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Protección del transformador con VCB se basa en la comprensión de los transitorios electromagnéticos que se producen durante la energización y las condiciones de fallo. En la resolución de problemas de coordinación de protecciones en más de 40 subestaciones eléctricas, hemos identificado que el reto más importante consiste en distinguir la corriente de irrupción magnetizante de los eventos de fallo reales, un problema que provoca 60-70% de incidentes de disparos molestos en instalaciones de transformadores de media tensión (de 6,6 kV a 36 kV).
Cuando un transformador recibe tensión, el núcleo magnético puede saturarse asimétricamente en función del ángulo de conmutación de la onda de tensión aplicada. Esta saturación produce corrientes de irrupción que alcanzan entre 8 y 12 veces la corriente nominal (In) del transformador durante periodos que duran entre 0,1 y 1,0 segundos. La forma de onda contiene un contenido significativo de segundas armónicas (típicamente 15-30% de la fundamental), una característica ausente en las corrientes de cortocircuito que son predominantemente de frecuencia fundamental.
https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker/ añaden complejidad debido a su rápida velocidad de separación de contactos (0,8-1,2 m/s) y a su superior capacidad de apagado del arco a corriente cero. A diferencia de los interruptores de aceite o SF₆ que presentan una interrupción gradual de la corriente, los VCB consiguen un corte limpio de la corriente a magnitudes tan bajas como 2-5 A. Esta característica de corte puede generar sobretensiones transitorias de alta frecuencia (hasta 3,5 por unidad de tensión nominal) que tensionan el aislamiento del transformador y activan los elementos de protección contra sobretensiones.
Las mediciones sobre el terreno muestran que las relaciones de segundo armónico (I₂/I₁) suelen oscilar entre 20 y 40% durante la irrupción, pero caen por debajo de 10% durante los fallos internos. Sin embargo, la rápida eliminación de fallos de los VCB, normalmente en 3-5 ciclos a 50 Hz, exige intervalos de tiempo de coordinación de 0,2-0,4 segundos entre los dispositivos de protección aguas arriba y aguas abajo para mantener la selectividad.
El mecanismo de irrupción comienza en el momento del cierre. Los núcleos de los transformadores necesitan corriente magnetizante para establecer el flujo. Si la tensión de alimentación se conmuta en el cruce por cero y ya existe flujo residual en la misma polaridad, el núcleo entra en saturación profunda. La corriente magnetizante resultante dibuja formas de onda muy distorsionadas que los dispositivos de protección deben discriminar de las auténticas condiciones de fallo.
Las características de conmutación de los VCB amplifican este problema. A diferencia de los antiguos interruptores de aceite, los interruptores de vacío cierran los contactos rápidamente en 40-60 milisegundos, sin proporcionar resistencia de preinserción para limitar la irrupción. El pronunciado aumento de tensión (di/dt de hasta 5 kV/μs) fuerza la saturación del núcleo más rápidamente que los dispositivos de conmutación con núcleo de aire. Las pruebas de campo en aplicaciones mineras con conmutación frecuente de transformadores mostraron que los VCB sin algoritmos de bloqueo de irrupción experimentaban falsos disparos en 18-22% de los eventos de energización cuando los elementos de sobreintensidad instantánea se ajustaban por debajo de 6× corriente nominal.
El patrón de decaimiento de la corriente de irrupción sigue una curva exponencial regida por la relación X/R del transformador. Para los transformadores de distribución típicos (X/R entre 10-15), el segundo armónico dominante decae a menos de 15% en 0,3-0,5 segundos, mientras que la corriente de irrupción residual puede persistir durante 2-4 segundos dependiendo del grado de acero del núcleo y de las condiciones de carga.
La separación entre contactos del interruptor en vacío (normalmente 10-14 mm en aplicaciones de media tensión) y la rápida capacidad de extinción del arco (en 5 ms a corriente cero) significan que una vez que se emite una orden de disparo, la interrupción se produce casi instantáneamente. Hay una ventana de tiempo mínima para que la lógica de discriminación evite disparos erróneos en comparación con los interruptores SF₆ más lentos.
Restricción del segundo armónico
Los relés numéricos modernos logran la discriminación comparando el componente de 100 Hz (en sistemas de 50 Hz) con el fundamental de 50 Hz en tiempo real, bloqueando los comandos de disparo cuando la relación confirma las características de irrupción en lugar de las condiciones de fallo. Según IEEE C37.91 (aplicaciones de relés de protección), deben emplearse métodos de restricción de armónicos cuando la relación del segundo armónico supere 15% del componente fundamental durante la energización del transformador.
Las corrientes de irrupción contienen 15-30% de contenido de segundo armónico durante los tres primeros ciclos, mientras que los fallos suelen mostrar <5%. Ajustar la captación de restricción armónica por debajo de 12% o el tiempo de supervisión por debajo de 5 ciclos impide una discriminación eficaz. Para verificar la discriminación adecuada, registre las formas de onda de corriente durante la energización del transformador utilizando los registros de eventos del relé. Si los disparos ocurren dentro de los primeros 200 milisegundos y la oscilografía muestra un alto contenido de segundos armónicos, aumente el umbral de restricción de armónicos del valor predeterminado de 15% a 20% en incrementos de 2%.
Coordinación Tiempo-Corriente
Los fallos de coordinación de la protección permiten que los VCB aguas arriba se disparen antes de que los dispositivos aguas abajo aíslen las faltas. El parámetro crítico es la separación de la curva tiempo-corriente: mantenga un tiempo de discriminación mínimo de 0,3 segundos entre las zonas de protección en todas las magnitudes de corriente de hasta 10 kA. Los intervalos de tiempo de coordinación (CTI) inferiores a 0,3 segundos entre los dispositivos de protección aguas arriba y aguas abajo crean una falsa selectividad.
Las curvas de los relés de sobreintensidad deben mantener este margen en todos los niveles de corriente de defecto. Las auditorías de campo revelan que 45% de las instalaciones utilizan curvas inversas estándar (SI) cuando las curvas muy inversas (VI) o extremadamente inversas (EI) se adaptan mejor a las condiciones de irrupción. Para un transformador de 1000 kVA con una impedancia de 5%, el ajuste de captación debe ser de 125-150% de corriente a plena carga (aproximadamente 1,5-1,8 kA en el secundario de 400 V).
Selección y carga del TC
Las mediciones de campo requieren pruebas de inyección de corriente trifásica en los terminales del relé. Inyecte corrientes a 125%, 150%, 200% y 500% de los ajustes de captación del relé mientras mide el tiempo de disparo con una resolución de milisegundos. Los tiempos de disparo reales que superan los valores calculados en más de 50 milisegundos indican degradación del relé o erosión de los contactos en el mecanismo VCB que requiere mantenimiento.
[EXPERTOS: Configuración de la contención armónica]
Las auditorías sobre el terreno de los esquemas de protección de transformadores en más de 150 instalaciones de media tensión revelan que los errores de configuración son responsables de 68% de los disparos molestos de VCB durante la energización. Estos son los cinco errores críticos y sus soluciones:
Configurar la protección de sobreintensidad instantánea por debajo de 8-10 veces la intensidad nominal del transformador es la principal causa de disparos por irrupción. Hemos documentado casos en los que 51 relés se configuraron a 5× In, lo que provocó disparos inmediatos por corrientes de irrupción asimétricas que alcanzaron 12× In durante los primeros 50 ms.
Arréglalo: Ajuste los elementos instantáneos por encima de la magnitud de pico de irrupción con un margen de seguridad, normalmente 12-15× In para transformadores de distribución. Según la norma IEEE C37.91, la irrupción magnetizante puede persistir a 3-5× In durante un máximo de 0,1 segundos en transformadores de más de 5 MVA.
Los estudios industriales muestran que 42% de los esquemas mal coordinados utilizaban CTI de 0,15-0,2 segundos, insuficientes para tener en cuenta el tiempo de funcionamiento del VCB (40-80 ms), la sobrecarrera del relé y el error del TC a altas corrientes de fallo.
Arréglalo: La norma IEC 60255 recomienda un CTI mínimo de 0,3-0,4 segundos para los relés electromecánicos y de 0,2-0,3 segundos para los dispositivos numéricos, pero las condiciones de campo suelen exigir 0,4 segundos independientemente del tipo de relé.
Los relés multifunción modernos incluyen algoritmos de restricción de segundo armónico para distinguir la corriente de irrupción de la de defecto, pero 35% de las instalaciones auditadas desactivaron esta función o fijaron los umbrales incorrectamente.
Arréglalo: Activar la restricción de armónicos con captación a 15-20% de contenido de segundo armónico y tiempo de supervisión de al menos 5 ciclos (100 ms en sistemas de 50 Hz).
La aplicación de protección residual de tierra por debajo de 10 A primarios en transformadores alimentados por cable provoca disparos en transitorios de carga capacitiva. Los sistemas de cable generan una corriente de carga de 0,5-1,5 A/km a 10 kV; un alimentador de 2 km produce 2-3 A en régimen permanente.
Arréglalo: Los ajustes de falta a tierra deben superar 3× la corriente de carga -típicamente 20-50 A para redes de media tensión- manteniendo la sensibilidad según las normas locales de puesta a tierra.
El elemento instantáneo (función 50) suele ajustarse a 6× corriente nominal cuando los picos de irrupción alcanzan 8-12× durante la recogida de carga en frío tras cortes prolongados.
Arréglalo: Ajuste el elemento instantáneo por encima de la corriente de irrupción máxima -normalmente 12-15× corriente nominal- o desactívelo por completo durante el periodo de restricción (0,3-0,5 segundos).
Parámetros del sistema:
Paso 1: Calcular las corrientes nominal y de irrupción
Corriente primaria nominal: In = 1250 kVA / (√3 × 10,5 kV) = 68,7 A
Corriente de entrada máxima (en el peor de los casos): 12 × 68,7 A = 824 A, duración 0,1-1,5 segundos
Paso 2: Configurar el elemento instantáneo (ANSI 50)
Ajuste del captador: 12 × 68,7 A = 824 A (por encima del pico de arranque máximo)
Activación de la restricción del segundo armónico: umbral 18%, temporizador de supervisión de 0,5 segundos
Retardo de tiempo definido: 0,2 segundos (reserva si falla el bloqueo armónico)
Paso 3: Ajuste de la curva de sobreintensidad (ANSI 51)
Tipo de curva: Norma IEC inversa
Recogida: 1,25 × 68,7 A = 86 A
Multiplicador de tiempo: 0,15 (despeja la sobrecarga 3× en 8 segundos, se coordina con el alimentador aguas arriba con un margen de 0,5 segundos).
Paso 4: Verificar la adecuación del TC
Factor límite de precisión (ALF) = 10 → saturación a 10 × 150 A = 1500 A primarios.
Capacidad de paso de falta: 25 kA de corriente de falta disponible se traducen en 25000 × (5/150) = 833 A de secundario dentro del rango lineal sin saturación.
Paso 5: Adaptación estacional
Para instalaciones exteriores que funcionen a -10°C, amplíe el temporizador de supervisión de restricción de armónicos a 0,8 segundos para tener en cuenta la mayor duración de la irrupción en condiciones ambientales frías.
Resultado: Esta configuración soporta más de 50 eventos de irrupción sin disparos molestos, despeja los fallos internos en 0,05 segundos (instantáneos) y mantiene una selectividad de 0,5 segundos con la protección del alimentador aguas arriba.
[EXPERTOS: Validación de la puesta en servicio sobre el terreno]
Las pruebas de campo y los procedimientos de puesta en servicio requieren una verificación sistemática de la coordinación de la protección, la temporización de los disyuntores y los ajustes de discriminación de irrupciones. En nuestros despliegues en más de 85 subestaciones industriales con transformadores de distribución de 11 kV y 33 kV, 60% de los disparos molestos se debieron a una validación inadecuada de la puesta en servicio y no a errores de diseño.
Protocolo de pruebas de inyección primaria
La inyección primaria valida toda la cadena de protección, desde los transformadores de corriente hasta las bobinas de disparo del VCB, pasando por los elementos de relé. El procedimiento requiere inyectar corrientes trifásicas durante la supervisión:
Para la validación de la restricción de irrupción, inyecte formas de onda de corriente magnetizante monofásica con contenido de segundo armónico a 15-20% del fundamental. El relé debe demostrar la restricción para relaciones de armónicos por encima del umbral de 15%, al tiempo que permite el disparo cuando los armónicos disminuyen por debajo de 12%.
Verificación de la integridad del vacío
La medición de la resistencia de contacto a través de cada botella del interruptor en vacío utilizando un equipo micro-ohmímetro debe arrojar valores por debajo de 100 μΩ para instalaciones nuevas y por debajo de 150 μΩ para interruptores en servicio. Los valores superiores a 200 μΩ indican erosión o contaminación de los contactos que requieren la sustitución del interruptor.
Las pruebas de temporización mecánica de los VCB verifican el tiempo de recorrido de los contactos utilizando equipos de grabación de alta velocidad, con valores típicos que oscilan entre 40-60 ms para las operaciones de cierre y 20-35 ms para las operaciones de apertura a tensión nominal. De acuerdo con la cláusula 6.111 de IEC 62271-100, los interruptores automáticos de vacío deben demostrar tiempos de operación mecánica consistentes dentro de una tolerancia de ±5 ms a lo largo de 10 operaciones consecutivas en condiciones sin carga.
La integridad del interruptor en vacío afecta directamente a la capacidad de interrupción del arco. Las pruebas de campo emplean pruebas de resistencia a alta tensión a 80% de la tensión nominal de resistencia a impulsos de rayo (normalmente 75 kV para VCB de clase 12 kV) a través de contactos abiertos. Las pruebas de tensión soportada de frecuencia de potencia aplican 42 kV durante 1 minuto en interruptores de clase 12 kV.
Funcionamiento diferencial del transformador (87T) durante la irrupción
Cuando las corrientes de cortocircuito se aproximan a la capacidad de interrupción nominal del VCB (a menudo 25-40 kA para aplicaciones de media tensión), los transformadores de corriente con carga superior a su secundaria nominal de 15 VA a 5 A pueden saturarse, distorsionando la precisión de la medición del relé y provocando un funcionamiento incorrecto del relé diferencial.
La saturación del TC en un devanado crea una falsa corriente diferencial durante los transitorios de irrupción. Los relés multifunción modernos bloquean transversalmente los elementos diferenciales con restricción de armónicos para evitar su funcionamiento. Las características diferenciales porcentuales deben configurarse con 20% pendiente 1 y 50% pendiente 2 según las recomendaciones de IEC 60255-187 para aplicaciones de transformadores.
Vida útil de los contactos
Cada falta pasante (falta más allá del transformador, despejada por el interruptor aguas abajo) tensa los contactos del VCB. Para más información sobre el mantenimiento de los contactos, consulte https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker-parts/ especificaciones.
Una sola interrupción a 25 kA consume aproximadamente 10 operaciones mecánicas equivalentes en erosión de contacto. Los contactos de CuCr (cobre-cromo) toleran profundidades de erosión de hasta 2-3 mm antes de que sea necesaria su sustitución. Mida el grosor del contacto con calibres de precisión y compárelo con las nuevas dimensiones del contacto registradas durante la instalación.
Los VCB que funcionan a 12 kV con valores nominales de interrupción de 25 kA deben cerrar los contactos en 50-80 ms según los requisitos de la norma IEC 62271-100. Los retrasos superiores a 100 ms sugieren que el mecanismo del actuador se está atascando o que la energía de carga del muelle es insuficiente (normalmente se requiere una energía almacenada de 200-300 J).
Para una guía de selección completa sobre las especificaciones de los disyuntores compatibles con la protección, consulte https://xbrele.com/vcb-rfq-checklist/ requisitos técnicos.
Referencia de la autoridad externa: IEEE Power System Relaying and Control Committee proporciona guías de aplicación detalladas para la coordinación de la protección de transformadores en https://www.ieee.org/.
Contexto del problema
Una planta industrial con tres transformadores sumergidos en aceite de 1600 kVA experimentó 12 disparos molestos a lo largo de seis meses durante las secuencias normales de energización. Cada disparo afectó en cascada a los disyuntores de los alimentadores de 33 kV aguas arriba, provocando cortes de 15 minutos en toda la instalación que afectaron a las líneas de producción.
Resultados de la investigación
La resolución sistemática de problemas reveló cuatro causas fundamentales:
Aplicación de la solución
Resultado a los 18 meses
Cero disparos molestos durante el periodo de supervisión de 18 meses posterior a la implantación. Los datos del registrador de fallos confirmaron el mantenimiento de un tiempo de despeje <80 ms para los fallos de paso reales durante las pruebas de mantenimiento programadas. Las mediciones de resistencia de contacto se mantuvieron por debajo de 120 μΩ, lo que indica que no se aceleró la erosión de las operaciones de disparo molestas anteriores.
La discriminación de irrupciones separa las subestaciones fiables de las pesadillas de mantenimiento. La diferencia radica en la selección coordinada de TC, el ajuste del algoritmo del relé y el modelado realista de las condiciones de campo que tiene en cuenta la temperatura ambiente, las corrientes de carga de los cables y las variaciones estacionales de las corrientes de entrada.
XBRELE combina la ingeniería de protección con https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker-manufacturer/ diseño: nuestros ingenieros de aplicaciones preconfiguran los paquetes de relés VCB para su uso en transformadores, incorporando restricciones de segundo armónico, pruebas de resistencia a fallos pasantes y protocolos de ajuste estacional.
Solicite un estudio de coordinación de la protección: Envíe los valores nominales de los transformadores, los niveles de fallo y los modelos de relés existentes. Reciba las curvas tiempo-corriente, los cálculos de tamaño de los TC y los archivos de configuración en un plazo de 72 horas.
Los resultados incluyen:
P1: ¿Qué porcentaje de segundo armónico debe activar la limitación de irrupción en los relés de protección VCB?
R: Ajuste la captación de restricción de armónicos entre 15-20% de corriente fundamental, con 18% proporcionando un equilibrio óptimo para la mayoría de los transformadores de distribución. Los umbrales más bajos (12%) corren el riesgo de bloquear la detección de fallos legítimos, mientras que los ajustes más altos (25%+) pueden no contener las condiciones de irrupción de saturación profunda.
P2: ¿Cuánto suele durar la corriente de irrupción del transformador con la conmutación del disyuntor de vacío?
R: En la mayoría de los transformadores de distribución, el pico de corriente de irrupción disminuye de 8-12 veces la corriente nominal a menos de 3 veces en 0,3-0,5 segundos, aunque la corriente magnetizante residual persiste durante 2-4 segundos. Las temperaturas ambiente frías por debajo de 0 °C prolongan la duración a más de 2,5 segundos debido al aumento de la viscosidad del aceite.
P3: ¿Qué intervalo mínimo de coordinación temporal evita falsos disparos entre los VCB ascendentes y descendentes?
R: Mantenga un intervalo de tiempo de coordinación (CTI) de 0,3-0,4 segundos entre las zonas de protección para tener en cuenta el tiempo de funcionamiento del VCB (40-80 ms), la sobrecarrera del relé y los errores de medición del TC. Las condiciones de campo con sistemas de cables o variaciones frecuentes de temperatura suelen requerir un margen de 0,4 segundos.
P4: ¿Por qué se disparan los VCB durante la energización del transformador incluso con los ajustes de relé correctos?
R: La saturación del TC durante la irrupción de gran magnitud (>1500 A primario para TC de 150/5 A con ALF=10) distorsiona las formas de onda secundarias, reduciendo el contenido visible de segundos armónicos por debajo del umbral de restricción del relé. Esto hace que el relé interprete la irrupción saturada como una condición de fallo.
P5: ¿Qué clase de precisión de TC se requiere para una protección diferencial de transformador fiable con VCB?
R: La clase 5P10 (IEC) o C200 (IEEE) son especificaciones mínimas, pero la clase PX con tensión de punto de inflexión superior a 2× corriente de defecto máxima × carga secundaria total proporciona un rendimiento superior. Calcule el punto de inflexión requerido como Vk ≥ 2 × Ifault × (RCT + Rlead + Rrelay).
P6: ¿Se puede utilizar el autocierre de forma segura en alimentadores de transformadores protegidos por disyuntores de vacío?
R: La reconexión automática requiere un tiempo muerto mínimo de 10 segundos para permitir que el flujo del núcleo decaiga por debajo del remanente 10%; de lo contrario, la irrupción de la segunda energización puede superar la magnitud inicial y provocar disparos repetidos. La mayoría de las aplicaciones de alimentadores de transformadores desactivan por completo la reconexión automática.
P7: ¿Cómo afecta la erosión de los contactos en los interruptores VCB al rendimiento de la protección del transformador?
R: Una resistencia de contacto superior a 200 μΩ (medida con un equipo de prueba DLRO) aumenta el calentamiento del I²R y la energía del arco durante la interrupción, lo que puede prolongar el tiempo de despeje entre 10 y 20 ms y reducir la capacidad de resistencia a través de fallos. Sustituya los contactos cuando la profundidad de erosión supere los 2 mm o los límites especificados por el fabricante.
