevadores que tienen casi 0.2 seg de acción retardada, y de hecho no hay problema de disparo en la ten­sión de restablecimiento con dichos relevadores.

Supresor de Disparo Una mejora sobre el principio de desen­sibilización es el conocido “supresor de disparo”. Tres relevadores de tensión de alta velocidad, conectados para ser accionados ya sea por tension de fase a fase o fase a neutro, controlan el disparo por los relevadores diferenciales de porcentaje. Si los tres relevadores de tension se ponen en trabajo durante el periodo transitorlo de cone­xion, que se indica con una transformacion del sonido o una corrien­te de falla muy baja, se alimenta un relevador de tiempo que cierra su contacto “ ia ” en el circuito de disparo de los relevadores diferen­ciales después de una accion retardada suficiente para que no ocurra el disparo solo en la corriente transitoria de conexión. Sin embargo, para cualquier falla que haga funcionar un relevador diferencial y reduzca además la tension a un valor suficiente, de tal manera que al menos un relevador de. tension no se ponga en trabajo, el disparo ocurrirá en forma inmediata. En otras palabras, el disparo solo se retarda para corrientes de falla muy bajas que solo afectan ligera­mente la tension.

Cualquier falla externa que disminuye la tension lo suficiente como para originar una corriente transitoria de conexion significa­tiva cuando la falla Se elimine del sistema repondrá uno o más rele­vadores de tension, reponiendo con eso el relevador de tiempo y abriendo el circuito de disparo en un tiempo suficientemente largo para asegurar que los relevadores diferenciales se habrán repuesto si tuvieron tendencia a funcionar.

El supresor de disparo se puede emplear con relevadores dife­renciales ya sean de alta velocidad o más lentos, pero su aplicación más aniplia es con los relevadores de alta velocidad. En realidad, los relevadores de alta velocidad que no son en esencia selectivos entre las corrientes transitorias de conexion y las de faila, requieren su­presores de disparo.

Retención de Corriente Armónica.'° El principio de “retencion de corriente armónica” hace autodesensibffizante a un relevador di­ferencial durante el periodo de la corriente magnetizante transitoria de conexion, pero el relevador no está desensibilizado si ocurre un cortocircuito en el transformador durante ci periodo mencionado. Este relevador es capaz de distinguir Ia diferencia entre la corriente magnetizante transitoria de conexión y la de cortocircuito por Ia diferencia en la forma de onda. La corriente magnetizante transito­na de conexion se caracteriza por las grandes componentes armonicas que no están presentes notoriamente en la corniente de corto­circuito. Un análisis armonico de una onda de corriente de magnetiza­cion.

Protección de bancos de transformadores en paralelo

Desde el punto de vista de la protección por relevadores se evitará el funcionamiento de dos bancos de transformadores en paralelo sin interruptores Individuales. Para obtener una proteccion equivalente a aquella en la cual se utilizan interruptores individuales, se requeriran las conexiones de la Fig. 12. Para proteger como una unidad dos bancos de valores nominales iguales, que solo utifizan los TC en los lados de los interruptores comunes de la fuente y un relevador sencillo, solo se tiene la mitad de la sensibiidad que cuan­do se protege cada banco con sus propios TC; esto se debe a que las relaciones de los TC deben ser dos veces más elevadas que si se utilizaran TC individuales para cada banco, suponléndose que ambos bancos tienen la niisma capacidad, y que como resultado la corriente secundaria para una falla dada sera solo la mitad como máximo. Si un banco es menor que el otro, su proteccion tendrá menos de Ia mitad de la sensibilidad. Con más de dos bancos, la protección es aün más deficiente.

Cuando los bancos de transformadores en paralelo están loca­lizados a alguna distancia de la estación generadora y tienen inte­rruptores individuales puede surgir un posible problema rnolesto de corriente rnagnetizante transitoria de conexion Si un banco ya está conectado y se conecta un segundo banco después, se originaiá Ia corriente magnetizante transitoria de conexión no solo hacia el banco que acaba de ser conectado sino también hacia el banco que ya estaba conectado. Además, la corriente de ambos bancos descenderá a un valor mucho inás bajo que cuando se conecta un solo banco sin otros en paralelo. La magnitud de la corriente tran­sitoria de conexión hacia el banco ya conectado no será tan elevada comô la del banco que se conecta, pero puede exceder con facilidad dos veces el valor nominal de la corriente de plena carga del banco; la presencia de la carga en el banco reducirá ligeramente su corriente transitoria de conexión y aumentará su valor de decaimiento.

En sintesis, el origen de lo anterior es como sigue: La compo­nente de c-d de la corriente transitoria de conexión hacia el banco que va a conectarse fluye a través de Ia resistencia de los circuitos de la lIneá de transmisión entre los bancos de transformadores y la fuente de generación produciendo asI una componente de c-d de la caida de tension en la tension aplicada a los bancos. Esta corn­ponente de c.-d de la tension origina un aurnento de la corriente magnetizante de c-d en el banco ya conectado, cuyo valor es el mis­mo al que disminuye Ia componente de c-d de la corriente magneti­zante en el banco que acaba de conectarse. Cuando las magnitudes de las componentes de c-d en ambos bancos vienen a ser iguales, no hay componente de c-d en el circuito de la linea de transmision que alimenta los bancos, pero hay una componente de c-d que circula en el circuito en anillo entre éstos. La constante de tiempo de esta corriente circulante de c-d encerrada, que solo depende de las constantes del circuito en anillo, es mucho mayor que la cons­tante de tiempo de la componente de c-d en el circuito de Ia Ilnea de transmisión que alimenta los bancos. La Fig. 13 muestra los circuitos incluidos y las componentes de la corriente magnetizante en cada circuito.

El significado de lo anterior es doble. Primero, los medios de desensibilización ya descritos para impedir el funcionamiento del relevador diferencial con la corriente magnetizante transitoria de conexión no son efectivos en el banco que ya está conectado. Solo será efectiva Ia accion retardada en el funcionamiento del relevador diferencial para impedir el disparo indeseado. Sin embargo, si los bancos están protegidos por relevadores separados que tienen su­presion del disparo o retencion de armónicas, no ocurrirá el disparo indeseado. Segundo, si los bancos están protegidos como una unidad, el tipo de retencion de corriente armonica puede originar aun el dis­paro indeseado debido a que, como se muestra en la Fig. 13, la onda total de Ia corriente viene a set simétrica en breve y no con­tiene las necesarias arrnonicas pares requeridas para Ia retención.

Protección contra cortooircuito con

relevadores de sobrecorriente

La protección contra sobrecorriente se emplea para Ia protección contra fallas de transformadores que tienen interruptores de circuito solo cuando no puede justificarse el costo de la proteccion diferencial. La proteccion de sobrecorriente no puede empezarse a comparar con la protección diferencial en sensibilidad.

Relevador de protección de puesta a tierra

En sistemas de neutro puesto a tierra, puede proporcionarse la protección aislando de tierra el tanque del transformador excepto para una conexión a tierra a través de un TC cuyo secundarlo ali­menta un relevador de sobrccorricntc. Un arreglo semejante propor­cionará proteccion sensible para descargas superficiales al tanque o a! nücleo, pero no responderá a fallas entre espiras o fallas en las puntas del transformador.

Disparo remoto

Cuando una linea de transmisión finaliza en un solo banco de transformadores, con frecuencia Ia práctica es omitir el interruptor de alta tension y evitar. asI un gasto considerable. Dicha prácdca se hace posible mediante un que se llama “disparo transferido” o, de preferencia, “disparo remoto”.

El disparo remoto es el disparo del interruptor en el otro extremo de la linea de transmisión en caso de fallas en el transformador de potencia. Los relevadores de protección en el otro extremo de Ia Jinea no son lo suficientemente sensibles para detectar fallas entre espiras dentro del banco de transformadores. En consecuencia, el equipo propio de protección diferencial del banco de transformadores dispara el interruptor de baja tensiOn de éste e inicia el disparo del interruptor en ci otro extremo de Ia linea en una o dos formas básicas.

Una forma de hacer que funcionen los relevadores distantes y disparen su interruptor es lanzando un cortocircuito en la ilnea en las terminales de alta tension del transformador de potencia.Esto se hace arreglando los relevadores diferenciales del transformador para disparar el cerrojo cerrado del resorte de un interruptor de des­conexión en aire que pone a tierra una de las tres fases de Ia Imnea. Se utiliza un interruptor trifásico si hay recierre automático en el otro extremo de la linea; esto es para proteger el transformador contra el daño adicional impidiendo la aplicación de la tension a! transformador. Si no se utiliza el recierre automático, y si la esta­cion está atendida, es suficiente un interruptor monofásico.

PROTECCION DE GENERADORES Y MOTORES DE C-A

Los capitulos restantes tratan acerca de Ia aplicación de los releva­dores de protección a cada uno de los diversos elementos que corn­ponen el sistema eléctrico de potencia. Aunque hay un acuerdo total entre los ingenieros de protección sobre lo que constituye la protec­don necesaria y el modo de proporcionaria, hay aün muchas dife­rencias de opinión en ciertas areas. Este libro describe la práctica general, mencionando los pros y los contras alli donde hay diferen­cias de opinion. Cuatro publicaciones de la práctica normal tratan acerca de la aplicacion de relevadores de proteccion. Se dispone también de las publicaciones de los fabricantes.Las bibliogra­flas acerca de la literatura sobre proteccion preparadas por un co­mite del AIEE proporcionan convenientes referencias sobre un cumulo de información para un estudio más detallado. Aqui se harán frecuentes referencias dc las publicaciones que se han encon­trado más informativas.

El hecho de que este libro reconozca diferencias de opinion no debe interpretarse como una aprobacion total de diversas prácticas paralelas. Aunque se reconoce que a veces pueden intervenir especiales factores economicos y técnicos, sin embargo, mucho puede hacerse aun en el carnino de la normalización.

PROTECCION DE GENERADORES

Excepto en donde se afirme especfficamente de otra manera, lo que sigue tratará acerca de los generadores en estaciones aten­didas, que incluye los generadores de convertidores de frecuencla.

La proteccion de generadores supone la consideraclon de las máximas posibilidades de condiciones de funcionamiento anormal, en comparacion con la proteccion de cualquier otro elemento de sistema. En estaciones no atendidas, deberIa proporcionarse protecclon automá­tica contra todas las posibles condiciones anormales perjudiciales.Pero existe una gran diferencia de opinion respecto a lo que constituye la protección suficiente de los generadores en estaciones atendidas. Dicha diferencia de oplnión se refiere en gran parte a la protección contra condiciones anormales de funcionamiento, dlstintas de los cortocircuitos, que no requieren necesariamente el retiro Inmediato del servicio de una máquina, y que pueden dej arse al control de un asistente.

Los argumentos que se ofrecen en favor de una minima canti­dad de equipo de protección automático son los siguientes: (a) cuanto más equipo automático haya que conservarse, el manteni­miento seth deficiente, y por ende es menos seguro; (b) el equipo automático puede funcionar en forma incorrecta y disparar un ge­nerador en una forma indeseada; (c) un operador puede evitar àlgunas veces el retiro de servicio de un generador cuando tal retiro podria ser embarazoso. La mayoria de las objeciones que se oponen al equlpo automático de protección no son tanto que el relevador falle en su funcionamiento, sino que puede retirar de servicio a un generador sin haber necesidad de ello. Una parte de Ia base de esta actitud es simplemente temor. Cada dispositivo adicional agre. ga otro contacto que puede disparar el generador. Cuanto mayor es el nuimero de dichos contactos, mayores son las posibilidades de que alguno pueda cerrarse cuando no debe. Hay alguna justifi­cación para dichos temores. Los relevadores en ocasiones han fun­cionado en forma inadecuada. Dicho funcionamiento inadecuado ha sido más factible en instalaciones nuevas, donde aim no se han puesto en orden las “irregularidades” de Ia misma. De vez en cuando, puede surgir una condición de funcionamiento anormal que no se previó en el diseño o en la aplicación del equipo, y el relevador funciona en forma indeseada. Se han presentado casos en donde el personal de mantenimiento de limpieza ha originado de modo accidental que un relevador dispare un generador. Pero, si se sabe fundamentalmente que algo va a funcionar mal en un relevador de protección, de tal modo que no es posible confiar en él ni hacerlo funcionar en forma adecuada, éste no debe usarse o debe corregirse en una forma u otra. El solo temor no es una base adecuada para omitir Ia protección necesaria.

Se reconoce que un operador alerta y hábil puede evitar aigunas veces el retiro del servicio de un generador. En general, sin em­bargo, y con todo el debido respeto a los operadores, el natural temor de retirar en forma innecesaria una máquina de servicio podnia resultar en un serbo daño. Ha habido casos de errores co­metidos por los operadores durante las emergencias, al disparar sin necesidad los generadores o facilitar el disparo cuando éste es necesario. Además, durante una emergencia, un operador tiene otras cosas importantes que hacer para. las cuales está mejor pre­parado.

Una innecesaria eliminación del generador es indeseable, pero esto no se debe tratar de evitar mediante la omisión de la protec­ción automática indispensable. Generalmente es satisfactorio que un sistema bien diseñado y con buen funcionamiento sea capaz de soportar una corta salida imprevista de la unidad de generación mayor.Se comprende que algunas veces puede tomar varias horas el estar seguro que no hay nada erróneo en la unidad y regresarla al servicio. Sin embargo, siste es el precio que se tiene que pagar para evitar Ia posibilidad de que una unidad esté fuera de serviclo por reparación durante varios meses, vale la pena pagarlo. La pro­tección de ciertos generadores contra Ia posibilidad de un daño grave puede ser más importante que La protccción de La cantidad del servicio del sistema.

La costumbre es aumentar el empleo del control centralizado, lo que hace necesario más equipo automático y menos supervision manual “en el lugar”, para proporcionar normas de servicio supe­riores con mayor eficiencia. Dicha costumbre precisa de más equipo automático de proteccion por relevadores para suininistrar la protección que al principio fue la responsabilidad de los ope­radores.Proteccion contra cortocircuito de los arrollarnientos del estator por medio de relevadores diferenciales de porcentaje

La práctica normalizada de los fabricantes es recomendar protección diferencial para generadores de 1000 kva nominales o mayores, y la mayorIa de éstos están protegidos por relevadores diferenciales. Arriba de 10 000 kva, la costumbre casi universal es utilizar relevadores diferenciales.La proteccion diferencial de porcentaje es la mejor para tal propósito, y deberIa utilizarse siem­pre que pueda justificarse económicamente. El tamaño del gene­rador no es el que determina de manera necesaria Ia calidad de la protección; lo importante es el efecto de una falla prolongada en el generador, en el resto del sistema, y qué tan grandes serlan los trastornos si el generador sufre un daño considerable y tiene que quedar fuera de servicio por largo tiempo.

En la Fig. 1 se muestra el arreglo de los TC y de los relevadores diferenciales de porcentaje para una máquina conectada en estrella, y en la Fig. 2 para una máquina en delta. Si la conexion del neutro se hace dentro del generador y solo se saca al exterior Ia punta neutra y se pone a tierra a través de una impedancia baja, solo puede proporcionarse la protección diferencial de porcentaje para fallas a tierra, como en Ia Fig. 3. Las conexiones para ci conocido arreglo de Ia unidad generador-transformador se muestran en la Fig. 4; nótese que los TC en el lado neutro pueden utilirarse en comün por los equipos de protección-diferencial del generador y del transformador.

Para lograr mayor sensibffidad de la proteoción diferencial, Ia co­rriente primaria de carga TC debe ser igual a Ia corriente nominal del generador de plena carga. Sin embargo, en la práctica, la co­rriente primaria de carga del TC es 25% más elevada como máxlmo que la de plena carga, en tal forma que si los amperlmetros se conectan a los TC, sus deflexiones serán menores que la escala completa a Ia carga nominal. Puede ser imposible acogerse a esta regla en la Fig. 5; aqul, la corriente primaria nominal de los TC puede ser bastante más elevada que Ia corriente nominal del gene­rador, ya que es posible que fluya la corriente maxima del sistema por los TC en los interruptores.

La forma en que está puesto a tierra el neutro del generador no influye en Ia selecciôn del equipo de protección diferencial de porcentaje cuando se sacan a! exterior los extremos de todos los arrollamientos. Pero, si el neutro no está puesto a tierra, o si éste está puesto a tierra a través de una impedancia bastante elevada, los relevadores diferenciales deberán complementarse con una pro­tección sensible de tierra que se describirá más adelante. Dicho equipo complementario se proporciona por lo general cuando la corriente de falla a tierra que el generador puede proporcionar a una falla monofásica a tierra en sus terminales está limitada a me­nos de la corriente nominal de plena carga. De otra manera, los relevadores diferenciales son lo suficiente sensibles para fun­cionar con fallas a tierra en cualquier parte de las terminales algo menor al 20% del arrollamiento fuera del neutro, dependiendo de la magnitud de la corriente de falla y la corriente de carga, como se muestra en la Fig. 6, que se obtuvo de los cáiculos para un equipo supuesto. Esto se considcra por lo general como suficiente­mente sensible porque, con menos del 20% de Ia tension nominal que someta a esfuerzo el aislamiento, una falla a tierra es muy improbable en caso raro que ocurriese una falla, ésta tendrla que extenderse hasta suponerse suficiente arrollamiento para hacer funcionar el relevador. Si los relevadores diferenciales de porcen­taje se construyeron mucho más sensibles de lo que son, probable­mente funcionarían en forma indeseable como respuesta a errores transitorios de los TC en desequilibrios externos.

De lo anterior surge la interrogacion acerca de la precision y carga de un TC. Por lo general se considera que los TC que tienen una clasificacíon ASA de una precision de 10H200 o 10L200 son adecuados si las cargas impuestas en los TC durante fallas externas no son excesivas. Si se utilizan relevadores diferenciales de porcen­taje variable (que se discutira más adelante), pueden permitirse los TC de menor clasificacion de precision, o bien pueden emplearse cargas más elevadas. Lo que cuenta en realidad es la diferencia en Ia precision entre los TC (por lo general del mismo tipo) en extremos opuestos de los arrollamientos. La diferencia entre sus errores de relacion no debera exceder de casi la mitad de la pen-