REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA SAN JOAQUÍN DE TURMERO SISTEMA DE PROTECCIONES Profesor(a): Ing. Oscar Montilla Autor(a): Franko Manganiello CI: 26.369.393 INTRODUCCION El presente estudio tiene como objetivo principal el investigar e instruir acerca de los fundamentos básicos relacionados a los diferentes métodos y dispositivos de protección eléctrica para salvaguardar los sistemas eléctricos de potencia (SEP). Haciendo énfasis en los equipos de protección diferencial y sus múltiples formas de ejercer una acción de control basada en los diferentes flujos de corriente, según sus especificaciones o la parte del sistema eléctrico que se desea proteger. De igual forma, se destacan las protecciones mecánicas de los transformadores de potencia las cuales deben su funcionamiento al proceso de medición de las características fisicoquímicas de los equipos, como lo son el nivel de gas y agua, la viscosidad del aceite dieléctrico, el grado de acidez, etc. Cabe destacar, la importancia de realizar un análisis de las propiedades eléctricas y físicas, ante la selección de dispositivos para poder diseñar un sistema de protecciones orientado a interrumpir y mitigar los efectos de los fenómenos eléctricos como la sobreexcitación y las corrientes de arranque en máquinas síncronas y transformadoras que pueden generar fallas o perturbaciones mayores que atentan contra la vida de los equipos y el sistema. INDICE Contenido 1. Señalar y analizar la característica y función de la Protección Diferencial Indicar el número que identifica esta protección, según norma ANSI/IEEE. ... 4 2. Características de Selectividad y Tiempo de Actuación en Protecciones Diferenciales.................................................................................................... 7 3. Analizar protección diferencial de barras (87B). Protección Diferencial de Barra de Alta Impedancia. ......................................................................................... 9 4. Protección Diferencial en Transformadores. ........................................... 13 5. Corriente de arranque (Inrush) y de sobre-excitación en Protecciones Diferenciales de Transformadores. ............................................................... 14 6. Métodos para evitar falsos disparos ....................................................... 16 7. Protecciones Mecánicas de Transformadores Monitoreo Gas/Aceite .... 18 8. Temperatura ........................................................................................... 20 10. Análisis fisicoquímico y cromatógrafico de los aceites Dieléctricos. .... 21 PROTECCIONES DIFERENCIALES (PD) 1. Señalar y analizar la característica y función de la Protección Diferencial Indicar el número que identifica esta protección, según norma ANSI/IEEE. Una Protección Diferencial es un dispositivo electromagnético, identificado con el numero 87 según las normativas ANSI/IEEE, dedicado a resguardar la integridad de un sistema eléctrico de corriente alterna. El principio de funcionamiento de todas las protecciones diferenciales se basa en la comparación entre la corriente de entrada y la de salida, en una zona comprendida entre dos transformadores de medida. Si la corriente que entra en la zona protegida no es la misma que la que sale significará que existe algún defecto, por consiguiente circulará una determinada intensidad por el relé provocando el disparo del mismo. Una forma más fácil de comprender su funcionamiento es recordando la primera ley de Kirchhoff, que dice que “la suma vectorial de todas las intensidades que llegan a un nudo debe ser cero”. Si se considera el elemento que hay que proteger como un nudo y se instalan transformadores de intensidad en cada una de las entradas/salidas (2,3,..n) la protección diferencial puede ser un simple relé de sobre intensidad que ordene disparo en el momento que esta suma no sea cero, lo que equivale a una falta interna. Por lo tanto se podría decir que, las protecciones diferenciales constituyen sistemas de protección absolutamente selectivos (cerrados), en los cuales la operación y selectividad dependen únicamente de la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos de la zona protegida. Además, tal y como se muestra en la ilustración anterior, la protección diferencial se característica por estar definida en tres rangos de valores: Zona 1: Corresponde a una mínima corriente diferencial ∆I1 que representa el error producido por la corriente de magnetización (Ib) que aparece cuando aumenta la tensión de forma repentina. Zona 2: Corresponde a una pendiente característica que considera el error producido por las relaciones de transformación de los transformadores de corriente ∆I2. Definido por la pendiente K1. Zona 3: Representa el error debido a la saturación de los transformadores de corriente. Definido por la pendiente K2 Como se ha podido ver, cada zona está destinada a representar un determinado valor característico de corriente diferencial (diferencia entre la corriente I1 e I2) que de forma individual no debe influir en el correcto funcionamiento del equipo de protección y por lo tanto deben permanecer con una magnitud menor a la corriente de operación Iop. De no ser, las variantes antes mencionadas generaran perdidas en selectividad y seguridad. La única magnitud que debe tomar en cuenta la protección diferencial para ejercer o no una acción de interrupción, es la suma de estas tres corrientes y su ajuste para que no efectúe una falsa operación. Cabe destacar que, las protecciones diferenciales pueden ser clasificas según la función que cumplan dentro del sistema. Existen: 1. Protección diferencial de Línea (87L): Se utiliza para protección, control y supervisión de líneas y cables aéreos en todo tipo de redes, la 87L se puede utilizar hasta los niveles de tensión más altos. Es adecuado para protección de líneas con carga elevada y líneas con varias terminales en las que los requisitos de disparo sean de uno, dos y/o tres polos, la 87L también es adecuado para protección de alimentación por cable de bloques generadores. 2. Protección diferencial de Transformador (87T): Este tipo de relevadores de protección, opera con la diferencia entre las corrientes entrantes y salientes del elemento protegido y emplea el más positivo principio selectivo. Su principio de operación es similar al de un relevador de sobrecorriente electromecánico, tipo inducción. Su zona de operación está restringida por la posición de los transformadores de corriente. 3. Protección Diferencial de barras colectoras (87B): Las fallas internas en barras colectoras ocurren muy esporádicamente y generalmente son de una de las fases a tierra, estas fallas, tienden a ser muy severas en lo que respecta a daño producido en el punto de falla. El relevador diferencial se conecta a los circuitos secundarios de los transformadores de corriente situados a ambos lados del elemento a proteger y se basa en el principio de comparación de la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y salen de una determinada zona de operación. 2. Características de Selectividad y Tiempo de Actuación en Protecciones Diferenciales. Los relés diferenciales son regulables tanto en sensibilidad como en tiempo de actuación. Pueden regularse desde 0,3 a diez amperes y de actuación instantánea y/o temporizada. Esta es una característica importante, ya que una gran parte de los disparos intempestivos en una instalación es debido a una falta de coordinación de selectividad entre las protecciones diferenciales. Con objeto de que un fallo o defecto no deje fuera de servicio a totalidad de la instalación, debe de actuar la protección diferencial más próxima al punto de defecto y que no lo haga cualquier otro dispositivo situado en otro punto de la instalación, para ello es necesario coordinar las protecciones diferenciales con 3 reglas básicas esenciales que garanticen una perfecta coordinación Selectividad Amperimetrica: Esta condición debe cumplir que el valor de sensibilidad del diferencial conectado aguas arriba (I∆1) sea mayor del doble de la sensibilidad del diferencial conectado aguas abajo (I∆2). Por ejemplo, un diferencial con una sensibilidad de 30 mA (I∆2) podríamos disponer un diferencial de 100 mA (I∆1) o superior aguas arriba. En caso de producirse una fuga a tierra superior a cualquiera de los interruptores diferenciales del circuito, no se puede garantizar cuál accionará primero, con lo que la selectividad seria solo parcial. Según las normas (IEC 61008, 61009 y 60947-2), un diferencial debe actuar para fugas superiores a IΔn y no actuar para fugas inferiores a IΔn/2. Por lo tanto, la sensibilidad nominal de la protección diferencial aguas arriba debe ser al menos dos veces superior a la de aguas abajo: IΔn (disp. A) > IΔn (disp. B) x 2. Selectividad Cronométrica: Esta condición debe garantizar que una protección diferencial conectada aguas arriba (disp. A) no actué antes que un diferencial de aguas abajo (disp. B) para un defecto aguas debajo. Por lo tanto se dice que, el tiempo total de funcionamiento tf del interruptor diferencial situado aguas abajo, sea menor que el tiempo límite de no respuesta tr del interruptor diferencial situado aguas arriba, para cualquier valor de corriente. Esto es: 𝒕𝒓 (𝑨) > 𝒕𝒇 (𝑩) Los tiempos de respuesta deben mantenerse bajo los tiempos límites de seguridad. Conjuntamente con la selectividad amperimétrica conseguiremos una selectividad total. Selectividad de tipo: Para garantizar la selectividad vertical, el tipo o clase de diferencial aguas arriba debe ser superior o igual del diferencial instalado aguas abajo. La norma internacional IEC 60755 define cuatro tipos de diferenciales para aplicaciones en corriente alterna. Estos tipos, definidos en función de las corrientes de fuga previstas, se conocen como: Diferenciales Tipo AC, Tipo A, Tipo F y Tipo B. 3. Analizar protección diferencial de barras (87B). Protección Diferencial de Barra de Alta Impedancia. Una de las aplicaciones de la protección diferencial es la de proteger las barras de una subestación, donde las fallas normalmente suelen ser bastante severas debido a la cantidad de circuitos que se desconectan y comprometen a la estabilidad del sistema. Dada a su selectividad inherente, pueden ajustarse de modo que despeje la falla rápidamente a fin de evitar mayores daños y un compromiso mayor con las instalaciones Para este caso, la protección diferencial compara el total de corriente que entra a una barra con el total de corriente que sale de esta, tanto en términos primarios como secundarios. En la siguiente figura se ilustra lo anteriormente mencionado, mostrándonos un esquema diferencial de una subestación a cuya barra llegan cinco líneas, donde se puede apreciar que si todos los TT / CC tienen la misma razón de transformación (50/5, en este caso) y se conectan de acuerdo con la figura; la suma de las corrientes que entran y salen de la barra es cero, la corriente por el relé R es igual a cero. En condiciones ideales, en el estado de normalidad de sistema, al comparar la corriente que entra con la que sale, se observa que son iguales, como en consecuencia, el diferencial de corriente es cero, aplicando para ello el principio de la ley de Kirchhoff que establece que la sumatorias de corrientes que entran a un nodo debe ser igual a la sumatoria de corriente que salen de esta como se ve en este esquema. En el caso de ocurrir una falla en la barra se romperá el equilibrio y el relé dar orden de abrir a todos los interruptores de ésta, debido a que la suma de las corrientes es distinta de cero, siendo este valor la corriente de falla. En cambio, presentarse una falla externa a la zona en el que se protege, la suma de las corrientes secundarias que entran y salen de un nodo es cero. Como en la realidad la condición ideal no existe, tenemos que la corriente diferencial ante la ocurrencia de fallas externas es distinta de cero debido a los errores que se relacionan a los transformadores de corriente (Los TCs no tienen la misma relación de transformación). La condición ideal para las protecciones diferenciales de barra consiste en la linealidad de los TC‟s, es decir estos reflejan en el lado secundario exactamente lo que ocurre en el lado primario, conservando la relación de transformación del TC. Esquema de Falla Externa Esquema de Falla Interna En algunas barras y líneas cortas de transmisión, la protección diferencial está constituida por un relé de sobrecorriente tipo disco de inducción, ajustado en un tap de 4 A, con lever lo más bajo posible para lograr una operación rápida. En subestaciones importantes donde se requieren tiempos muy cortos de despeje, se usan elementos de alta velocidad y muy sensibles, tales como: relés del tipo telefónico, polarizados o de estado sólido. Por otra parte el arreglo de alta impedancia para las barras tiende a forzar que cualquier corriente diferencial incorrecta circule a través de los TCs en lugar de que lo haga a través de las bobinas de operación del relé. Así se evita la mala operación por fallas externas o para condiciones de sobrecarga cuando las corrientes secundarias de todos los TCs no sean las mismas a causa de las diferencias en las características de magnetización. La protección de alta impedancia consiste básicamente en una unidad que genera un disparo en la tensión del circuito diferencial, de alta velocidad (casi instantáneo) y es diseñada para operar de forma selectiva, incluso cuando se saturen uno o más transformadores. Dicha unidad se ajusta calculando el voltaje máximo en los terminales del relé para una falla externa, tomando en cuenta la corriente máxima de falla primaria, la resistencia de los devanados secundarios, la resistencia de las conexiones secundarias, y las relaciones de transformación de los TCs. Está conformado por un circuito LC que permite fácilmente el paso de corriente a frecuencias de 60 Hz y tiene una alta impedancia que impide el paso de los armónicos de corriente. Este circuito se encuentra en serie con el relé de sobre voltaje. Ante la ocurrencia de fallas externas, la corriente diferencial es igual a la sumatoria de corrientes de los TC que no están saturados menos la corriente del TC saturado que no es más que la corriente de falla, que suele ser de baja magnitud. En la siguiente figura podemos observar este caso, que para la peor condición, que es cuando el TC asociado al circuito de falla se satura y los otros no, su reactancia magnetizante se reduce, aumenta la corriente de excitación y su corriente secundaria disminuye. Esto conlleva a una tensión producto de la resistencia total del TC saturado más la resistencia de los cables desde el TC al relé y la corriente de falla secundaria. Al ocurrir una falla fuera de la malla de I3, la corriente diferencial será igual a la suma de las corrientes secundarias de los trasformadores uno y dos menos la corriente secundaria del transformador tres: 𝑖𝑑 = 𝐼1 + 𝐼2 − 𝐼3 𝐼𝑑 = 𝐼1 𝐼2 𝐼3 − 𝑖𝑒1 + − 𝑖𝑒2 − ( − 𝑖𝑒3) 𝑅𝑇𝐶 𝑅𝑇𝐶 𝑅𝑇𝐶 Si en el caso que los TC‟s fueran ideales y no se saturaran, la corriente diferencial sería cero, ya que las corrientes de excitación son despreciables y la suma de las corrientes primarias seria cero, pero en la realidad no es así. Para el caso de saturación solo del transformador 3, la corriente secundaria del TC es totalmente nula, la corriente de excitación de los otros TC‟s tiende a cero, se tiene: 𝐼𝑑 = 𝐼1 𝐼2 𝐼3 − 𝑖𝑒1 + − 𝑖𝑒2 − ( − 𝑖𝑒3) 𝑅𝑇𝐶 𝑅𝑇𝐶 𝑅𝑇𝐶 El cual la tensión diferencial se expresa de la siguiente forma: 𝑉𝑑 = (𝑅 ∗ 𝑝 + 𝑅𝑠) ∗ 𝐼𝑓 𝑅𝑇𝐶 El término de resistencia R viene multiplicado por un factor 𝑝 que indica el tipo de falla que se desarrolla, si la falla es monofásica a tierra el valor 𝑝 = 2 y si es trifásico a tierra el valor de 𝑝 = 1. Al estudiar esta condición de falla externa, que es la peor, se garantizará la operación del relé solo ante la presencia de falla interna, cuando se supere el valor de voltaje de ajuste Vd. Ahora bien, para el caso de una falla interna la corriente diferencial es distinta de cero, lo que genera que la caída de tensión en el relé de alta impedancia sea grande, haciendo que el relé opere. La caída de tensión ante fallas internas es mayor que en fallas externas, por eso se tiene un varistor de óxido de metal en paralelo con el relé, con el fin de controlar los altos niveles d tensión que podrían dañar el relé al ocurrir una falla interna. Para proteger al relé ante altas corrientes, se coloca un relé de sobrecorriente, para que este no opere ante fallas externas máximas y si lo haga para la ocurrencia de fallas internas como se muestra en la figura anterior. La sumatoria de las corrientes secundarias de los circuitos en cuestión y el voltaje diferencial para este caso es: 𝑖𝑑 = 𝐼1 + 𝐼2 + 𝐼3 𝑉𝑑 = 𝑖𝑑 ∗ 𝑧𝑟 = 𝑖𝑓 ∗ 𝑧𝑟 4. Protección Diferencial en Transformadores. El principio de funcionamiento de esta protección diferencial en transformadores, es de la comparación de las corrientes entre en lado del voltaje primario y el lado secundario del transformador. Cuando el funcionamiento es normal, las corrientes del secundario del transformador se diferencian unas con otras, pero cuando se origina una falla o corriente diferencial (Id), se produce el fallo interno en el transformador y se acciona la protección. La protección diferencial en transformadores consiste en despejar las fallas que se originen en los contactos de los bobinados del transformador cuando se pierde parte del aislamiento del mismo, también puede ser producido en el cambiador de tomas, en el núcleo y en los terminarles de las conexiones del cableado de control. La protección diferencial para transformadores se denota con la terminología ANSI 87T y es utilizado frecuentemente en transformadores de potencia de 10 MVA en adelante. 5. Corriente de arranque (Inrush) y de sobre-excitación en Protecciones Diferenciales de Transformadores. a) Corriente de Arranque (Inrush): La corriente de conexión o también conocida como Inrush, aparece como picos transitorios de corriente al energizar el transformador sin carga a causa de la magnetización del núcleo magnético. Al conectar el transformador de potencia circula una intensidad de cierre (Inrush) con componente de corriente continua ya que el flujo de intensidad no se puede alterar bruscamente. Para transformadores de gran potencia, se tiene una constante de tiempo de la componente DC que puede alcanzar varios segundos y su valor pico puede ser muy elevado, lo que pone en riesgo la vida útil del transformador. Así mismo, la Inrush se presenta en las tres fases del transformador como una intensidad diferencial de 5 a 8 veces la nominal la cual, al fluir por tan solo uno de los bobinados del transformador, ocasionaría elevadas temperaturas en el conductor que atentan contra la vida y buen funcionamiento del equipo. Por estas razones, actualmente se emplean diferentes tipos de protecciones diferenciales para reducir el efecto de la Inrush en los transformadores; sin embargo dichas corrientes también pueden llegar a tener efectos en la protección si estas no son seleccionadas adecuadamente según el caso: El Inrush tiene gran componente DC que puede saturar los transformadores de corriente para la medición de las protecciones diferenciales. Esto ocasiona una perdida en cuanto a seguridad. Los elevados niveles de corriente diferencial ocasionados por la Inrush pueden llegar a producir en ocasiones un disparo intempestivo. b) Sobre-Excitación: La sobreexcitación aparece cuando se detectan valores altos no admisibles en la inducción del transformador, produciendo intensidades de magnetización elevadas y una sub-frecuencia que ocasionan altas pérdidas en el núcleo y un incremento importante del Inrush. La sobreexcitación se origina a causa del desacoplamiento de red, la respuesta de regulación de tensión y frecuencia es lenta o el desequilibrio de potencias es elevado. El transformador puede operar con un cierto grado de sobretensión cuando va acompañado de un aumento de frecuencia. Esta inducción se detecta directamente por la evaluación de la relación: ∅=𝑘∗ 𝑈 𝑓 Los transformadores de generador están especialmente sujetos a la sobreexcitación ya que dichos transformadores están conectados directamente a los terminales del generador. Las condiciones de voltaje y frecuencia en los terminales del generador están sujetas a variaciones de voltaje y frecuencia, especialmente durante el arranque del generador. Cabe destacar que, al igual que para el caso anterior, esta condición de sobre-excitación tiene efectos negativos tanto en el equipo como en la protección diferencial: Desequilibrio de las corrientes aplicadas al relé (en comparación con las corrientes esperadas cuando el flujo de potencia). La operación de retransmisión diferencial causada por la sobreexcitación podría causar confusión en las investigaciones posteriores a la perturbación. Cuando se producen condiciones de sobreexcitación, el núcleo del transformador se satura y se produce una acumulación de calor con eventuales daños 6. Métodos para evitar falsos disparos 1) Bloqueo en Energización: Se bloquea la operación del relé en el momento de energizar al transformador de potencia, a través de una señal de posición del interruptor que alimenta al transformador que depende de la presencia de voltaje y corriente. El tiempo de bloqueo debe ser ligeramente mayor al que permanece la corriente Inrush. Sin embargo, debido a que es muy difícil predecir este tiempo y considerando que es variable en cada energización, este método no es suficiente y poco práctico para evitar la operación en falso de la protección, además se deja de proteger al transformador en el tiempo que se bloquea la protección diferencial. 2) Bloque por la Segunda Armónica: La forma de onda de la corriente Inrush, contiene una proporción de armónicas, las cuales aumentan en su magnitud en la medida que el valor pico de la densidad del flujo sea más alto, y se encuentre dentro de la curva de “Inrush”. La onda típica de la corriente Inrush, contiene una cantidad significativa de segundas y terceras armónicas, donde representan a veces el 63 y 26,8% respectivamente con respecto a la fundamental. Este contenido de segunda armónica con respecto a la fundamental es de 30% ó más en el primer ciclo de la corriente Inrush, que en la corriente de cortocircuito, lo cual es usado para identificar la presencia del fenómeno Inrush y prevenir la operación del relé, su principal desventaja es que es poco o nada efectivo cuando las corrientes Inrush presentan un contenido armónico distinto a las características esenciales esperadas, es decir que sea de carácter simétrico como las corrientes de cortocircuito. 3) Bloqueo por Distorsión en la Forma de Onda: Otro método para discriminar corrientes por fallas internas de corrientes Inrush, es identificar el tipo de distorsión que se presenta en la forma de onda de la corriente diferencial. Cuando se presenta una corriente diferencial debido al fenómeno Inrush, la corriente es totalmente asimétrica y el intervalo de tiempo en el cual se presentan los picos de la onda, es mucho mayor al intervalo de tiempo para una falla interna. La corriente diferencial es comparada con un límite positivo y uno negativo de igual magnitud, los cuales son definidos desde el diseño del relé, el intervalo de tiempo en el cual la onda pasa consecutivamente por los límites, es una indicación de la forma de onda. Este intervalo de tiempo en la onda es comparado con un cuarto de ciclo, de manera que si T es mayor a un cuarto de ciclo, se asume una corriente Inrush y el relé se bloquea, si T es menor a un cuarto de ciclo, el relé opera, como se muestra en la figura anterior. 4) Protección contra la sobreexcitación (24T): La excitación sirve para detectar una inducción Protección alta no de sobre admisible en transformadores y para protegerlos contra una sobrecarga térmica muy alta. Esta inducción se detecta directamente por evaluación de la relación U/f (también denominado Protección Volt/Hertz). Una sobretensión produce intensidades de magnetización elevadas y una sub-frecuencia produce altas pérdidas de remagnetización. La función de protección se relaciona exclusivamente a las magnitudes primarias del objeto a proteger. Una divergencia entre la tensión nominal primaria del transformador de tensión y el objeto a proteger se corrige automáticamente. Se compara los valores calculados de la relación U/f medida con el valor umbral y la característica térmica definida por el usuario. Dependiendo de la característica se genera, después de un tiempo determinado, una señal de salida térmica. Para conseguir un ajuste optimo, los equipos numéricos ofrecen al usuario la posibilidad de definir la característica de disparo introduciendo 8 pares de valores de sobreexcitación, tiempo en el rango de 100 a 150% de V/Hz nominal. 7. Protecciones Mecánicas de Transformadores Monitoreo Gas/Aceite La protección del transformador de potencia se realiza con dos tipos diferentes de dispositivos, a saber, los dispositivos que son midiendo las cantidades eléctricas afectando el transformador a través de los transformadores de instrumentos y los dispositivos que indican el estado de las cantidades físicas en el transformador mismo. A continuación se describen los dispositivos de protección que normalmente se entregan como parte de la entrega del transformador de potencia. 1) Relé para Presión Súbita: Esta protección detecta una repentina tasa de aumento de presión dentro de la caja de aceite del cambiador de tomas. Muchos transformadores de potencia con un cambiador de tomas en el tanque tienen una protección de presión para el compartimiento de aceite del cambiador de tomas separado. Cuando la presión en frente del pistón supera la fuerza contraria del resorte, el pistón se moverá operando los contactos de conmutación. El micro interruptor dentro de la unidad de conmutación está herméticamente sellado y presurizado con gas nitrógeno. 2) Dispositivo de monitoreo de nivel de aceite: Los transformadores con conservador (es) de aceite (tanque de expansión) a menudo tienen un monitor de nivel de aceite. Por lo general, el monitor tiene dos contactos para alarma. Un contacto es para la alarma de nivel de aceite máximo y el otro para la alarma de nivel de aceite mínimo. El termómetro de aceite superior tiene una bombilla termómetro líquido en un bolsillo en la parte superior del transformador. El termómetro mide la temperatura superior del aceite del transformador. El termómetro de aceite superior puede tener de uno a cuatro contactos, que se cierran secuencialmente a una temperatura sucesivamente más altos. 3) Rele de Buchholz: Es un detector mecánico de fallas para transformadores sumergidos en aceite, este se coloca en la tubería entre el tanque principal del transformador y el conservador de aceite. Una protección típica de Buchholz comprende un flotador pivotado (F) y una paleta pivotada (V) como se muestra en la figura. El flotador lleva un interruptor de mercurio y la paleta también lleva otro interruptor de mercurio. Normalmente, la carcasa está llena de aceite y los interruptores de mercurio están abiertos. Aquí se supone que ocurre una falla menor dentro del transformador. Los gases producidos por fallas menores se elevan desde la localización de fallas en la parte superior del transformador. Luego las burbujas de gas pasan por la tubería hacia el conservador. Las burbujas de gas se extraerán en la carcasa de la protección Buchholz. A medida que descienda el nivel de aceite, seguirá el flotador (F) y el interruptor de mercurio se inclinará y cerrará un circuito de alarma 8. Temperatura 1) Termómetro Aceite: Es un medio de control de la temperatura del aceite en su franja más caliente, es decir, en la superficie interior de la tapa del transformador permitiendo, al mismo tiempo, conocer su estado de carga. La incorporación de un circuito de alarma (aguja azul) y un circuito de disparo (aguja roja) facilitan el control de la temperatura del aceite cuando llega a alcanzar valores peligrosos. Es preciso utilizar relés auxiliares en los circuitos de alarma y disparo del termómetro, debido a que las capacidades de corte de sus contactos son pequeñas. 2) Termómetro Devanado: Se supone que estos dispositivos indican el punto más caliente en el devanado basado en las pruebas de funcionamiento térmico de los fabricantes. Los termómetros de temperatura de bobinado funcionan igual que el termómetro de aceite superior, excepto que la bombilla está en un termómetro separado cerca de la parte superior del tanque. Una bobina calefactora tipo cable se inserta o envuelve alrededor del pozo del termómetro que rodea la bombilla sensible a la temperatura. 9. Análisis de Protección Masa-Cuba Cuando existe un defecto de aislamiento entre las partes activas del transformador y la cuba, si se encuentra está conectada a tierra, se produce una descarga eléctrica entre la parte con defecto de aislamiento y la cuba del transformador. Como la cuba debe estar siempre conectada a una tierra franca mediante un conductor, para la protección del personal, aislándola de otro posible contacto con tierra que no sea el conductor de puesta atierra, cualquier intensidad de descarga a la cuba del transformador tendrá que pasar forzosamente por este, por tanto, si hacemos pasar el conductor de puesta a tierra por un transformador de intensidad toroidal, la intensidad que recorra el conductor, generara una intensidad inducida en el transformador toroidal, que podremos utilizar para excitar un relé de sobreintensidad instantánea. 10. Análisis fisicoquímico y cromatógrafico de los aceites Dieléctricos. El aceite dieléctrico de un transformador cumple principalmente dos funciones: servir como aislante eléctrico y como medio refrigerante. Los aceites minerales utilizados como aislantes eléctricos proceden de la destilación fraccionada del petróleo bruto y están constituidos por una mezcla de hidrocarburos que le confieren unas propiedades físicas y químicas adecuadas. Esta mezcla se somete a un proceso de refinado para eliminar los compuestos inestables y corrosivos, además de cierto tipo de hidrocarburos. El constituyente principal es el carbono (del 83 al 87%) y el hidrógeno (del 11 al 14%). En concreto, el aceite mineral aislante nuevo utilizado por HCDE en sus transformadores de potencia se trata de un aceite mineral puro, ligero, de naturaleza nafténica o parafínica. De base muy refinada y muy resistente a la oxidación, fabricado con bases tratadas que aseguran la ausencia de materias sólidas, compuestos polares y productos precipitables a bajas temperaturas. Al mismo tiempo, el aceite a reunir las siguientes características físico‐ químicas: Viscosidad: Influye sobre la capacidad del aceite para evacuar el calor generado en los devanados y el núcleo y sobre las propiedades de impregnación del papel aislante y otros materiales sólidos. Punto de Congelación: Es la temperatura más baja a la cual fluye el aceite. Conviene que sea lo más bajo posible para evitar la solidificación de parafinas, que reducen considerablemente la viscosidad Contenido de Agua: El agua puede estar presente en un aceite en forma disuelta o de emulsión, produciendo en ambos casos, y muy principalmente en el último, una disminución de la rigidez dieléctrica, un aumento de las pérdidas dieléctricas y una aceleración de la degradación del papel aislante. Tensión de ruptura dieléctrica: La tensión de ruptura viene medida por la tensión necesaria para saltar un arco entre dos electrodos situados en el seno del aceite en unas condiciones normalizadas. La cromatografía de los gases presentes en el aceite dieléctrico es una técnica empleada con bastante éxito para el diagnóstico predictivo de fallas en los transformadores. Esta técnica se ha soportado en el estudio de casos con transformadores que han fallado, transformadores con fallas incipientes, simulaciones de laboratorio y modelos estadísticos, que han conducido a establecer correlaciones entre el tipo de falla y los gases generados en los transformadores, asociados a dicha falla. La utilización del análisis de gases disueltos se basa en el rompimiento de las moléculas de hidrocarburos en el aceite, debido a la presencia de alguna falla de tipo térmico o eléctrico. Los gases como el hidrogeno (H2), el Oxigeno + Argón (O2 +A) y/o el nitrógeno (N2) producidos por este rompimiento pueden ser detectados y analizados en una muestra de aceite. De esta manera fallas como la ionización, arco eléctrico, sobrecalentamiento y pirolisis de la celulosa pueden ser detectadas con anterioridad a otros síntomas Video Análisis de esta investigación: https://youtu.be/pzWV34HdHpI CONCLUSION El sistema eléctrico se divide en generación, transporte y distribución. En cada una de estas partes podrán encontrarse distintos elementos que permiten el correcto funcionamiento de la red eléctrica. Estos elementos han de tener una protección que permita cumplir con los principios del SEP: Seguridad de la red. Seguridad de las personas. Calidad de la energía eléctrica. Continuidad y estabilidad de la red. En los pasajes anteriores de esta investigación, se ha podido observar y detallar la forma en que las protecciones diferenciales y mecánicas buscan cumplir con estos principios por medio de un correcto funcionamiento debido al ajuste adecuado y supervisión de los ingenieros especializados. Sin embargo, estos ingenieros deben tener cierto nivel de conocimiento y responsabilidad, debido a que en el cálculo de protecciones eléctricas (en especial protecciones diferenciales) no existe margen de error al momento de la selección de equipos, pues esto puede conllevar a perdidas en la selectividad y/o seguridad del sistema, atentando contra la vida del sistema y de las personas. Otro de los retos, tanto para la actual como para la futura generación de ingenieros eléctricos, es mantener su conocimiento a la vanguardia de las nuevas tecnologías (software y hardware de protección avanzados) pues el aprendizaje es un proceso continuo y perpetuo, mientras la humanidad siga buscando medios para resolver hasta la más mínima falla. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Schneider (2021): Transformadores de baño de aceite. 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