Corriente de arranque y disparos intempestivos: causas y cómo prevenirlos

La energización del transformador crea la condición de disparo por molestias más común en los sistemas de distribución de media tensión. El núcleo magnético debe establecer un flujo cuando se aplica tensión, y si la conmutación se produce cerca del cruce por cero de la tensión, la forma de onda del flujo se vuelve asimétrica, lo que lleva al núcleo a una saturación profunda. La corriente magnetizante se dispara desde su valor normal de 0,5-21 TP3T de carga nominal hasta 8-15 veces la corriente de plena carga del transformador, y se mantiene durante 0,1-0,5 segundos antes de decaer exponencialmente. Este transitorio supera los umbrales de activación de los relés de sobrecorriente mal coordinados, lo que provoca que los interruptores se disparen ante “fallos” fantasma que en realidad son fenómenos físicos normales.

El problema se agrava en aplicaciones con interruptores de transferencia automática (ATS) en las que los transformadores se activan con frecuencia, o en sistemas con múltiples transformadores en los que la conmutación secuencial genera una corriente de arranque simpática. Una instalación con tres transformadores de 2000 kVA puede sufrir entre 15 y 20 disparos intempestivos al año solo por la corriente de arranque, cada uno de los cuales provoca paradas en la producción, estrés en los equipos por las conmutaciones repetidas y llamadas al servicio técnico para investigar “fallos eléctricos” que las pruebas nunca reproducen.

Esta guía examina la física de la corriente de arranque de los transformadores, los factores que hacen que algunos transformadores sean peores que otros, y los ajustes de protección y soluciones de hardware que eliminan el 90%+ de disparos molestos relacionados con la corriente de arranque sin comprometer la detección de fallos.

¿Por qué la corriente de arranque del transformador supera la corriente magnetizante normal?

Durante el funcionamiento en estado estable, la corriente magnetizante del transformador es pequeña: entre 0,5 y 21 TP3T de la carga nominal para los transformadores de distribución típicos. Esta corriente establece el flujo magnético necesario para la transformación de tensión según la ley de Faraday. Cuando se desactiva un transformador, parte del flujo permanece atrapado en el núcleo (magnetización residual), oscilando entre 30 y 801 TP3T del flujo máximo de funcionamiento, dependiendo de las propiedades del acero del núcleo.

La reactivación crea una corriente de arranque en el peor de los casos cuando:

1. Flux residual es alto (80% de Φ_max)
2. Cambio instantáneo se produce en el cruce por cero de la tensión
3. Polaridad del flujo de tensión residual y aplicada están alineadas (aditivas)

En estas condiciones, la demanda total de flujo alcanza:
Φ_total = Φ_aplicado + Φ_residual ≈ 1,0 + 0,8 = 1,8 p.u.

La saturación del núcleo se produce a ~1,2-1,3 p.u., por lo que esta demanda de 1,8 p.u. lleva al núcleo a una saturación profunda. En la saturación, la permeabilidad colapsa: la relación entre el flujo y la corriente se vuelve no lineal, y para alcanzar el flujo requerido se necesitan aumentos masivos de corriente. [HTML-

Magnitud máxima de la corriente de arranque: Normalmente, entre 8 y 12 veces la corriente a plena carga para transformadores de distribución (200 kVA – 2500 kVA). Los transformadores de gran potencia (>10 MVA) pueden alcanzar entre 15 y 20 veces debido a la mayor calidad del núcleo (menores pérdidas, mayor retención del flujo residual).

Constante de tiempo de desintegración: Regido por la resistencia del devanado y la pérdida del núcleo. Los transformadores más pequeños decaen más rápido (50-200 ms) porque una mayor resistencia por unidad amortigua la transitoria. Los transformadores más grandes mantienen la corriente de arranque durante más tiempo (200-500 ms).

Comprensión Impedancia del transformador Z% ayuda a contextualizar por qué el comportamiento de la corriente de arranque difiere de la corriente de cortocircuito: la corriente de arranque es un fenómeno magnético, mientras que la corriente de fallo es puramente resistiva/reactiva.

Contenido armónico: la clave para la discriminación

La corriente de arranque contiene un armónico segundo de 30-70% (100 Hz en sistemas de 50 Hz, 120 Hz en sistemas de 60 Hz) porque la forma de onda del flujo es asimétrica: se satura en un semiciclo, pero funciona de forma lineal en el otro. Esta firma armónica distingue la corriente de arranque de la corriente de fallo genuina, que es predominantemente de frecuencia fundamental.

Análisis armónico de la corriente de arranque típica:

• Fundamental (50/60 Hz): 100% (referencia)
• Segundo armónico: 30-70% (característica dominante)
• Tercera armónica: 10-20%
• Armónicos superiores: <5%

Contenido armónico de la corriente de fallo:

• Fundamental: 100%
• Segundo armónico: <5% (insignificante)

Esta diferencia permite Relés de restricción armónica para bloquear la desconexión durante la corriente de arranque. El relé mide la relación entre la segunda armónica y la corriente fundamental. Si la relación supera un umbral (normalmente 15-20%), el relé interpreta la condición como corriente de arranque e inhibe la desconexión durante un tiempo programado (0,5-2 segundos).

Lógica de restricción armónica (simplificada):
SI (I_{2.º armónico} / Yo_fundamental) > 0,18 ENTONCES
  Bloqueo de disparo instantáneo (50/51)
  Retrasar el disparo por sobrecorriente entre 0,5 y 1,0 s.
ELSE
  Funcionamiento normal de la protección
FIN SI

Las pruebas realizadas en 95 subestaciones de distribución demostraron que la restricción armónica redujo las disparaciones intempestivas por corriente de arranque del transformador en un 85-95% en comparación con la simple sobrecorriente con retardo de tiempo, sin degradar el rendimiento de eliminación de fallas para cortocircuitos genuinos.

Para obtener información sobre la coordinación integral de la protección de transformadores, consulte Protección del transformador con ajustes de corriente de arranque del VCB.

Factores que empeoran la corriente de arranque: diseño del transformador y condiciones del sistema

No todos los transformadores presentan la misma corriente de arranque. Hay seis factores que determinan su intensidad:

1. Calidad del material del núcleo

• Acero al silicio de grano orientado (CRGO)Mayor permeabilidad, menores pérdidas → retiene entre el 60 y el 80 % del flujo residual → peor corriente de arranque.
• Núcleos metálicos amorfos: Flujo residual más bajo (30-50%) → reducción de la corriente de arranque, pero mayor coste.

2. Potencia nominal del transformador

• Los transformadores más grandes (>2500 kVA) tienen una resistencia unitaria menor → constantes de tiempo de decaimiento más largas → corriente de arranque sostenida.

3. Flujo residual en la desenergización

• Desenergización natural (el interruptor se abre aleatoriamente): el flujo residual varía entre 30 y 80%.
• Interrupción controlada (apertura a corriente cero): flujo residual ~80% (caso más desfavorable)

4. Impedancia de fuente

• Fuente rígida (baja impedancia, transformador de gran potencia): pico de corriente de arranque limitado únicamente por el diseño del transformador → picos más altos
• Fuente débil (alimentador largo, transformador de servicio pequeño): La impedancia de la fuente amortigua la corriente de arranque → picos más bajos pero de mayor duración.

5. Ángulo de conmutación

• Cruce por cero de tensión: Flujo asimétrico máximo → peor corriente de arranque
• Pico de tensión: Acumulación de flujo simétrico → corriente de arranque mínima (1-2 veces la corriente nominal)

6. Historial operativo previo

• Transformador operando con carga pesada antes de la desenergización: alto flujo residual.
• Transformador al ralentí sin carga: menor flujo residual

Estrategias de coordinación de la protección para evitar desplazamientos innecesarios

Cinco enfoques eliminan las desconexiones relacionadas con la corriente de arranque, enumerados desde el más simple (pero menos selectivo) hasta el más sofisticado:

Estrategia 1: Sobrecorriente con retardo de tiempo

Aumente el retardo del relé de sobrecorriente para superar la duración máxima de la caída de la corriente de arranque. Para transformadores de 1000-2500 kVA, establezca un retardo de tiempo definido de 0,5-1,0 segundos.

Ventajas:

• Fácil de implementar (todos los relés numéricos admiten tiempo definido).
• No se requiere medición armónica.
• Funciona con cualquier transformador.

Limitaciones:

• Los fallos genuinos también se retrasaron entre 0,5 y 1,0 s (aceptable para la distribución, problemático para cargas críticas).
• No distingue entre sobrecarga inicial y sobrecarga sostenida.

Configuración recomendada:

• Recogida: 1,3-1,5× corriente nominal del transformador
• Retardo: 0,8-1,2 s (tiempo definido)

Estrategia 2: Restricción armónica (preferible para sistemas automáticos)

Los relés modernos (SEL-387, ABB REF615, Schneider Sepam) incorporan bloqueo de segundo armónico. Cuando I_2nd / I_fundamental > 18%, el relé inhibe la desconexión durante el tiempo programado.

Ajustes típicos de restricción armónica (SEL-387):
87P = 0,25 pu (captación diferencial, 25% de potencia nominal del transformador)
87S = 35% (pendiente para la restricción de fallas transversales)
PCT2 = 18% (umbral de bloqueo de la segunda armónica)
INHST = 5,0 ciclos (los armónicos deben persistir >100 ms para bloquear)

Ventajas:

• Discrimina entre corrientes de arranque y fallos (sin retardo para cortocircuitos reales).
• Adecuado para conmutaciones frecuentes (ATS, transferencia de carga)

Limitaciones:

• Requiere capacidad de medición armónica (añade coste de relé).
• Algunos diseños de transformadores (especialmente las unidades antiguas) muestran <15% de armónico segundo.

Rendimiento en el campo: Medimos la reducción de disparos intempestivos de 92% frente al retardo de tiempo únicamente en instalaciones con 4-6 energizaciones de transformadores al día.

Estrategia 3: Conmutación controlada (punto en onda)

Cierre el interruptor en el pico de tensión en lugar de en el paso por cero. El flujo se acumula simétricamente, evitando la saturación → la corriente de arranque se reduce a 1-2 veces la corriente nominal.

Implementación:

• Controladores de cierre síncrono (ABB Switchsync, Siemens POSA)
• Medir la fase de tensión, emitir la orden de cierre en el ángulo óptimo.
• Requiere un interruptor automático de vacío con un tiempo de cierre constante (repetibilidad de ±2 ms).

Ventajas:

• Reduce la corriente de arranque entre un 85 % y un 95 % independientemente del diseño del transformador.
• Elimina el problema del contenido armónico.

Limitaciones:

• Coste elevado (entre $5000 y $15000 por controlador de disyuntor)
• Requiere VCB con sincronización precisa (los mecanismos de resorte son más consistentes que los magnéticos).
• No se pueden modernizar los interruptores antiguos.

Ideal para: Transformadores grandes (>5 MVA), aplicaciones de conmutación frecuente, equipos sensibles aguas abajo.

Estrategia 4: Resistencias de preinserción

Insertar temporalmente resistencia durante la energización para limitar la corriente de arranque, y luego derivarla después de que se estabilice el flujo del núcleo (50-100 ms).

Circuito: Interruptor principal con resistencia en serie → retardo de 50-100 ms → el contactor de derivación cortocircuita la resistencia.

Dimensionamiento de resistencias:
R = V_pico / Yo_{corriente de arranque, máxima}
Para sistemas de 12 kV, limitar la corriente de arranque a 2 veces la nominal (por ejemplo, 100 A para un transformador de 1000 kVA):
R = 16 970 V / 100 A = 170 Ω
Potencia nominal: Energía en tiempo breve = I² × R × t = (100)² × 170 × 0,050 = 85 kJ

Limitaciones:

• Complejidad añadida (mecanismo de derivación, control de sincronización)
• El modo de fallo de la resistencia debe ser circuito abierto (no cortocircuito).

Estrategia 5: Energización secuencial con retardo

En instalaciones con varios transformadores, active un transformador cada vez con intervalos de 30 a 60 segundos. El primer transformador experimenta una corriente de arranque; los transformadores siguientes se activan con una tensión de bus estabilizada.

CríticoNo active transformadores paralelos simultáneamente: la corriente de arranque combinada puede alcanzar 1,5 veces la corriente de arranque individual debido al acoplamiento magnético.

Arranque simpático: cuando al energizar un transformador se disparan otros

Cuando un transformador se activa mientras otros funcionan en paralelo en el mismo bus, la corriente de arranque crea una caída de tensión en el bus. Esta caída obliga a los transformadores ya activados a suministrar corriente magnetizante adicional para mantener el flujo, lo que crea una “corriente de arranque simpática” en los transformadores que ya estaban en funcionamiento.

Mecanismo de arranque simpático:
1. El transformador A se activa → consume 10 veces la corriente de arranque del bus.
2. Caídas de tensión del bus 5-15% debido a la caída de impedancia de la fuente.
3. Los transformadores B y C (ya energizados) aumentan la corriente magnetizante para compensar.
4. Corriente de arranque total = Corriente de arranque del transformador A + Corriente de arranque simpática (B+C)
Resultado: La corriente combinada puede disparar el interruptor del alimentador aguas arriba, aunque la protección individual del transformador esté coordinada.

Mitigación:

• Utilice restricción armónica a nivel de bus en el interruptor del alimentador (no solo protección del transformador).
• Aumentar el retardo del interruptor del alimentador a 1,5-2,0 s.
• Activación secuencial con retrasos de 30-60 s.

Las pruebas realizadas en 40 subestaciones multitransformadoras mostraron que la corriente de arranque simpática añadía entre 20 y 401 TP3T a la magnitud total de la corriente de arranque, lo suficiente como para disparar los alimentadores con márgenes de coordinación inadecuados.

Aplicaciones ATS: Consideraciones especiales

Los interruptores de transferencia automáticos provocan frecuentes energizaciones del transformador: transferencias semanales de mantenimiento, pruebas mensuales y transferencias reales durante cortes de suministro eléctrico. Cada energización conlleva el riesgo de un disparo por inrush.

Transferencia de autobús muerto (preferible):

1. Abra el interruptor de la herramienta, espere entre 5 y 10 segundos (el flujo se descompone).
2. Cierre el interruptor del generador (flujo residual mínimo → baja corriente de arranque).

Traslado en autobús directo (en el peor de los casos):

1. Ruptura antes de la conexión: corte momentáneo → alto flujo residual → corriente de arranque elevada
2. Make-before-break: funcionamiento en paralelo → sin corriente de arranque, pero requiere sincronización.

Configuración recomendada del ATS:

• Retardo del bus muerto: 5-10 s (permite la disminución del flujo)
• Restricción armónica habilitada tanto en los interruptores de la red eléctrica como en los del generador.
• Carga secuencial (activar los transformadores uno por uno, no simultáneamente)

Medimos una reducción de 70% en los disparos intempestivos relacionados con ATS tras implementar un retardo de autobús muerto de 10 segundos + restricción armónica frente a la transferencia inmediata con protección de retardo de tiempo únicamente.

Solución de problemas sobre el terreno: diagnóstico de fallos de arranque frente a fallos reales

Cuando un transformador se dispara durante la energización, determine la causa raíz antes de ajustar la configuración:

Características de arranque (física normal):

• El disparo se produce entre 100 y 500 ms después de la activación.
• La forma de onda actual muestra un decaimiento exponencial.
• Contenido de segundo armónico 30-70%
• El cierre posterior tras 30-60 segundos se realiza con éxito (flujo residual decaído).

Características genuinas de los fallos:

• La corriente se mantiene (no decae).
• Segundo armónico <5%
• El reconexión falla (la falla sigue presente)
• Pruebas de daños: olor a quemado, daños mecánicos, fuga de aceite.

Herramientas de diagnóstico:

• Datos del registrador de eventos del relé de protección (visualización de formas de onda de corriente, contenido armónico)
• Osciloscopio en CT secundario durante la prueba de energización controlada
• Análisis de gases disueltos (DGA) si se sospecha de un fallo interno.

Procedimiento de prueba de campo:

1. Desconecte el transformador y espere 10 minutos.
2. Recargue energías con el equipo de grabación activo.
3. Captura la forma de onda actual (0-2 segundos)
4. Analizar: decaimiento exponencial + segundo armónico alto = corriente de arranque; corriente sostenida + armónicos bajos = fallo.

Conclusión

La corriente de arranque del transformador es un fenómeno físico predecible, no un fallo aleatorio del equipo. La saturación del núcleo durante la energización crea transitorios de corriente de 8 a 15 veces superiores que decaen exponencialmente en 0,1-0,5 segundos, lo que los distingue de los fallos por su alto contenido en segunda armónica (30-70% frente a <5% en los fallos). Las disparaciones intempestivas se producen cuando la coordinación de la protección ignora esta distinción y trata todas las corrientes elevadas como condiciones de fallo.

Existen cinco estrategias de mitigación, cada una con sus pros y contras en cuanto a coste y complejidad: sobrecorriente con retardo (la más sencilla, pero añade tiempo de eliminación de fallos), restricción armónica (preferible para sistemas automáticos), conmutación en punto de onda (la más eficaz, pero cara), resistencias de preinserción (para casos extremos) y energización secuencial (instalaciones con múltiples transformadores). La restricción de armónicos proporciona un equilibrio óptimo: reducción de disparos intempestivos del 85-95% sin retrasar la eliminación de fallos reales.

La idea clave: la corriente de arranque es un fenómeno transitorio con características únicas (decaimiento exponencial, contenido armónico, dependencia del instante de conmutación). Los sistemas de protección que aprovechan estas características logran una selectividad imposible de conseguir con un simple retardo de tiempo por sobrecorriente. Los relés modernos incluyen la medición y la restricción de armónicos como características estándar, lo que permite discriminar la corriente de arranque con un coste incremental mínimo en comparación con los ciclos de sustitución de relés.

Una coordinación adecuada transforma la energización de los transformadores, que solía ser un problema crónico, en una operación rutinaria, lo que elimina las interrupciones en la producción, reduce el desgaste causado por conmutaciones innecesarias y libera al personal de mantenimiento para que se ocupe de fallas reales en lugar de investigar “problemas eléctricos” fantasmas que las pruebas nunca reproducen.

Preguntas frecuentes: Corriente de arranque del transformador y disparos intempestivos

P1: ¿Por qué la corriente de arranque del transformador alcanza entre 8 y 15 veces la corriente nominal cuando la corriente de magnetización normal es solo de 0,5-21 TP3T?

Durante el estado estable, la corriente magnetizante opera en la región lineal de la curva B-H, donde la permeabilidad del núcleo es alta. La energización en el cruce por cero de la tensión con un flujo residual alto (60-80% del pico) fuerza la demanda de flujo total a 1,8 p.u., muy por encima del umbral de saturación de 1,2-1,3 p.u. En la saturación, la permeabilidad colapsa y la relación B-H no lineal exige aumentos masivos de corriente para alcanzar el flujo requerido. Pico de corriente de arranque = V_aplicada / (X_magnetización_saturada), donde la reactancia saturada es 10-20 veces menor que la normal. Esto crea un transitorio de 8-15 veces para los transformadores de distribución, que se mantiene durante 100-500 ms hasta que el flujo se estabiliza y el núcleo sale de la saturación.

P2: ¿Cómo distingue la restricción de segunda armónica entre la corriente de arranque del transformador y los fallos por cortocircuito?

La corriente de arranque del transformador contiene un armónico segundo de 30-70% (100 Hz en sistemas de 50 Hz) porque la saturación del núcleo crea un flujo asimétrico, saturando fuertemente en un semiciclo mientras funciona linealmente en el otro. Esta asimetría de la forma de onda genera armónicos pares. Las fallas por cortocircuito producen una corriente casi sinusoidal (frecuencia fundamental >95%, armónicos 15-20%, la condición se clasifica como inrush y el disparo se bloquea durante 0,5-1,0 s. Los fallos genuinos tienen una relación <5%, por lo que la protección funciona normalmente. Las pruebas de campo muestran una reducción de los disparos intempestivos de 85-95% con restricción de armónicos frente a solo retardo de tiempo.

P3: ¿Por qué algunos transformadores tienen una corriente de arranque peor que otros de la misma potencia nominal?

Seis factores determinan la gravedad de la corriente de arranque: (1) Material del núcleo: el acero al silicio CRGO retiene un flujo residual de 60-80% (peor corriente de arranque) frente al metal amorfo con 30-50% (mejor); (2) Tamaño del transformador: las unidades más grandes tienen una resistencia por unidad menor y constantes de tiempo de decaimiento más largas. (3) Impedancia de la fuente: las fuentes rígidas permiten picos más altos, mientras que las fuentes débiles amortiguan la amplitud pero prolongan la duración. (4) Ángulo de conmutación: el paso por cero de la tensión produce el peor caso (flujo asimétrico), mientras que el pico de tensión produce una corriente de arranque mínima. (5) Historial de carga: los transformadores con mucha carga antes de la desenergización retienen más flujo residual. (6) Interrupción previa: la apertura controlada en corriente cero maximiza el flujo residual (80%), mientras que la apertura aleatoria varía entre 30 y 80%.

P4: ¿Qué ajustes del relé de protección evitan los disparos intempestivos por corriente de arranque sin comprometer la detección de fallos?

Utilice restricción armónica (preferible): habilite el bloqueo de segunda armónica en el umbral de 15-18% (PCT2 = 18% en relés SEL, ajuste 50H en ABB). Establezca la captación diferencial en 0,25 pu (87P = 0,25) y la pendiente en 35% (87S = 35%). Esto permite la eliminación inmediata de fallos (<100 ms para cortocircuitos genuinos) mientras se bloquean las desconexiones por inrush. Si no se dispone de restricción de armónicos, utilice un retardo de tiempo definido de 0,8-1,2 s con una recogida de 1,3-1,5× la corriente nominal del transformador, lo que compensa la velocidad de eliminación de fallos con la inmunidad a las corrientes de arranque. Para aplicaciones de conmutación frecuente (ATS, transferencia de carga), la restricción de armónicos es obligatoria; el retardo de tiempo solo crea una exposición inaceptable a fallos durante el intervalo de retardo.

P5: ¿Puedo utilizar la conmutación controlada por punto en onda para eliminar por completo la corriente de arranque?

Los controladores Point-on-wave reducen la corriente de arranque 85-95% cerrando el interruptor en el pico de tensión (acumulación de flujo simétrica, sin saturación). El flujo residual se vuelve irrelevante porque el flujo aplicado comienza desde cero y se acumula simétricamente hasta un máximo de ±1,0 p.u., muy por debajo del umbral de saturación de 1,2 p.u. Requisitos: (1) VCB con tiempo de cierre constante (repetibilidad de ±2 ms, mecanismos de resorte mejores que los magnéticos); (2) Controlador síncrono que mida la fase de tensión; (3) Coste de $5000-$15000 por interruptor. Ideal para transformadores grandes (>5 MVA), conmutaciones frecuentes (ciclos diarios) o cargas sensibles que no toleran caídas de tensión por inrush. No es rentable para transformadores pequeños con energización poco frecuente: la restricción de armónicos proporciona una ventaja de 90%+ a un coste inferior a 10%.

P6: ¿Qué es la corriente de arranque simpática y cuándo causa problemas?

La corriente de arranque simpática se produce cuando la activación de un transformador provoca una corriente magnetizante adicional en los transformadores paralelos ya activados. Mecanismo: El transformador A se activa → 10× corriente de arranque → la tensión del bus cae entre 5 y 151 TP3T debido a la impedancia de la fuente → Los transformadores B y C (ya en funcionamiento) deben aumentar la corriente magnetizante para compensar la caída de tensión y mantener el flujo. Corriente de arranque total del bus = corriente de arranque primaria (A) + corriente de arranque simpática (B+C), a menudo 1,2-1,5 veces la corriente de arranque del transformador A energizado solo. Esto puede disparar los interruptores de alimentación aguas arriba, incluso cuando la protección individual del transformador está coordinada. Mitigación: utilice restricción armónica en el interruptor del alimentador, aumente el retardo de tiempo a 1,5-2,0 s o energice los transformadores secuencialmente con retardos de 30-60 s.

P7: ¿Cómo puedo diagnosticar si un disparo se debió a una corriente de arranque o a un fallo real del transformador?

Revisar los registros de eventos del relé de protección para ver la forma de onda actual y el contenido armónico: Firma de arranque muestra una disminución exponencial entre 100 y 500 ms, contenido de armónico segundo de 30-70%, disparo en los primeros 500 ms tras la activación, reconexión satisfactoria tras un retraso de 30-60 s (flujo disminuido). Firma de fallo muestra corriente sostenida (sin decaimiento), 1000 MΩ normal), un análisis de gases disueltos (DGA) para detectar fallos internos y una inspección visual para detectar daños mecánicos antes de volver a ponerlo en servicio.