Transformadores de medida no convencionales (LPIT): sensores y MU

Qué son y dónde se ubican

La norma IEC 61869-6 define el transformador de medida de baja potencia (LPIT) como un arreglo de uno o más transformadores de corriente o de tensión, con sus sistemas de transmisión y convertidores, que entrega una señal analógica o digital de baja potencia a medidores, relés y equipos de control. La misma norma aclara que se les suele llamar transformadores de medida no convencionales y que su potencia de salida es típicamente de 1 VA o menos.

Reemplazan al transformador de corriente (CT) y al transformador de tensión (PT) convencionales, que entregan 1 A o 5 A y del orden de 100 V. En media tensión aparecen en celdas y unidades de anillo, montados en los pasatapas o en el conector del cable. En alta y extra alta tensión aparecen como sensores ópticos de corriente y divisores asociados a subestaciones digitales con bus de proceso.

Principales tecnologías

• Bobina Rogowski: devanado sobre un núcleo no magnético que abraza el conductor. Su salida es proporcional a la derivada de la corriente; la integración la hace el equipo que recibe la señal.
• CT de baja potencia con resistencia integrada: núcleo de hierro con una resistencia (shunt) incorporada que convierte la corriente secundaria en una tensión proporcional a la corriente primaria.
• Divisores de tensión: resistivos, capacitivos o resistivo-capacitivos, que entregan una tensión baja proporcional a la primaria.
• Sensor óptico de corriente: una fibra alrededor del conductor por la que viaja luz polarizada; el campo magnético de la corriente modifica la luz (efecto Faraday) y la electrónica la convierte en una medida.
• Unidad de fusión (merging unit): digitaliza las señales y las publica como valores muestreados por la red.

Cómo funcionan

En la bobina Rogowski la tensión inducida es e = M·di/dt, donde M es la inductancia mutua entre el conductor y la bobina. Como no hay hierro, no hay saturación ni histéresis: la misma bobina sirve para corrientes de carga y de cortocircuito con respuesta lineal. A cambio, la señal es pequeña, sensible a la posición del conductor y a campos externos según el diseño, y obliga a integrar con precisión en el relé o en la unidad de fusión. IEC 61869-10 cubre las bobinas Rogowski pasivas y excluye las que traen un integrador activo.

En el CT de baja potencia con núcleo el principio es el del CT clásico, pero la carga es una resistencia interna de valor fijo, de modo que el núcleo trabaja con muy poca inducción y la salida es una tensión.

Los divisores reparten la tensión primaria entre una rama de alta y otra de baja tensión; la salida depende de la relación de impedancias, y su exactitud depende de la estabilidad de esas impedancias y de la carga que conecte el equipo receptor. IEC 61869-11 trata los divisores pasivos con salida analógica y deja fuera las salidas que son derivada de la tensión.

En el sensor óptico, el campo magnético crea en la fibra una birrefringencia circular: las dos polarizaciones circulares de la luz viajan a velocidades distintas y acumulan un desfase. Como la fibra rodea por completo al conductor, ese desfase es proporcional a la integral del campo a lo largo del lazo, es decir, a la corriente (ley de Ampère). Al no tener núcleo magnético tampoco se satura y registra bien corrientes con componente continua.

Variantes y diferencias por nivel de tensión

• Media tensión: sensores Rogowski y divisores resistivos o capacitivos, muy compactos, con cables de señal y conectores normalizados hacia el relé de la celda. Un solo sensor cubre un rango amplio de corrientes nominales, según el fabricante. Compare con el CT de media tensión.
• Alta y extra alta tensión: sensores ópticos de corriente, a veces integrados al interruptor, y divisores para tensión, casi siempre con salida digital a través de la unidad de fusión. Compare con el CT de alta tensión y el CVT.
• Unidad de fusión independiente (SAMU): IEC 61869-13 la define para digitalizar las salidas de CT y PT convencionales (por ejemplo 1 A, 5 A o 100 V) y llevar subestaciones existentes al bus de proceso sin cambiar los equipos de patio.

Valores nominales y placa

Además de los datos comunes de un transformador de medida (tensión del sistema, niveles de aislamiento, frecuencia, clase de precisión), la placa de un LPIT indica la corriente o tensión primaria nominal y la tensión secundaria nominal de salida, la carga nominal del equipo receptor (una impedancia alta, no unos voltamperios) y, en muchos casos, factores de corrección de relación y de fase obtenidos en la calibración. Estos factores se cargan en el relé o en la unidad de fusión; si no se cargan, la medida queda fuera de clase. IEC 61869-10 y -11 contemplan clases de exactitud basadas en esos factores de corrección.

Integración con protección y control

Con salida analógica, el sensor se conecta a un relé con entradas para sensores, o a una unidad de fusión. Con salida digital, el LPIT publica valores muestreados según IEC 61869-9, que aplica IEC 61850 al bus de proceso, y los relés suscriben esos flujos. En el modelo IEC 61850 la unidad de fusión contiene los nodos lógicos TCTR y TVTR, uno por fase; aguas abajo, la protección (por ejemplo PDIF o PDIS) actúa sobre PTRC y este sobre el interruptor XCBR.

Todo el sistema depende de la sincronización de tiempo y de la red: si la unidad de fusión pierde la referencia de tiempo o se pierden tramas, los relés marcan las muestras como no válidas y bloquean funciones. Por eso este tema se complementa con la subestación digital IEC 61850 y la merging unit.

Pruebas de puesta en servicio y mantenimiento

• Verificación de relación y fase del conjunto sensor más equipo receptor, con inyección primaria, comparando con un patrón o con la medida de otro equipo.
• Comprobación de factores de corrección y de la configuración del tipo de sensor en el relé o la unidad de fusión.
• Polaridad y secuencia de fases con la carga real al energizar.
• Inyección secundaria con equipos que generan señales de bajo nivel o valores muestreados, en lugar de 1 A o 5 A; vea la inyección secundaria.
• Revisión de la red de proceso: suscripciones, calidad de las muestras, sincronización y alarmas.
• Aislamiento de la parte primaria según el fabricante y la norma aplicable.

Fallas comunes y qué revisar primero

• Medida desplazada en una fase: factor de corrección no cargado o sensor intercambiado entre fases.
• Corriente con desfase de 90°: señal de Rogowski sin integrar o tipo de sensor mal configurado.
• Valores erráticos: cable de señal dañado, conector mal asentado o ruido por mala puesta a tierra de la pantalla.
• Bloqueo de protecciones en la subestación digital: pérdida de sincronización o de tramas; revise primero el reloj y la red antes que el sensor.
• En sensores ópticos: alarmas de la electrónica o de nivel de luz, que indican fibra o fuente degradadas.

Configuración y pruebas con Tiza Group

Buena parte de los problemas de estos sensores está en la configuración del relé o de la unidad de fusión: tipo de sensor, factores de corrección, suscripciones y sincronización. En Tiza Group podemos revisarla y ajustarla mediante configuración remota de relés, y realizar en sitio la inyección y la puesta en servicio. Escríbanos con la marca y el modelo de sus equipos.

Referencias

• IEC 61869-1, Transformadores de medida: requisitos generales.
• IEC 61869-6, Requisitos generales adicionales para transformadores de medida de baja potencia.
• IEC 61869-9, Interfaz digital para transformadores de medida.
• IEC 61869-10, Transformadores de corriente pasivos de baja potencia.
• IEC 61869-11, Transformadores de tensión pasivos de baja potencia.
• IEC 61869-13, Unidad de fusión independiente (SAMU).
• IEC 61850-7-4, Clases de nodos lógicos compatibles.

Preguntas frecuentes