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- 1. 1 A2-19 ATERRAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA EN SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN Ing. Franco Gasbarri CADAFE RESUMEN Normalmente se efectúa el aterramiento de los neutros, cuba y tableros de los transformadores de potencia a cualquier punto de la malla de tierra, no tomándose en cuenta las sobretensiones que aparecen en el mismo durante su operación debido a las fallas en el lado de baja tensión, descargas atmosféricas y maniobras en el sistema de transmisión. El presente trabajo es el resultado de un estudio efectuado en el Centro Nacional de Recuperación de Transformadores (C.N.R.T.) al esquema de aterramiento de transformadores de potencia, tanto de los elementos propios de protección como el relé buchholz, relé Jansen, relés de sobrepresión, termómetros, imagen térmica, sensores de nivel, ventiladores, transformadores de corriente, entre otros; así como el aterramiento del transformador a la malla de tierra de la subestación. Se presentan los principales componentes utilizados en transformadores de relación 115/13,8kV y 115/34,5kV en C.A.D.A.F.E. De igual manera se muestra el sistema de malla de tierra utilizado en subestaciones de transmisión, representándose las tensiones que aparecen durante fallas monofásicas y el perfil de tensión de la malla de tierra de subestaciones de transmisión durante dichas fallas. Posteriormente se indica el esquema propuesto de puesta a tierra de componentes de protecciones, control y refrigeración de transformadores de potencia y el esquema propuesto de puesta a tierra de los neutros y la cuba en transformadores de potencia. PALABRAS-CLAVE Transformador, aterramiento, protección, sobretensión, sobrecorriente, falla. fgasbarri@cadafe.com.ve francogasbarri@gmail.com Comité Nacional Venezolano II CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA Junio 2009
- 2. 2 1. MALLA DE TIERRA UTILIZADA EN SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN: Toda subestación debe disponer de un sistema de puesta a tierra, en tal forma que cualquier punto accesible a las personas que puedan transitar o permanecer allí, no estén sometidas a tensiones de paso o de contacto que superen los umbrales de soportabilidad cuando se presente una falla, y se debe tener presente que el criterio fundamental para garantizar la seguridad de los seres humanos, es la máxima corriente que pueden soportar, debida a la tensión de paso o de contacto y no el valor de la resistencia de puesta a tierra tomado aisladamente. La malla de tierra de una subestación debe conformar un Sistema Equipotencial. Un Sistema Equipotencial, está compuesto de elementos entre los cuales en condiciones normales de servicio no existe diferencia de potencial o voltaje. Sin embargo, durante la ocurrencia de fallas se tienen tensiones entre los diferentes punto de la malla como se verá más adelante. FUNCIONES DE UNA MALLA DE PUESTA TIERRA: Entre las más importantes se tienen: Evitar sobrevoltajes producidos por descargas atmosféricas, maniobras de disyuntores o fallas a tierra. Proporcionar una vía rápida de descarga de baja impedancia con el fin de mejorar y asegurar el funcionamiento de las protecciones. Proporcionar seguridad al personal de la subestación. VALORES RECOMENDADOS DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA: Un buen diseño de puesta a tierra debe reflejarse en el control de las tensiones de paso, de contacto y transferidas; sin embargo, la limitación de las tensiones transferidas principalmente en subestaciones de media y alta tensión es igualmente importante. En razón a que la resistencia de puesta a tierra es un indicador que limita directamente la máxima elevación de potencial y controla las tensiones transferidas, pueden tomarse los siguientes valores máximos de resistencia de puesta a tierra adoptados de las normas técnicas IEC 60364-4-442 y IEEE 80: Para el caso de subestaciones de alta y extra alta tensión, el valor de diseño es de 1 Ω. Con una corriente de falla a tierra de 1300 amp por ejemplo, se tendrán voltajes cercanos a los 1,3 kV. A continuación se muestra el perfil de tensión que se tiene en la malla de tierra durante una falla con las características mencionadas:
- 3. 3 Figura 1 Perfil de tensión (bidimensional) de la malla de tierra durante fallas a tierra. Mediante cálculo numérico se puede obtener el perfil de tensión tridimensional que aparece durante una corriente a tierra de valores elevados, el cual se muestra a continuación: Figura 2 Perfil de tensión (tridimensional) de la malla de tierra durante fallas a tierra. En condiciones normales y estables de operación, las corrientes que interconectan los elementos del transformador a la malla de tierra presentan valores que están por debajo de los 5 amp. Sin embargo, durante la ocurrencia de fallas a tierra en el lado de baja tensión del transformador o bien en la ocurrencia de sobretensiones tanto de maniobra como por descargas atmosféricas, las corrientes drenadas a tierra pueden generar tensiones peligrosas que son capaces de producir daños en dicho equipo o bien de ocasionar la actuación de manera errática de las protecciones asociadas. Idealmente, todos los componentes metálicos eléctricos y los componentes metálicos extensos que no conducen corriente en forma normal, deberían pertenecer a un Sistema Equipotencial. De ser así, ninguno de estos componentes tendría diferencias de potencial y por lo tanto no existiría flujo de corriente entre ellos. a2 a1 a3 Punto de conexión a la malla de tierra a1 a3 Malla de tierra a2 Punto de conexión a la malla de tierra a1 a3 Malla de tierra a2
- 4. 4 Cuando existen diferencias de potencial entre elementos metálicos (que no conducen corriente en forma normal), se producen corrientes no deseables. Estas corrientes no deseables pueden ser peligrosas para los seres humanos o pueden ser un desafío en la operación adecuada de los componentes eléctricos o electrónicos de protección y control del transformador. 2. PRINCIPALES COMPONENTES UTILIZADOS EN TRANSFORMADORES DE RELACIÓN 115/13,8KV Y 115/34,5KV EN C.A.D.A.F.E.: Con el fin de mostrar la función y ubicación de los principales componentes que se incorporan en los transformadores de potencia de relación 115/13,8 kV y 115/34,5 kV, a continuación se indica una breve descripción de los mismos y la forma en la cual deben estar llevados a tierra para evitar daños en los mismos: Relé buchholz: Este dispositivo se encarga de atrapar los gases que van desde la cuba principal hasta el tanque de expansión, así como de sensar la velocidad del aceite en esa misma dirección. Se encuentra instalado en una tubería que se encuentra unida a la cuba del transformador. Por tal razón debe estar firmemente aterrado a la cuba del transformador. Relé Jansen: Este dispositivo se encarga de sensar la velocidad del aceite que va desde el ruptor del cambiador (o los cambiadores) de tomas bajo carga, hasta el tanque de expansión y se encuentra instalado en una tubería que se encuentra unida a la cuba del transformador. El mismo debe estar firmemente aterrado a la cuba del transformador. Relé de sobrepresión: Este dispositivo se encarga de sensar la presión de la cuba principal y se encuentra instalado la misma. El mismo debe estar firmemente aterrado a la cuba del transformador. Termómetros: Se encargan de sensar la temperatura de aceite y de los devanados (imagen térmica). Los mismos deben estar instalados en la cuba del equipo. No se recomienda que estos dispositivos se monten en el tablero del transformador, ya que el tubo capilar que censa la temperatura normalmente es metálico y se encuentra conectado a la parte superior de la cuba, lo cual representaría una conexión eléctrica entre el tablero de mando control y protecciones con la cuba. Por tal razón estos dispositivos deben estar firmemente aterrados a la cuba del transformador. Sensores de nivel: Estos dispositivos se encargan de sensar el nivel de aceite del tanque de expansión de la cuba principal y del tanque de expansión del cambiador de tomas bajo carga. Los mismos están instalados en el respectivo tanque. Estos dispositivos deben estar firmemente aterrados a la cuba del transformador. Ventiladores: Estos dispositivos se encargan de reducir la temperatura de aceite y de los devanados. Los mismos deben estar instalados en la cuba o radiadores del equipo a través de aislantes. Los mismos deben estar firmemente aterrados a una barra ubicada en el tablero de mando control y protecciones del transformador. Esta forma de aterramiento evita que ocurra el disparo de la protección masa cuba en caso de que alguno de los ventiladores falle eléctricamente.
- 5. 5 Transformadores de corriente: Estos dispositivos se encargan de sensar las corrientes que circulan por los bushings de baja y alta tensión, con el fin de poderla utilizar en los esquemas de protección y mediciones. Los mismos están instalados en la cuba del equipo a través de aislantes. El devanado secundario de estos dispositivos debe estar firmemente aterrado a una barra ubicada en el tablero de mando control y protecciones del transformador. Es importante destacar que se debe aterrar estos componentes el sitio indicado solamente, ya que en muchos esquemas de protecciones se ha observado dobles puestas a tierra, lo cual es una de las causas más frecuentes de la actuación errática de las protecciones. Transformador de corriente masa cuba: Este dispositivo se encargan de sensar la corriente que circula desde la cuba a la malla de tierra, con el fin de poderla utilizar en los esquemas de protección. El devanado secundario de este dispositivo debe estar firmemente aterrado a una barra ubicada en el tablero de mando control y protecciones del transformador. Mando del cambiador de tomas bajo carga: Es el encargado de proporcionar el mando mecánico y eléctricamente asistido para efectuar las conmutaciones del cambiador de tomas bajo carga del transformador. El mismo debe estar instalado en la cuba del equipo a través de aislantes. El eje de mando también debe poseer un aislante. Este dispositivo debe estar firmemente aterrado a la malla de tierra de la subestación. Tablero de control, mando y protecciones: Este componente incorpora los elementos de control, mando, alarmas y protecciones del transformador. El mismo debe estar instalado en la cuba del equipo a través de aislantes. Este dispositivo debe estar firmemente aterrado a la malla de tierra de la subestación. Este tablero debe poseer en la parte interna tres barras de tierra, tal como se indica a continuación: Una barra de tierra aislada del tablero (Barra 1), en la cual se deben aterrar los componentes que están instalados en la cuba del transformador (relé buchholz, relé Jansen, relés de sobrepresión, termómetros, imagen térmica y sensores de nivel). Esta barra debe estar conectada a la cuba del transformador a través de cable aislado. Una barra de tierra aislada del tablero (Barra 2), en la cual se deben aterrar los ventiladores, los secundarios de los trasformadores de corriente de los bushings del trasformador y el secundario de transformador de corriente masa cuba. Esta barra debe estar conectada al tablero a través de cable aislado. Una barra de tierra conectada al tablero (Barra 3), en la cual se deben aterrar todos los elementos que están instalados en el tablero. Todos los elementos que se encuentran fuera del tablero, deben incluir en el cable que transporta las señales un conductor de puesta a tierra (color verde) el cual debe estar conectado al punto de tierra del componente en un extremo y en el otro a la barra de tierra del tablero tal como se explicó anteriormente. Debe tenerse sumo cuidado que las tuberías de protección donde van los conductores desde el tablero hacia los componentes montados en la cuba, en el punto de entrada a dicho tablero no establezcan contacto eléctrico. Para tal fin deben colocarse aislantes adecuados.
- 6. 6 Ruedas: Se utilizan para soportar y movilizar el transformador. Las mismas deben estar instaladas en la cuba del equipo a través de aislantes. Estos dispositivos no requieren estar aterrados a la malla de tierra de la subestación. Figura 3 Esquema donde se muestran los diferentes componentes de un transformador de potencia 3. ESQUEMA PROPUESTO DE PUESTA A TIERRA DE LOS COMPONENTES DEL TRANSFORMADOR: Una de las conexiones a tierra en la que debe tenerse mayor cuidado es la de los neutros del transformador, debido a que las corrientes de falla línea a tierra en dichos componentes son las de mayor valor. Con el fin de minimizar las corrientes que van desde los neutros hacia la malla de tierra se deben interconectar los terminales de neutro de alta y baja tensión. A manera de ejemplo a continuación se muestran los valores aproximados de las corrientes que aparecen en un transformador de 115/34,5kV y 30 MVA de capacidad, durante la ocurrencia de una falla monofásica (con un valor bajo de resistencia de puesta a tierra): Ventilador Indicador de nivel de aceite Relee Buchholz Bushings de alta tensión Bushings de baja tensión Tanque de expansión Cuba principal Tanque de expansión Cambiador de tomas Indicador de nivel de aceite Válvula de alivio de presión Cambiador de tomas Bajo carga Mando del Cambiador de tomas Bajo Carga Tablero de Control, mando y protecciones Ruedas Relee Jansen Termómetros Transformador de Corriente Masa cuba
- 7. 7 Otros elementos a tomar en cuenta son los conductores que aterran el tablero de control, mando y protecciones así como el mando del cambiador de tomas bajo carga y los rieles del transformador. Figura 5 Esquema de aterramiento de los tableros del transformador así como de los rieles Debe efectuarse la conexión de todos los elementos mencionados en el tramo del conductor que va desde el transformador de corriente masa cuba hasta la malla de tierra, utilizando conductor aislado de 600V, con un calibre de al menos 4/0. La cuba debe aterrarse solo a través del transformador de corriente masa cuba. Esta conexión garantiza que todos los elementos estén al mismo potencial, evitando diferencias de tensión en los mismos durante las fallas a tierra. De igual manera, con esta conexión se evita el disparo errático de la protección masa cuba en los casos donde se tengan fallas a tierra en el tablero de control, mando y protecciones así como el mando del cambiador de tomas bajo carga. Neutro de alta Tensión Aisladores 5020 amp1506 amp 3514 amp a2 Malla de tierra Neutro de baja Tensión Mando del Cambiador de tomas Bajo carga Transformador de Corriente Masa cuba Tablero de Control, mando y protecciones Ruedas Malla de tierra Barra 1 (aislada) Conductor aislado Barra 2 (aislada) Barra 3 Mando del Cambiador de tomas Bajo carga Transformador de Corriente Masa cuba Tablero de Control, mando y protecciones Ruedas Malla de tierra Barra 1 (aislada) Conductor aislado Barra 2 (aislada) Barra 3 b Tal como se puede observar, la corriente individual de los bushings es 1506 amp para el lado de alta tensión y 5020 amp para el de baja tensión. Al interconectar los dos terminales se obtiene una corriente de 3514 amp (correspondiente a la diferencia entre ambas corrientes), la cual es inferior a la que aparece en el lado de baja tensión si se hubiese conectado de manera individual. Es importante destacar que el conductor que va desde el bushing de alta tensión a la malla de tierra debe estar aislado de la cuba del transformador, con elementos de al menos 8 kV. El conductor que va desde el terminal de baja tensión hasta el de alta, debe soportar la corriente total de cortocircuito de baja tensión (5020 amp en este caso).Figura 4 Esquema de aterramiento de los neutros del transformador
- 8. 8 Otro factor a considerar es el sitio de la malla de tierra a ser utilizados para conectar los puntos a2 (figura 4) y b (figura 5), los cuales deben estar a la mayor distancia posible (diametralmente opuestos). En ambos casos, se deben conectar a la malla en la intersección de conductores. Para el caso del punto a2 debe reforzarse con dos barras de profundidad (jabalinas) de al menos 2,4 mts de longitud y con unos 1,5 metros de separación entre ellas. Figura 6 Vista superior del esquema de aterramiento del transformador Por tal razón, el transformador debe estar conectado a tierra en dos puntos: a2: Neutros de alta y baja tensión b: Transformador de corriente masa cuba. Con los esquemas de aterramiento efectuados como se indica en el presente trabajo se minimizan las sobretensiones peligrosas debidas a las fallas monofásicas, a descargas atmosféricas y a maniobras en el lado de alta y baja tensón del transformador. De igual manera se evitan las actuaciones erráticas de las protecciones. 4. TRABAJO DE INVESTIGACION REALIZADO POR EL C.N.R.T PARA OBTENER LA PROPUESTA ACTUAL Y SOPORTE TECNICO DE LA MISMA : El C.N.R.T. fundado en 1985, ha venido trabajando desde ese año en conjunto con las diferentes unidades que operan y mantienen transformadores de potencia de CADAFE a nivel nacional. Durante la ocurrencia de disparos erráticos de la protección masa cuba, de la protección diferencial, así como de daños en componentes propios del transformador, tales como relees de regulación, termómetros y sistema de control de la refrigeración, una vez evaluado el esquema de aterramiento de cada caso, se encontró en la mayoría de ellos que se estaba aterrado por separado a un punto de la malla los neutros del transformador, el transformador de corriente masa cuba, los tableros de control y de mando del cambiador de tomas bajo carga, así como cada riel. b a2 Cuba del transformador Neutros Malla de tierra Transformador de corriente Masa cuba Vista superior
- 9. 9 En otros casos se encontraron unidos en el mismo punto de puesta a tierra los neutros del transformador y el transformador de corriente masa cuba (a2 y b unidos). En todos los casos evaluados se determinó que la actuación errática de las protecciones (masa cuba y/o diferencial) se debía a una doble puesta a tierra en los componentes del transformador, lo que originaba corrientes circulantes en las protecciones, provocando la actuación de las mismas, ya que cuando ocurre una falla a tierra en el lado de baja del transformador, aparecen diferencias de potencial en la malla de tierra de la subestación, siendo el máximo valor de tensión en el punto donde se aterra el neutro de baja tensión. Al implementar el esquema propuesto, no ocurrieron nuevamente disparos erráticos de las protecciones, mejorándose sensiblemente la confiabilidad del transformador. De igual manera, en la ocurrencia de daños en los componentes de protección y control del transformador, se encontró que el esquema de aterramiento utilizado es el mencionado al principio de este punto, lo que originaba sobretensiones en dichos componentes durante la ocurrencia de fallas a tierra en el lado de baja del transformador. Cabe destacar que la mayoría de los elementos de control y protección del transformador no soportan picos de tensiones superiores a 2 kV. Al aterrar el transformador tal como se indica en el presente trabajo, se minimizaron las tensiones transitorias en los componentes de protección y control, evitando nuevos daños en los mismos. De igual manera, en muchas oportunidades ante la falla de un ventilador del transformador se tuvo la actuación de la protección masa cuba, sacando de servicio innecesariamente el transformador. Al efectuar el aterramiento de los componentes del transformador al tablero del mismo tal como se indica en la figura 5 (Barras 1, 2 y 3), se evitó la ocurrencia de nuevos disparos del transformador al dañarse un ventilador. El esquema de aterramiento propuesto además de implementarse en las casos donde se han tenido problemas, también ha venido siendo utilizando por el C.N.R.T. al efectuar la instalación de los transformadores de potencia reparados, encontrándose en todos los casos la no ocurrencia de disparos erráticos de protecciones así como la no aparición de fallas en los componentes del transformador, por lo cual se consideró de utilidad para el resto de las empresas del sector eléctrico la presentación del mismo ante este Congreso, a los fines que pueda ser usado como guía en la solución de problemas similares a los encontrados en los transformadores de CADFAFE. Bibliografía: (1) IEEE Std 80-2000 “Guide for Safety In AC Substation Grounding.” (2) IEEE Std 81-1983 “Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System”. (3) Alta Tensión y Sistemas de Transmisión – Luis A. Siegert C.