Un relé sobre la tapa: protección por gas, presión, temperatura y nivel en transformadores herméticos

En el ámbito de la protección de transformadores de distribución inmersos en líquido, los dispositivos DGPT2 (Detección de Gas, Presión y Temperatura, con dos niveles de temperatura) constituyen elementos de supervisión integral, especialmente en transformadores herméticos o con conservador. Para estos últimos existe una versión que se conecta al conservador mediante un tubo flexible [1].

El DGPT2 integra en un único equipo múltiples funciones de protección que tradicionalmente se implementaban de forma separada.

Corresponde al relé de protección para transformadores herméticos sin colchón de gas definido en la norma europea EN 50216-3 [1], [2]. La norma internacional IEC 60076-22-1 lo recoge también en su apartado 7.3 [3].

Su objetivo principal es detectar condiciones anómalas internas del transformador antes de que evolucionen hacia fallos catastróficos.

Desde el punto de vista funcional, estos dispositivos monitorizan principalmente (Figura 1):

Generación de gas: Detectan acumulaciones de gas derivadas de defectos internos como arcos de baja energía, puntos calientes o fallos dieléctricos. Incorporan además una llave de muestreo de fácil acceso, que permite extraer el gas para analizarlo [2]. En el caso del DGPT2, esta función actúa de forma análoga a un relé Buchholz simplificado en transformadores herméticos. Su actuación requiere que el defecto genere gas suficiente para formar burbujas, por lo que el análisis de gases disueltos en el aceite sigue siendo necesario para los defectos más incipientes.

Sobrepresión interna: Un incremento brusco de presión es indicativo de un fallo interno severo (arco eléctrico interno) [1]. El disparo por sobrepresión permite dar la orden de apertura al interruptor asociado cuando la presión alcanza el umbral, reduciendo el riesgo de ruptura del tanque, aunque el resultado depende de la energía del arco y del tiempo de despeje del fallo. La norma admite hasta 0,5 s para la actuación de los contactos del relé [2].

Temperatura del aceite: Incorporan dos termostatos independientes y regulables y un indicador de temperatura, que supervisan la temperatura del fluido dieléctrico. Como opción, pueden llevar además una sonda PT100 [1]. Se configuran dos umbrales, de alarma y de disparo, permitiendo una gestión térmica adecuada y limitando el envejecimiento prematuro del aislamiento.

Nivel de aceite: Detectan descensos anómalos del nivel, asociados a fugas o pérdidas de estanqueidad, lo que compromete la rigidez dieléctrica del sistema. Habitualmente, esta función comparte contacto con la detección de gas [2].

1. Esquema de principio del relé montado sobre la tapa de la cuba: la cámara llena de aceite comunica con la cuba, el gas desplaza el aceite y baja el flotador, el presostato toma la presión de la cámara y la vaina lleva el sensor de temperatura al aceite. Elaboración propia a partir de [1] y [2].

Las funciones se ordenan según la gravedad del defecto (Tabla 1). Habitualmente, la acumulación de gas, la pérdida de aceite y el primer umbral de temperatura se asignan a alarma [2], permitiendo inspeccionar el transformador y programar la intervención. La sobrepresión y el segundo umbral suelen asignarse a disparo, para desconectar el transformador. Según el proyecto de protección, el gas y el nivel pueden asignarse también a disparo.

1. Funciones del relé, valor de actuación según la norma EN 50216-3 y asignación habitual de cada contacto. La asignación final la fija el proyecto de protección.

A nivel constructivo, estos equipos se caracterizan por su diseño compacto y montaje directo sobre la cuba del transformador, lo que simplifica el cableado. Incorporan contactos secos de tipo conmutado para señalización y disparo, facilitando su integración en sistemas SCADA (supervisión, control y adquisición de datos) o protecciones de subestación [1], [2].

Entre sus características técnicas más relevantes:

• Construcción apta para condiciones severas, incluida la intemperie y, como opción, atmósferas industriales y marinas [1].

• Estanqueidad verificada, según la norma, en cada unidad (aceite a 90 °C y 100 kPa, 30 min) y en el ensayo de tipo (250 kPa y 115 °C, 2 min) [2].

• Ajustes configurables de temperatura y presión.

• Sensor de temperatura alojado en una vaina sumergida en el aceite [1].

• Compatibilidad con aceites minerales y dieléctricos alternativos, según las especificaciones de los fabricantes. El volumen de gas que acciona la alarma depende de la densidad del fluido [1].

• Grado de protección elevado (IP56 en la versión estándar de un fabricante, o IP67 en su opción para atmósferas industriales y marinas) [1]. La norma exige IP55 para la tapa de la caja de bornes [2].

Desde el punto de vista de seguridad, su valor reside en la detección temprana de fallos en evolución, permitiendo actuaciones preventivas antes de daños irreversibles.

En redes de distribución y plantas de generación renovable, donde la continuidad de servicio es crítica, estos dispositivos pueden contribuir a limitar indisponibilidades y riesgos operativos.

En definitiva, el DGPT2 reúne en un equipo compacto la supervisión de gas, presión, temperatura y nivel de los transformadores herméticos.

Declaración de conflictos de interés

El autor declara que no existen conflictos de interés en relación con este manuscrito.

Referencias

1. Automation 2000, Technical instructions DGPT2, doc. T/NOT-0021, rev. 15. Francia: Automation 2000, dic. 2025. [En línea]. Disponible: https://www.automation2000.com/wp-content/uploads/2025/12/dgpt2-en-15.pdf

2. CENELEC, Power transformer and reactor fittings — Part 3: Protective relay for hermetically sealed liquid-immersed transformers and reactors without gaseous cushion, EN 50216-3:2002+A1:2002+A2:2006. Bruselas, Bélgica: CENELEC, 2006.

3. IEC, Power transformers — Part 22-1: Power transformer and reactor fittings — Protective devices, IEC 60076-22-1:2019. Ginebra, Suiza: IEC, 2019.