Prot transf-potencia-rev

3.2 PROTECCIÓN
DIFERENCIAL
La protección diferencial es una protección estrictamente selectiva
de un elemento y se realiza comparando las intensidades de
corrientes a la entrada del primario y a la salida del secundario de
cada fase.
Distinguir entre fallas internas o externas a una zona de
protección es el propósito principal de la protección diferencial.
Sin embargo, en los transformadores se presentan una serie de
dificultades como pueden ser:
•Intensidades de distinta magnitud.
•Desfases entre tensiones de primario y secundario.
•Ubicación de los transformadores de intensidad que
alimentan la protección diferencial.
•Si existe regulación de tensión.

87T
51/51N
51/51N
49
63B
63P
87T
51/51N
51/51N
49
63B
63P
87T
51/51N
51/51N
49
63B
63P
51/51N
87T
51/51N
51/51N
49
63B
63P
51/51N
87T
51/51N
51/51N
49
63B
63P
51/51N
87T
51/51N
51/51N
49
63B
63P
51/51N
Protección de transformadores
de dos devanados
Protección de transformadores
de tres devanados
Protección de
autotransformadores

Detecta las fallas que se producen tanto en el interior de la
zona protegida como en sus conexiones externas hasta los
transformadores de corriente asociados con esta protección.
Es una protección con selectividad absoluta.
Las protecciones diferenciales comparan por lo general los
valores instantáneos de las corrientes, sus módulos y fases.
SSDif III 21
rrr
+=
Equipo sin Falla
021
rvvv
≈⇒−≅ DifSS III
Equipo con Falla
0.21
rvvv
≠⇒−≠ DifSS III
RELE
EQUIPO
ID
I1P I2P
I1S I2S
RELERELE
EQUIPOEQUIPO
ID
I1P I2P
I1S I2S
CARACTERÍSTICAS DE LOS
RELES DIFERENCIALES.

Protección Diferencial usando relés diferenciales
porcentuales El relé de porcentaje diferencial es aquel cuya corriente
de arranque crece automáticamente con el incremento de la corriente que
circula a través del transformador. De esta forma es posible garantizar que
no opere incorrectamente para grandes corrientes fluyendo al exterior, sin
perder la sensibilidad de operar para fallas internas.
La cantidad de restricción es establecida como un porcentaje entre la
corriente de operación (Iop) y la corriente de restricción (Iret. o Ibias).
RELE
EQUIPO
ID
I1P I2P
I1S I2S
RELERELE
EQUIPOEQUIPO
ID
I1P I2P
I1S I2S
CORRIENTE DE OPERACION
SSOP III 21
rrr
+=
CORRIENTE DE RESTRICCION
2
21
.Re
SS
st
II
I
vv
v +
=
RELES DIFERENCIALES
PORCENTUALES.

+
Valor Mínimo de Operación
% TAP
alno
op
I
I
g
min
r
r
=
n= < 25% ; 35%>
Valor del porcentaje de
polarización (slope %)
.rest
op
I
I
r
r
=υ
IOP
IRET
g
n
CORRIENTE DE RESTRICCION
2
21
.Re
SS
st
II
I
vv
v +
=
CORRIENTE DE OPERACION
SSOP III 21
rrr
+=
CARACTERÍSTICA DE OPERACIÓN
DE UN RELÉ DIFERENCIAL.

ESQUEMA
DEL
RELÉ
Compensación
de modulo
Compensación
de desfasaje
TRANSFORMADOR
DE
POTENCIA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE
TRANSFORMADOR (87T).

La corriente inicial de magnetización o corriente de
INRUSH
Esta corriente puede ser vista por el relé como corriente de falla interna y
causar la desconexión del transformador.
La corriente de inrush contiene armónicos de 2º y 4º orden, se pueden
usar estos para desensibilizar momentáneamente el relé durante la
energización.
Iinrush es del orden de ocho (8) a doce (12) veces la corriente nominal, con
un tiempo de duración de 100 ms.
Avalancha de corrientes
de magnetización
en transformador
FACTORES A CONSIDERAR EN EL AJUSTE
DE LA PROTECCÍON DIFERENCIAL (1).

Diferencia en la magnitud de la corriente en cada
lado del transformador
Debido a los diferentes niveles de voltaje, incluidas los
diferentes posiciones de los taps, las corrientes en uno o en
otro lado del transformador son de diferente magnitud.
Esto se compensa con una adecuada relación de los
transformadores de corriente asociados con la protección
diferencial.
Diferencia de fase por grupo de conexión del
transformador.
El grupo de conexión del transformador introduce un desfase
entre las corrientes primaria y secundaria.
Un transformador de potencia conectado en DY5, la corriente
estará desfasada 150º en atraso.
Los transformadores de corriente en el lado Y de un banco
deben conectarse en delta y los del lado delta deben
conectarse en Y. Así se compensara el desfasaje de 30º.

COMPENSACION DE DESFASAJE
87
Yy0
0
Yd11
+30
Dy1 (-30º )
Yy0, Yd1, Yd5, Yy6, Yd7, Yd11, Ydy0 …… etc.
0°, -30°, -150°, 180°, +150°, +30°, 0° …. etc.
87
1 A 1 A

Realizar la compensación de módulo y del
desfaje del siguiente esquema:
Dy11
20 MVA 60/10 KV
Yy? Yd?
300/1 1500/1
Elemento
Diferencial
Relé KBCH
ia ib
COMPENSACIÓN DE MODULOS Y
COMPENSACIÓN DE DESFASAJE
(1).

Compensación de módulos
Cálculo de corrientes de carga Máximas
En el lado de Alta En el lado de Baja
En el lado secundario de los TC
A
x
x
IL 70,1154
103
1020 3
==A
x
x
IH 45,192
603
1020 3
==
Axi 64,0
300
1
45,1921 ==
Axi 77,0
1500
1
70,11542 ==
Cálculo de la relación de los transformadores auxiliares:
En el lado de Alta En el lado de Baja
1
64.0
.... =TAACT 77.0
577.0
77.0
3/1
.... ==TBACT
COMPENSACIÓN DE DESFASAJE (2).

Compensación del Desfasaje
Dy11
20 MVA 60/10 KV
300/1 1500/1
Elemento
Diferencial
Relé KBCH
0º + 30º
Yy0
0
Yd1
- 30

Resultado Final
Dy11
20 MVA 60/10 KV
300/1 1500/1
Elemento
Diferencial
Relé KBCH
1A 1A
Yy0
0
Yd1
- 30
192,4A 1154,7A
Factores de Corrección
De Modulo De Desfasaje
T.C.A.A.T= 0.64/1
T.A.A.B.T= 0.577/0.77
HV = Yy0
LV = Yd1

A EA E
A EA E
A EA E
E AE A
UU
VV
WW
E AE A
E AE A
uu
vv
ww
60 kV60 kV
OO
E AE A
E AE A
E AE AA EA E
A EA E
A EA E
A EA E
A EA E
A EA E
E AE A
E AE A
E AE A
RR RR
OO OO OO
RR
RR
RR
RR
E AE A
A EA E
E AE A
A EA E
E AE A
A EA E
Elemento Diferencial
10 kV10 kV
YNy0YNy0
Dyn11Dyn11
RR
SS
TT
rr
ss
tt
YNd1YNd1
A EA E
A EA E
A EA E
E AE A
E AE A
E AE A

9991.0
77.0
3*577.0
*
1500
1
*
10*3
20000
0023.1
64.0
1
*
300
1
*
60*3
00020
==
==
ib
ia
YNd1YNd1Yyn0Yyn0
RR RR
OO
60 kV60 kV 10kV10kV
iaia
ii11
ii22
Dyn11Dyn11
20 MVA
60 / 10 kV
ibib
300/1300/1
1500/11500/1
II6060 II1010
CCáálculo de porcentaje de polarizacilculo de porcentaje de polarizacióón v% :n v% :

( )
( )
%100*
*
2
1
ba
ba
ii
ii
v
+
−
=
( ) %32.0%100*
)9991.00023.1(*
2
1
9991.00023.1
=
+
−
=v
•• VV MAGNITUDMAGNITUD & TAP : 0.32%& TAP : 0.32%
•• VVCTCT : 5%: 5%
•• VV RELAYRELAY : 3%: 3%
•• VV SEGURIDADSEGURIDAD : 5%: 5%
Σv =13.32% Entonces: v = 25%

AJUSTE DEL VALOR MINIMO DE
OPERACIÓN g% :
• Corriente de magnetización: 1% de IN
• GMAGNETIZACION = 1%
• Errores de los TCs: gTC = 5% , para
TC 5P20
• Error de la medida del relè: gRELE =
3%
• Factor de seguridad: gSEG = 5%
Σg =14% Entonces: g = 20%

HV LV
Dd0 Yy0 - Dz0 0º Y(d)y0 Y(d)y0
Dy1 - 30º Yy0 Yd11
Yd1 Yz1 - 30º Yd1 Y(d)y0
Dd2 Dz2 - 60º Yd1 Yd11
Dd4 Dz4 - 120º Yd11 Yd7
Dy5 - 150º Yy0 Yd7
Yd5 Yz5 - 150º Yd5 Y(d)y0
Dd6 Yy6 - Dz6 180º Y(d)y0 Y(d)y6
Dy7 + 150º Yy0 Yd5
Yd7 Yz7 + 150º Yd7 Y(d)y0
Dd8 Dz8 + 120º Yd7 Yd11
Yd9 + 90º Yd9 Y(d)0
Dd10 Dz10 + 60º Yd11 Yd1
Dy11 + 30º Yy0 Yd1
Yd11 Yz11 + 30º Yd11 Y(d)y0
Desfasajes
Entre HV Y LV
CONEXIÓN
DE
TRANSFORMADOR
Factores de Compensación
de Desfasaje
FACTORES DE COMPENSACIÓN DE
DESFASAJE PARA EL RELE KBCH
120/130/140 -ALSTOM

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE
TRANSFORMADORES DE TRES
DEVANADOS.

YNd1YNd1
Dd4Dd4
Yyn0Yyn0
YNd1d5YNd1d5
RR
RR
RR
OO
20/ 15/ 10 MVA
58 ± 12 x 0.916 % / 22.9 / 10 kV
60 kV60 kV
22.9 kV22.9 kV
10 kV10 kV
Elemento Diferencial
300/1300/1
400/5400/5
600/5600/5
In=5 AIn=5 A

TAPmax = 58*(1 + 0.12*0.916)= 64.375
TAPmin = 58*(1 - 0.12*0.916) = 51.625
TAPmg =(TAPmax * TAPmin)^0.5 =(64.375 * 51.625)^0.5
=57.649
Cálculo de la relación de los transformadores de corriente:
YNd1d5YNd1d5
20/ 15/ 10 MVA
58 ± 12 x 0.916 % / 22.9 / 10 kV
TCABTI
TCAMTI
TCAATI
5/600350.577
10*3
00010
5/400170.378
9.22*3
00015
1/300680.223
624.51*3
00020
10
9.22
60
==
==
==

Z<
óI>
Z
Z
Z
Z
DIF
1
2
3
1
2
1
2
3
4
1
2
3
1
2
1
2
3
4
Z<
óI>
Esquema ideal de coordinación de protecciones
3.3 PROTECCIONESCOMPLEMENTARIAS

Protección de sobreexcitación o sobreflujo
Sobretensiones y/o
subfrecuencia
Operación en vacío
Pérdidas
de carga
Más probable
en las
vecindades de
generadores
SOBREEXCITACION
AJUSTE DE PROTECCIONES DE
TRANSFORMADOR.

• Los transformadores están más expuestos a
condiciones de sobreexcitación cuando operan en
vacío ó luego de una pérdida de la carga.
• Este problema es mucho más importante en
transformadores conectados a generadores debido al
amplio rango de frecuencias al que el mismo está
sujeto ante las aceleraciones y desaceleraciones del
generador.
TRANSFORMADOR.

• Dado que el incremento de la densidad de flujo puede
acontecer por sobretensión y/o subfrecuencia de
operación, no resulta selectiva la detección por cada una
de esas variables en forma independiente.
TRANSFORMADOR.

• La detección debe hacerse en consecuencia por el nivel
que asume la relación V/f, dado que Ф = f(E/f),
siguiendo la función fundamental del transformador:
E = 4.44 f.N.Bmax A
Bmax = E / 4.44 f N A
TRANSFORMADOR.

• La existencia del término N (número de espiras)
implica que la protección contra sobreexcitación no
debe instalarse en aquellos bobinados que tengan
tomas para el regulador bajo carga, dadas las
dificultades que plantearía el ajuste en esas
condiciones.
TRANSFORMADOR.

• La relación V/f se expresa normalmente como
V[pu]/f[pu], donde V[pu] es la tensión por unidad
aplicada al transformador considerando como base la
tensión nominal del mismo y f[pu] es la frecuencia por
unidad aplicada al transformador considerando como
base la frecuencia nominal del sistema.
TRANSFORMADOR.

• Si el nivel V/f supera un valor predeterminado, la
protección debe producir una alarma.
• Se recomienda la no-habilitación del disparo sobre los
interruptores, dado que las consecuencias de la
sobreexcitación resultarán detectadas por otros
medios: una sobretemperatura por la protección de
imagen térmica y una sobrecorriente de excitación (en
caso de saturación), por la protección por
sobrecorriente.
TRANSFORMADOR.

• Si se presume la existencia de ferroresonancia, a
través de los estudios, entonces se deberá habilitar
la función de disparo como medio de anticipar el
mismo a la posible sobrecorriente derivada del
fenómeno y evitar así posibles efectos destructivos al
transformador.
TRANSFORMADOR.

• Dado que la sobreexcitación es básicamente un
fenómeno térmico para el transformador, es conveniente
que la protección disponga de una imagen térmica del
núcleo, ya que el tiempo que puede soportar el
transformador una determinada condición de
sobreexcitación será menor si dicha condición retorna
antes de que el núcleo se haya enfriado.
TRANSFORMADOR.

• Normalmente se ajusta una
curva f/t, limitada por un
tiempo máximo y un valor
máximo para la
sobreexcitación.
• El valor Tmax limita una
condición de sobreexcitación
leve pero sostenida en el
tiempo.
• El valor Smax limita la
sobreexcitación al valor
máximo tolerado por la
máquina.
T[seg]
f(Sobreexcitación)
Tmax
Smax
Tmin
TRANSFORMADOR.

T[seg]
f(Sobreexcitación)
Tmax
Smax
Tmin
Sobreexcitación ⇒ Relación
V/f Bmax = E / 4.44 f N A
No utilizar en arrollamientos con
cambiadores bajo carga
Sólo
alarma
(recom.)
!
TRANSFORMADOR.

Protección de acometidas al transformador
• En las acometidas al transformador normalmente se
instalan protecciones por sobrecorriente direccionales
o no direccionales, aunque pueden también utilizarse
protecciones de impedancia.
• Estas protecciones deben cumplir la función de
separar los aportes del transformador ante
cortocircuitos en las barras y ante cortocircuitos no
despejados en las redes de AT y BT por las
protecciones de líneas y a la vez brindar respaldo ante
fallas en el transformador.
TRANSFORMADOR.

• En el ajuste de estas protecciones debe contemplarse
la máxima corriente de carga (sobrecarga) del
transformador, criterio que impone una restricción al
grado de cubrimiento ante fallas entre fases.
TRANSFORMADOR.

Precauciones a tomar:
• Tipo de filtrado de las protecciones.
• Existencia de “inrush”. Bloqueo.
• Márgenes más amplios para protecciones
instantáneas (p.ej.: 35% para sobrecorriente
instantánea).
TRANSFORMADOR.

• La función básica de estas protecciones es la de proveer
protección principal ante fallas en la acometida y respaldo local
ante no actuaciones de las protecciones del transformador ó
pasantes, evitando el disparo de las líneas convergentes a la
estación.
AJUSTE DE PROTECCIONES
DE TRANSFORMADOR.

• La etapa que brinda protección contra fallas en la
acometida necesita ser ajustada a tiempos cortos,
aunque los mismos deberán estar coordinados con los
tiempos de segundo escalón de las líneas de
transmisión. Esto generalmente es dificultoso por las
necesidades de coordinación con las demás
protecciones y porque debe evitarse la actuación ante
una energización del transformador (“inrush”). Esta
etapa debería cubrir la acometida y una porción del
bobinado del transformador (la mayor posible hasta el
50%).
DE TRANSFORMADOR.

• En el caso de las protecciones por sobrecorriente,
ante la presencia de la corriente de magnetización
(“inrush”), existen dos posibilidades para este
ajuste:
1. Si la corriente de cortocircuito no es lo
suficientemente elevada, no queda otra opción que
temporizar esta etapa.
2. Cuando la corriente de cortocircuito es elevada y/o
la corriente de inrush es baja, puede ubicarse el
umbral de actuación por encima del nivel de inrush y
reducir la temporización al nivel mínimo (50-100
ms).
DE TRANSFORMADOR.

• Para brindar respaldo ante fallas internas
normalmente se opta por disponer una etapa adicional
que abarque todo el transformador, ajustada a un
tiempo elevado, coordinado con las protecciones de
las líneas conectadas a la barra del otro nivel de
tensión al que está conectado el equipo de protección.
DE TRANSFORMADOR.

Protecciones de la acometida al terciario
• Aquí se ubica generalmente una protección por
sobrecorriente direccional con una etapa instantánea y
una temporizada.
DE TRANSFORMADOR.

FUNCIONES PARA LA
PROTECCIÓN DE
TRANSFORMADORES

Las protecciones principales de los
transformadores de potencia serán las
siguientes:
Protecciones Mecánicas:
Las protecciones propias del transformador
son suministradas por el fabricante, se
recomienda que un transformador tenga como
mínimo las siguientes protecciones propias:
•Relé Buccholz para la cuba principal
•Relé de sobrepresión súbita, para la cuba
principal y la cuba del conmutador
•Relé de imagen térmica.
•Detectores de nivel de aceite.
•Detectores de Temperatura.
•Protección de la puesta a tierra del punto
neutro.
•Protección contra defectos a la masa de la
cuba de un transformador
•Adicionalmente el transformador puede
contar con mas protecciones propias.
PROTECCIONES
MECÁNICAS

3.4 PROTECCIÓN DE IMAGEN
TÉRMICA
MIFII – PROTECCION DIGITAL DE ALIMENTADOR CON
REENGANCHADOR
GEK – 106238K
RELE DE PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE CORRIENTE
E IMAGEN TERMICA

DESCRIPCION DEL MIFII
El MIFII es un relé basado en microprocesador que puede ser
utilizado en las
siguientes aplicaciones:
• Protección Principal de alimentadores de Media y Baja tensión
• Protección principal de motores de tamaño medio
• Protección principal de transformadores de media y baja
potencia (menos de 10MVA).
• Protección Diferencial de Motores, si el motor dispone de
puertos de conexión diferencial.
• Protección de apoyo de transformadores de Potencia (sin límite
de tamaño)
• Protección de apoyo de Generadores
• Protección de apoyo de líneas de transmisión
• Protección de apoyo de barras en Subestaciones
• Protección y Supervisión del estado térmico de Cables,
Transformadores de Potencia, Resistencias de puesta a tierra y
Grupos Generadores.

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