Protección de terminales neutros de transformadores eléctricos en subestaciones de distribución

Bujes, INMR Español, Mantenimiento

Read This Article in English

Cuando se instalan transformadores eléctricos en delta estrella en una subestación de distribución, por lo general, el neutro está sólidamente conectado a tierra y no necesita protección contra sobrevoltajes. Esto se debe a que el neutro del transformador se mantiene en el mismo potencial que la red a tierra de la subestación mediante la tierra sólida. Sin embargo, existen aplicaciones donde, por razones específicas, el neutro de un transformador eléctrico se puede conectar a tierra a través de la impedancia, que puede ser resistiva, inductiva o incluso no estar conectada a tierra. En esos casos, es importante proteger el terminal neutro de los sobrevoltajes que se pueden transferir a través del transformador. Ya que el neutro del transformador está sujeto a tensiones por voltaje durante eventos de falla o de sobrevoltaje que son muy diferentes a los de la operación normal, el enfoque que se le da a la protección contra sobrevoltajes es diferente que el para otros terminales del transformador.

En este artículo editado para INMR, escrito por Michael Champagne, miembro del comité de dispositivos de protección contra los sobrevoltajes (SPDC) de la IEEE, se examina como se propagan los sobrevoltajes a través de los bobinados del transformador, así como las distintas tensiones por voltaje que experimenta el terminal neutro. El objetivo es asegurar  una protección contra el sobrevoltaje y una aplicación del pararrayos de los terminales neutros del transformador más efectivas. Esta recomendación de enfoque, desarrollada por el grupo de trabajo de protección y coordinación del SPDC de la IEEE en colaboración con el equipo 10 de mantenimiento de la IEC, se incorporará en la próxima revisión de la norma IEEE C62.22 – Guía para la aplicación de pararrayos de óxido metálico para sistemas de corriente alterna.


Transferencia de sobrevoltaje a través de transformadores

Para entender cómo se puede desarrollar este voltaje entre el neutro y la tierra del transformador, es importante entender cómo se transfieren los sobrevoltajes de un terminal del transformador a otro. Cuando se considera cómo se transfieren los sobrevoltajes desde los terminales primario a secundario de un transformador, Hileman explicó que los sobrevoltajes que aparecen en los terminales secundarios debido a un sobrevoltaje entrante en el terminal primario tienen cuatro componentes:

1. Electrostático

2. Oscilatorio, inducido por una oscilación correspondientes desde el primario

3. Componente oscilatorio secundario producido en el secundario (y bobinado terciario si existe uno)

4. Electromagnético

Él determinó estos componentes de sobrevoltaje mediante experimentos y representándolos en el diagrama que se muestra en la figura 1. El pico agudo de voltaje inicial es el componente electrostático (A). El componente electromagnético es la curva lisa de sesenta ciclos (B). Los componentes oscilatorios se muestran mediante las oscilaciones de voltaje más pequeñas superpuestas en B. La magnitud y la forma del voltaje transferido mediante el componente electrostático depende de:

1. Inclinación de frente (o tiempo a cresta) del sobrevoltaje entrante.

2. Sobrevoltaje aplicado.

3. Naturaleza de la impedancia o carga conectada a los terminales secundarios del transformador.

4.Distribución de capacitancia dentro del transformador.

Figura 1: Sobrevoltaje típico transferido a través del transformador.

Componente electromagnético

Según Hileman, cuando se consideran sobrevoltajes por maniobra de aumento más lento, el efecto de acoplamiento electromagnético es predominante. Puede que las transferencias de sobrevoltaje del componente oscilatorio se ignoren porque son pequeñas en comparación con la magnitud del componente electromagnético y se pueden eliminar al agregar varios nano-faradios de capacitancia conectados en derivación a la tierra en los terminales secundarios del transformador. La principal preocupación del componente electromagnético producido por inducción entre los devanados depende de la razón de vueltas, la inductancia de fuga del transformador, las impedancias conectadas a los terminales del devanado y la forma y la magnitud del voltaje aplicado. Cuando se calcula el voltaje transferido total, se debería asumir que los pararrayos están conectados inmediatamente contiguos a los terminales primarios del transformador. Estos limitan el voltaje aplicado al terminal primario al voltaje de descarga del pararrayos. La cresta del voltaje del pararrayos está compuesta de un voltaje de sesenta Hertz y un sobrevoltaje, E1. El voltaje del terminal secundario está compuesto de un voltaje de sesenta ciclos y un sobrevoltaje, E2.

El voltaje total visto en el terminal secundario del transformador depende del tiempo de la onda de voltaje de sesenta Hertz en que se aplicó E1, la magnitud de E1 y las conexiones de grupo del transformador. En los transformadores delta estrella, el secundario retrasará o adelantará al primario en treinta grados eléctricos, dependiendo de la disposición del delta. Hileman derivó y presentó ecuaciones para calcular el voltaje transferido total máximo según la razón de vueltas, el voltaje de descarga de cresta del pararrayos primario, el ángulo de cambio de voltaje del transformador, φ, y la conexión en grupo del transformador:

donde:

N1   es la razón del voltaje de línea a línea del lado secundario al voltaje de línea a línea del lado primario para transformadores de dos o tres devanados

N2  es la razón del voltaje de línea a línea del lado terciario al voltaje de línea a línea del lado primario para los transformadores de tres devanados

φS , φT  son los ángulos de desplazamiento de fase entre los voltajes de línea a neutro primarios y secundarios y entre los voltajes de línea a neutro, primarios y terciarios, respectivamente

EA  es la magnitud del voltaje de descarga de cresta de los pararrayos conectados a los terminales primarios del transformador

VS, VT  son las magnitudes de cresta de voltaje de línea a neutro de 60 Hz en los lados secundarios y terciarios del transformador, respectivamente

ES  es el voltaje total máximo transferido al lado secundario

ET  es el voltaje total máximo transferido al terciario

E1, E2, E3   son las magnitudes de cresta de sobrevoltaje en los terminales primario, secundario y terciario, respectivamente

PS, PT  son los coeficientes escalares que se pueden estimar con las Tablas 1 y 2 para diferentes configuraciones de transformador.

Tabla 1: Ps Estimados para calcular la transferencia de sobrevoltaje electromagnético a través de transformadores de dos devanados para sobrevoltajes aplicados de una fase & dos fases
Tabla 2: PS, PT Estimados para calcular la transferencia de sobrevoltaje electromagnético a través de transformadores de tres devanados para sobrevoltajes aplicados de una fase & dos fases
Notas para Tablas 1 y 2:
1 – los valores entre paréntesis son para sobrevoltaje aplicado de dos fases; los valores sin paréntesis son para un sobrevoltaje aplicado de una fase.
2 – conectado a tierra o  no conectado a tierra

Estas ecuaciones, derivadas para un transformador de tres devanados, son igualmente aplicables a un transformador de dos devanados. En este caso, solo es necesario utilizar las ecuaciones 1 y 3. En algunos casos, es necesario obtener la velocidad de aumento del sobrevoltaje transferido para evaluar el grado requerido de protección contra rayos. Esto se ilustra mejor en el siguiente ejemplo.

Advertisement

Ejemplo 1

Se asume que un autotransformador estrella-conectado a tierra, delta de  30/138/13.8 kV está protegido por un pararrayos nominal primario MCOV de 152 kV tipo estación. Las características de protección de los datos publicados por el fabricante indican que el voltaje de descarga del impulso de rayo de este pararrayos, EA, es 440 kV a 10 kA. A partir de las definiciones:

N1 = 0,6 y N2 = 0,06.

A partir de la Tabla, PS  = 1.0 y PT  = . A partir de este dato, se calcula el sobrevoltaje secundario máximo de 264 kV, como se muestra a continuación, y la fase máxima para el voltaje terciario a tierra de 28,497 kV.

Figura 2. Transformador asumido de tres devanados.
Nota: todos los pararrayos aplicados a cada lado del transformador deberían ser idénticos. Las nominaciones de los pararrayos no se incluyeron en los nodos terminales por motivos de claridad del diagrama.

A partir de ecuación (1):

A partir de ecuación (2):

Asumir un pararrayos MCOV de 152 kV, un pulso de corriente de 10 kA 8/20 μs con un voltaje de descarga de cresta (nivel protector) de EA = 440 kV.

A partir de Tabla 2:

Por lo tanto,

con la Ecuación (1):

con la Ecuación (2):

Este ejemplo ilustra que, a la frecuencia del sistema eléctrico, el sobrevoltaje a través de un transformador no es siempre solo el producto del voltaje de entrada y la razón de vueltas. La conexión del devanado y el desplazamiento de fase también tienen un efecto.

Para la coordinación de los pararrayos, es necesario seleccionar un pararrayos para el secundario que tenga un voltaje de descarga de 10 kA mayor que 264 kV. Un pararrayos MCOV de 98 kV (que, por lo general, tiene un voltaje de descarga de 10 kA en el orden de 283 kV) sería adecuado. Del mismo modo, si se va a proteger el terciario, es necesario seleccionar un pararrayos para el terciario que tenga un voltaje de descarga de 10 kA mayor que 28,5 kV; se sugieren pararrayos MCOV de 15,3 kV. Este MCOV está por sobre el voltaje de línea a línea que verá el pararrayos si una esquina del delta se conecta a tierra. Solo a partir de las consideraciones de transferencia de sobrevoltaje, se podrían utilizar pararrayos MCOV de 10,2 kV o 12,7 kV. Ambos tienen voltajes de descarga de 10 kA sobre el sobrevoltaje de transferencia de 28,5 kV calculado y se coordinaría para los sobrevoltajes. Sin embargo, si se selecciona uno de estos pararrayos con nominación más baja, los usuarios se deben asegurar que el delta no se mantendrá conectado a tierra por periodos extensos que excedan la capacidad de sobrevoltaje temporal (TOV) del pararrayos.

Obviamente, los márgenes protectores de BIL del transformador se deben revisar para los tres devanados y las selecciones de pararrayos. Si esto es un problema y se sabe que el primario está sólidamente conectado a tierra, se podría seleccionar el pararrayos primario tan bajo como 140 kV MCOV y posiblemente los pararrayos secundarios podrían tener un MCOV levemente más bajo y un nivel de protección de 10 kA.

Advertisement

Componente electrostático

Según Hileman, el efecto predominante es que los avances de la onda escarpados solo se transfieren parcialmente a través de un acoplamiento electromagnético, el mismo mecanismo que controla la operación del transformador a sesenta Hertz. La transferencia electromagnética de los avances de sobrevoltaje escarpado es menor que el 40 por ciento de la magnitud para sobrevoltajes de frecuencias más altas y así, dominan los efectos electrostáticos. Para la transferencia electrostática a frecuencias más altas, las capacitancias entre los devanados primario y secundario y entre los devanados primario y terciario se pueden describir como un divisor de voltaje capacitivo. Este trabajo, presentado por J.C. Das, muestra que se pueden generar voltajes extremadamente altos y dañinos en la aislación sin protección. Das ofrece un ejemplo de un sobrevoltaje entrante con un tiempo de aumento de 1,2 µ s con un pararrayos instalado en el terminal del transformador primario. La transferencia de sobrevoltaje inicial a través del transformador es una función del transformador y la capacitancia parásita externa del lado secundario. Los componentes de esta capacitancia son:

• Devanado primerio a devanado secundario
• Devanado primario a núcleo
• Devanado secundario a núcleo
• Devanado primario a caja del transformador
• Devanado secundario a caja del transformador • Capa de devanado a capa
• Devanado a devanado
• Fase a fase
• Buje a tierra

Das indica que puede ser difícil obtener estos datos pero que es importante para construir un modelo de transitorios. Aunque en todos los casos, el dueño del transformador tendrá que pedirle ayuda al fabricante, Das utiliza los valores de capacitancia típicos de los transformadores de núcleo para calcular el pico de voltaje inicial transferido a los terminales del transformador secundario con un modelo simplificado, como se muestra en la figura 3.

Figura 3. Capacitancias de transformador de dos devanados.
Cbh es la capacitancia del buje de alto voltaje
Cb es la capacitancia del buje secundario
Chg es la capacitancia distribuida de los devanados de alto voltaje
Clg es la capacitancia distribuida de los devanados de bajo voltaje
Chl es la capacitancia distribuida entre el devanado de voltaje alto y de voltaje bajo.

Combinar las capacitancias de bujes de capacitancias de devanados permite simplificar el modelo (ver figura 4).

Figura 4. Modelo de transformador simplificado para transferencia de sobrevoltaje.

En su trabajo, Das presenta valores de capacitancia típicos para un rango de transformadores de dos devanados, como se muestra en la Tabla 3:

Tabla 3: Valores típicos de capacitancia para transformadores de dos devanados de tamaño variable

Tabla 3: Valores típicos de capacitancia para transformadores de dos devanados de tamaño variable

Como se observa, el rango de los valores para la capacitancia del transformador puede variar en límites amplios y los valores reales para un transformador específico se deben obtener del fabricante. Con el modelo de Das, se puede calcular el pico de voltaje inicial transferido a través del transformador (del terminal primario al secundario). Por ejemplo, considere un transformador que tenga pararrayos primarios, pero no pararrayos secundarios. El pico de voltaje inicial que se observa en los terminales secundarios sin protección se puede calcular con la Ecuación 5.

donde

Vls  es el sobrevoltaje de rayo transferido a los terminales secundarios

es el factor que depende del devanado del transformador

p  es un factor, que permite la superimposición del sobrevoltaje de rayo en el voltaje de frecuencia eléctrica

p = 1,05 para los transformadores estrella-estrella [4]

p = 1.15 para los transformadores delta estrella [4]

Ees el nivel protector contra sobrevoltaje del pararrayos primario.

El factor S  se define con la Ecuación 6.

 

donde Cext es la capacitancia externa desde el lado secundario del transformador.

Como se indica, este modelo es un divisor de voltaje y se ilustra mejor con un ejemplo similar al presentado por Das.

Ejemplo 2

Se considera un transformador delta estrella 50 MVA/13,8 kV de dos devanados. Los devanados primarios tienen una nominación de BIL de 900 kV y los devanados secundarios tienen una nominación de BIL de 100 kV. El transformador se instala con un resistor de 400 A de baja resistencia. El devanado primario está bien protegido con este pararrayos porque todos sus niveles de protección están por debajo de su nominación de BIL de 900 kV.

Tabla 4. Características de pararrayos de sobrevoltajes primarios.

El siguiente paso es obtener los valores de capacitancia del transformador. A partir de la Tabla 3, se puede inferir que Chl = 6 nF y Clg = 12 nF en este ejemplo. Puede que la Cext se ignore porque se considera que el transformador está sin carga (es decir, el peor caso para sobrevoltaje). A partir de las ecuaciones 5 y 6, el pico del voltaje inicial en el terminal secundario es 188,6 kV y, con la frecuencia eléctrica sobreimpuesta, el pico es 208,1 kV, es decir, muy por sobre la nominación de BIL de 110 kV del devanado secundario.

Este modelo no es completamente exacto ya que se ha simplificado enormemente, ignora toda saturación y depende mucho de las capacitancias, cuyos valores pueden variar enormemente. Sin embargo, aún se defiende el instalar pararrayos secundarios y que es importante tener los valores de capacitancia correctos. Como lo indica Das, este cálculo se debería hacer usando el modelo de análisis de transitorios. Por estas razones, la próxima edición del IEEE C62.22 no incluirá este ejemplo, sino que recomendará fehacientemente el uso de un software cuando se considere el sobrevoltaje electrostático a través de un transformador.

Advertisement

Terminales neutros

Luego de estudiar cómo los sobrevoltajes se pueden transferir a través de un transformador permite examinar cómo un terminal neutro se diferencia de los terminales de fase. Los terminales de fase (primario, secundario y terciario) se energizan mientras que el transformador está en servicio y tienen un voltaje predecible, según la medición a tierra. Si la carga del transformador está equilibrada, el voltaje del neutro estará en cero o cerca de cero durante la operación normal. El único momento en el que habrá un voltaje significativo entre el terminal neutro y la tierra será si hay una falla desequilibrada o un sobrevoltaje, como se describe anteriormente. Si el sobrevoltaje se puede transferir electrostáticamente desde el primario al secundario, parece lógico que el terminal neutro, no sólidamente conectado a tierra, también verá un sobrevoltaje.

Los terminales neutros no sólidamente conectados a tierra están sujetos a sobrevoltajes temporales provocados por las fallas de línea a tierra. Los terminales neutros aislados pueden experimentar sobrevoltajes debido a la reflexión de los voltajes por impulso de los terminales de línea. Además, en los casos donde el neutro del transformador está conectado a tierra de forma relevante, pueden surgir sobrevoltajes altos por maniobra en el neutro del transformador y a través del devanado. Estos pueden ocurrir cuando se interrumpe una falla doble de fase a tierra y el circuito que se deja conectado al lado  de la línea del transformador tiene una pequeña capacitancia a la tierra. Por estas razones, se debería proteger el neutro del transformador que no está sólidamente conectado a tierra.

Enfoque para proteger los neutros del transformador

El terminal neutro se debería proteger con un pararrayos con características seleccionadas de acuerdo con las condiciones del sistema y al voltaje de resistencia del neutro. Se utilizan dos tipos de pararrayos: el mismo diseño que el de los pararrayos utilizados en fase a tierra, pero con MCOV reducido; o los pararrayos especiales para este propósito con niveles de protección reducidos.

Al seleccionar un pararrayos para la protección de un terminal neutro, su capacidad de TOV es particularmente aplicable porque los requerimientos e TOV se convierten en un factor más decisivo que el MCOV. Esto se debe a que el pararrayos neutro tiene un voltaje de operación continuo pequeño (generalmente, menos que un pequeño porcentaje del voltaje de fase) en sistemas bien conectados a tierra, excepto durante los eventos de maniobra y las fallas de tierra. Cuando se selecciona el pararrayos, es importante considerar tanto la duración como la magnitud del TOV. El sobrevoltaje en el neutro es igual al voltaje de secuencia cero del sistema durante las fallas que involucran la tierra. Los cálculos que se realizan con el método de los componentes simétricos son claros.

Si la fuente de energía del transformador se cambia por un dispositivo de una fase o se protege con fusibles, el voltaje en el neutro no conectado a tierra puede volverse igual al voltaje de fase a neutro del sistema por un periodo largo. Esta condición ocurre cuando un fusible o interruptor se mantiene cerrado mientras los otros dos se mantienen abiertos. Ya que el voltaje neutro para esta condición, generalmente, será más alto y de mayor duración que el TOV debido a las fallas de tierra, esto se debería considerar cuando sea que se seleccione la nominación del TOV para el pararrayos neutro.

La clasificación de energía del pararrayos de neutro a tierra no debería ser más bajo que el de los pararrayos de fase a tierra en el mismo devanado estrella del transformador. Las características eléctricas del pararrayos de neutro a tierra serán entonces las mismas que aquellas de los pararrayos de catálogo estándares del MCOV correspondiente.

Se debe tener cuidado al usar el BSL del neutro del transformador (no siempre tan grande como el BSL del devanado del transformador) cuando se determina el nivel de protección requerido del pararrayos. Se requiere una razón de protección PRS = BSL (neutro)/SPL de 1,15 o mayor, donde SPL es el voltaje de descarga (por lo general en 1 kA para determinar esta razón de protección) o el voltaje de abertura de chispa. Cuando se calculan las razones de protección de los devanados de fase, es importante notar que cada pararrayos de fase a tierra está en serie con el pararrayos de neutro a tierra a través de los terminales de cada devanado de fase del transformador, como se muestra en la figura 5. Esto es de particular importancia cuando se consideran los impulsos por sobrevoltaje de polaridad opuesta entre la fase y los terminales neutros del transformador. Por lo tanto, cuando se calculan los márgenes de protección como se describe anteriormente, se deberían agregar los niveles de protección de los dos pararrayos y la suma se debería utilizar para determinar el nivel de protección a través del devanado de la fase.


Figura 5ª. Colocación de pararrayos de fase a tierra y de neutro a tierra en transformador resistivamente conectado a tierra.
Figura 5b. Simplificación de una fase para ilustrar que el pararrayos de fase a tierra está en serie con el pararrayos de neutro a tierra a través del devanado de fase.

Si el neutro del transformador está completamente aislado al mismo nivel que los devanados conectados en estrella, se puede lograr la protección con pararrayos que tengan un nivel de protección igual al de los pararrayos de fase a tierra o más bajo que este. Debido al voltaje de frecuencia eléctrica más bajo entre el neutro y la tierra, el MCOV del pararrayos neutro se puede nominar más bajo. Ya que el voltaje entre el neutro y la tierra es cero en un sistema idealmente equilibrado y menor a unos pocos porcentajes en un sistema típico bien conectado a tierra, se podría fijar, nominalmente, el MCOV de un pararrayos en el punto neutro en cero. Sin embargo, es necesario que tenga una nominación con capacidad de TOV adecuada. Con el fin de la selección general, se recomienda elegir un pararrayos con un MCOV de al menos el 60 % de aquel necesario para los pararrayos de fase a tierra en el devanado donde se aplica el pararrayos de punto neutro, si se asume una duración de falla relativamente larga. Las duraciones de falla muy cortas o largas pueden justificar la selección de un valor diferente, si se consideran los requerimientos de TOV específicos.

Ejemplo 3

El transformador en el ejemplo 2 es un transformador 230/13.8 kV resistivamente conectado a tierra con una nominación de BIL de 110 kV en su devanado secundario y BIL de 110 kV en su buje neutro. Se pueden considerar los datos de catálogo sobre las características típicas de protección de un pararrayos que se presentan en la Tabla 5:

Tabla 5. Características de protección de los pararrayos de sobrevoltaje secundario

Cuando se selecciona el pararrayos de fase a tierra para un transformador resistivamente conectado a tierra, se debe tener en cuenta que, cuando ocurre una falla de tierra, el voltaje de fase a tierra en las fases sin falla aumentará y alcanzará el voltaje de fase a fase normal durante la falla. A esto se le llama sobrevoltaje temporal (TOV). Además, si suponemos que el resistor tiene una nominación de 10 segundos, el transformador se debe disparar antes de 10 segundos de manera que se pueda utilizar la nominación de TOV de 10 segundos. Este detalle se puede modificar si los relés de protección eliminan la falla de tierra en menos de 10 segundos.

Con respecto a los pararrayos de fase a tierra, se puede seleccionar el pararrayos MCOV de 12,7 porque tiene una nominación de TOV de 10 segundos mayor que el voltaje normal de fase a fase. Ahora, dado que se anticipa que el voltaje de fase a neutro será 8 kV por 10 segundos, se debería seleccionar un pararrayos con una nominación de TOV de 10 segundos de al menos 8 kV. Si se utiliza la Tabla 5, esa opción sería el pararrayos MCOV de 7,65 kV. Esto es cercano al 60 5 del MCOV de los pararrayos secundarios, como se indica anteriormente. Se puede observar que ellos niveles de protección de este pararrayos están todos muy por debajo de la nominación de BIL de 110 kV del neutro, lo que permite que proporcione una buena protección. Para verificar que los devanados secundarios cumplen con las razones de protección para la coordinación de la aislación, se deben calcular las razones de protección, como se describe en IEEE C62.22. Esto se inicia agregando los niveles de protección de cada pararrayos y luego se calcula cada razón de protección:

Ya que estas razones de protección calculadas son mayores que aquellas requeridas según la IEEE C62.22, los pararrayos elegidos permiten la adecuada protección de los devanados secundarios y del neutro.

Cuando la aislación del neutro de un transformador es menor que aquella de los devanados de fase, se debería proteger el terminal neutro con un pararrayos con características seleccionadas de acuerdo con las condiciones del sistema y el voltaje de resistencia a la aislación del neutro. Esto se puede lograr con los mismos métodos de selección que para los pararrayos de fase a tierra. En los casos donde ocurren fallas a tierra intermitentes en repetidas ocasiones (por ej.: durante condiciones ambientales anormales), los sobrevoltajes son de larga duración y que podría ocurrir una amplitud lo suficientemente alta para hacer que el pararrayos opere sucesivamente y se genere daño a los pararrayos de fase. Si se anticipa una situación como esta, es beneficioso coordinar los pararrayos de manera que el pararrayos de neutro opere antes de los pararrayos de fase a tierra. Un pararrayos de neutro de energía más alta puede soportar las tensiones y evitar el daño a los pararrayos de fase a tierra. En este caso, se recomienda que el SPL del pararrayos de neutro a tierra sea aproximadamente el 45 % del requerido para os pararrayos de fase a tierra si el pararrayos de neutro a tierra tiene una nominación de TOV lo suficientemente alta.

Advertisement

Conclusiones

Los sobrevoltajes se pueden transferir a través de los devanados del transformador y desde un devanado a otro por medios electromagnéticos y electrostáticos. Los sobrevoltajes de alta frecuencia se ven más afectados por la geometría del transformador que por la razón de vueltas y son únicos para un transformador en específico. Para calcular estas transferencias electrostáticas, es necesario realizar un estudio detallado con un software de transitorios. Ya que la transferencia de sobrevoltaje afecta de un devanado a otro, también afecta al neutro. Por ,o tanto, el neutro requiere de protección contra sobrevoltajes cuando no está sólidamente conectado a tierra. El enfoque para aplicar pararrayos de neutro a tierra difiere de aquel utilizado para aplicar pararrayos de fase a tierra porque el neutro tiene un voltaje de operación continuo mucho más bajo a tierra durante la operación normal y se comporta distinto durante condiciones anormales. En los casos específicos, la nominación de la aislación en el terminal neutro del transformador puede ser menos que la de los devanados secundarios, lo que afectará los cálculos de coordinación de aislación.

Referencias:
[1]  IEEE Std. C62.92.1-2017, Guide for the Application of Neutral Grounding in Electrical Utility Systems, Part I – Introduction.
[2] IEEE Std. PC62.22-2019, Draft Guide for the Application of Metal Oxide Surge Arresters for Alternating-Current Systems.  This document is not yet completed.
[3]  Andrew Hileman, “Surge Transfer Through Three-Phase Transformers”, AIEE Transactions, vol. II, part III, 1958, Power Apparatus and Systems, pages 1543-51.
[4]  J. C. Das, “Surges Transferred Through Transformers”, 0-7803-7746-02-02-2002 IEEE, pages 139-147.

Agradecimientos
Este documento se realizó según el trabajo recientemente terminado del grupo de trabajo del comité de dispositivos de protección contra pararrayos de la IEEE, 3.4.8 – Protección y coordinación de transformadores. Este grupo de trabajo está a cargo de la mejora continua de esos textos de la norma IEEE C62.22 – Guía para la aplicación de pararrayos de sobrevoltaje de óxido de metal para sistemas de corriente alterna que orientan sobre la protección de los transformadores contra los sobrevoltajes. El autor quisiera agradecer la valiosa ayuda dada por el grupo de trabajo como un todo y de las siguientes personas que hicieron posible la preparación de este documento:
Dr. Eva Tarasiewicz – Ex presidenta de IEEE-SPDC WG 3.4.8 – Protección & Coordinación de transformadores. Fue fundamental para terminar el trabajo adicional para entender mejor cómo se transfieren los sobrevoltajes a través de los transformadores.
Keith Stump – Miembro de EEE-SPDC WG 3.4.8.  Preparó el cálculo ejemplo del sobrevoltaje electromagnético a través de los transformadores que será parte de la próxima revisión de la C62.22 y que se presentó aquí.
Michael G. Comber – Ex presidente de IEEE-SPDC WG 3.3.11 – Revisión continua de norma IEEE C62.11-Norma para pararrayos de sobrevoltaje de óxido de metal para circuitos eléctricos AC. Colaboró con su valioso conocimiento y coordinación de filosofía  con el equipo de mantenimiento #10 de la IEC para el tema de aplicar pararrayos de sobrevoltaje a neutros de transformadores.
James Taylor – Miembro de IEEE-SPDC WG 3.4.8, IEEE-SPDC WG 3.4.8 y equipo de mantenimiento #10 de la IEC. Colaboró con su valioso conocimiento y coordinación de filosofía con el equipo de mantenimiento #10 de la IEC sobre la aplicación de pararrayos a neutros de transformadores. También colaboró con la editorial y la experiencia técnica en la preparación del nuevo documento revisado de la norma IEEE PC62.22 sobre el mismo tema.
Reigh Walling – Miembro de IEEE-SPDC WG 3.4.8 y ex presidente de WG 3.4.14 (revisión continua de C62.22 Guía para la aplicación de pararrayos de sobrevoltaje de óxido de metal para sistemas de corriente alterna).

[inline_ad_block]

INMR LABORATORY GUIDE


More about Mechanical Tests