¿Cuándo se requiere un transformador de puesta a tierra trifásico en un sistema eléctrico?

Se requiere un transformador de puesta a tierra trifásico cuando un sistema eléctrico trifásico no tiene un punto neutro utilizable, pero aún necesita una conexión definida a tierra. Esto suele ocurrir con devanados conectados en delta, barras de distribución sin puesta a tierra o sistemas alimentados mediante electrónica de potencia o transformadores que no proporcionan un neutro en estrella puesto a tierra.

La razón práctica no es simplemente «añadir puesta a tierra». Un transformador de puesta a tierra crea un camino controlado para la corriente de falla monofásica a tierra. Este camino proporciona a los relés de protección suficiente información de corriente o tensión para identificar una falla, aislar el alimentador afectado y mantener el resto del sistema funcionando según lo previsto. Sin él, una falla a tierra puede ser difícil de detectar, puede producir sobretensiones transitorias excesivas o puede dejar partes conductoras expuestas a un potencial inseguro.

La primera pregunta: ¿el sistema ya tiene un neutro puesto a tierra?

Un transformador de puesta a tierra generalmente es innecesario cuando el transformador de fuente ya cuenta con un secundario en estrella puesto a tierra correctamente diseñado y ese neutro está disponible para el sistema de distribución. En esta disposición, el punto neutro ya proporciona la referencia a tierra, y la puesta a tierra puede implementarse directamente o mediante una resistencia o un reactor de puesta a tierra.

La necesidad se vuelve más clara cuando la alimentación principal está conectada en delta. Un sistema delta puede operar sin conductor neutro, lo cual resulta útil para muchas cargas industriales, pero no tiene un punto neutro inherente para conectar a tierra. Durante una falla de una fase a tierra, el sistema puede continuar funcionando con las tensiones de las otras dos fases desplazadas respecto a tierra. Esto puede ocultar la primera falla mientras aumenta el esfuerzo eléctrico sobre el aislamiento en buen estado.

Se instala un transformador de puesta a tierra zigzag o estrella-delta para establecer un neutro artificial. El neutro puede entonces conectarse a tierra de forma sólida, mediante resistencia o mediante reactancia, según los requisitos de protección y continuidad de la red.

Situaciones en las que suele requerirse un transformador de puesta a tierra

No todos los sistemas trifásicos necesitan uno. Normalmente se considera cuando la configuración de la red y el objetivo de protección crean una necesidad real de una referencia neutra.

• Barras de media o baja tensión conectadas en delta: Un secundario delta puede alimentar eficazmente motores y equipos trifásicos, pero no ofrece un punto neutro para la puesta a tierra del sistema. Un transformador de puesta a tierra proporciona ese punto sin cambiar la conexión del transformador de potencia principal.
• Plantas industriales con distribución dominada por motores: Las instalaciones con motores grandes, variadores de velocidad, equipos de proceso y circuitos alimentadores largos suelen necesitar una detección fiable de fallas a tierra. Una disposición de puesta a tierra controlada ayuda a los sistemas de protección a distinguir una falla de las condiciones normales de operación.
• Sistemas de captación de energía renovable: Las instalaciones solares y eólicas pueden incluir múltiples transformadores de inversores, alimentadores colectores, equipos de maniobra y configuraciones operativas cambiantes. Un transformador de puesta a tierra puede proporcionar una referencia de tierra estable para una barra colectora cuando la configuración de la fuente no la proporciona de otro modo.
• Microrredes que pueden operar en modo isla: Al desconectarse de la red eléctrica, una microrred puede perder la referencia de puesta a tierra que existía a través del transformador de la red aguas arriba. Si la generación local o el transformador del inversor no establece un neutro, puede ser necesario un transformador de puesta a tierra para una protección segura contra fallas en modo isla.
• Sistemas que utilizan puesta a tierra mediante resistencia: Si el objetivo de diseño es limitar la corriente de falla a tierra en lugar de permitir una corriente de falla muy alta, el transformador de puesta a tierra suele combinarse con una resistencia de puesta a tierra del neutro. El transformador crea el neutro; la resistencia establece el nivel de corriente de falla.
• Proyectos de modernización: Sustituir un transformador principal simplemente para obtener un neutro puesto a tierra puede ser costoso y disruptivo. Añadir un transformador de puesta a tierra a una barra delta existente suele ser una solución más específica.

El punto clave es que el transformador no se selecciona porque una instalación tenga «alimentación trifásica». Se selecciona porque el sistema necesita un punto de puesta a tierra que la fuente existente no proporciona.

Por qué un sistema sin puesta a tierra o con una puesta a tierra deficiente puede causar problemas

En un sistema sin puesta a tierra, una primera falla de línea a tierra puede generar solo una corriente capacitiva relativamente pequeña. Esto puede parecer atractivo porque la instalación puede seguir operando. Sin embargo, la operación continuada con una falla no detectada tiene consecuencias. Las fases sin falla pueden elevarse hasta la tensión línea a línea con respecto a tierra, sometiendo a mayor esfuerzo los cables, los devanados de motores, los descargadores de sobretensión y los equipos conectados.

Las fallas intermitentes de arco a tierra son particularmente problemáticas. La conmutación y el reencendido pueden crear sobretensiones transitorias difíciles de predecir a partir de mediciones rutinarias de carga. Un sistema puesto a tierra deliberadamente proporciona a la falla un camino definido y hace que el comportamiento de la protección sea más repetible.

La puesta a tierra también mejora el diagnóstico. Si un alimentador desarrolla una falla de aislamiento, el personal de operación necesita saber qué circuito está afectado. Una disposición correctamente coordinada de transformador de puesta a tierra, resistencia de puesta a tierra, esquema de relés y transformador de corriente puede hacer posible el disparo selectivo. El objetivo no siempre es desconectar toda la barra; es eliminar la sección defectuosa con la menor interrupción innecesaria.

Puesta a tierra sólida, puesta a tierra mediante resistencia y por qué importa la diferencia

Un transformador de puesta a tierra no determina por sí solo el método de puesta a tierra. Su neutro puede admitir diferentes disposiciones de puesta a tierra, y cada una produce un comportamiento de falla distinto.

La puesta a tierra mediante resistencia se malinterpreta con frecuencia. No elimina la necesidad de protección; hace que la corriente de falla sea manejable. El esquema de relés aún debe detectar el evento e iniciar la respuesta de alarma o disparo requerida. Una resistencia seleccionada sin considerar la corriente de carga capacitiva del sistema, el tiempo de despeje de falla y la sensibilidad del relé puede dejar la instalación con un rendimiento de protección deficiente.

Transformador de puesta a tierra frente a un transformador de potencia con neutro en estrella

Un transformador de potencia convencional transfiere energía entre niveles de tensión. Un transformador de puesta a tierra se instala principalmente para crear un punto neutro y proporcionar un camino para la corriente de secuencia cero. Puede transportar poca o ninguna corriente de carga durante el funcionamiento normal, pero debe soportar la exigencia térmica y mecánica impuesta por una falla a tierra durante la duración de despeje especificada.

Esta diferencia es importante durante la especificación. Seleccionar una unidad solo por la tensión del sistema es insuficiente. El diseñador también debe determinar la tensión neutra requerida, el método de puesta a tierra, la corriente de falla a tierra prevista, la duración de la falla, el nivel de aislamiento, las condiciones ambientales y la interfaz de protección. En un sistema puesto a tierra mediante resistencia, el transformador de puesta a tierra y la resistencia del neutro deben tratarse como un conjunto coordinado, no como componentes independientes.

Los proyectos de almacenamiento de energía y energías renovables necesitan una revisión independiente de la puesta a tierra

Las cuestiones de puesta a tierra adquieren mayor importancia cuando un sistema incluye generación basada en inversores o almacenamiento de energía en baterías. Los transformadores de inversores pueden estar conectados en delta en un lado, y la referencia de puesta a tierra puede cambiar dependiendo de si el sitio está conectado a la red, en modo isla, cargando, descargando o transferido entre fuentes.

Por ejemplo, una microrred industrial o a escala de servicios públicos que utiliza un sistema de baterías en contenedor debe evaluar la barra colectora de CA, el grupo vectorial del transformador, la disponibilidad del neutro y el comportamiento de protección en cada modo de operación. Equipos como elSistema de almacenamiento de energía en contenedor con refrigeración líquida de 1MW/2MWh pueden formar parte de una disposición más amplia de energías renovables o microrred, pero el contenedor de almacenamiento en sí no resuelve automáticamente el diseño de puesta a tierra de CA. La decisión sobre el transformador de puesta a tierra corresponde al diagrama unifilar eléctrico completo, incluidos el PCS, el transformador elevador, la aparamenta, los alimentadores y la disposición de interconexión a la red.

Un error común es asumir que la fuente de la red eléctrica siempre proporcionará la referencia de puesta a tierra. Esta suposición falla cuando un interruptor de transferencia abre la conexión con la red y la fuente local pasa a ser responsable de mantener la detección de fallas. Por lo tanto, la operación en modo isla debe revisarse independientemente de la operación normal conectada a la red.

Qué confirmar antes de especificar una unidad

El documento inicial más útil es el diagrama unifilar. Debe mostrar todas las conexiones de devanados de transformadores, puntos neutros, conductores de puesta a tierra, posiciones de interruptores, generadores, interfaces de inversores y dispositivos de protección de alimentadores. A partir de ahí, la decisión de puesta a tierra se convierte en una evaluación técnica en lugar de una elección de catálogo.

• ¿La barra está alimentada por delta, estrella sin puesta a tierra, estrella puesta a tierra o más de una fuente?
• ¿Ya está disponible un punto neutro y es adecuado para la puesta a tierra?
• ¿Qué ocurre durante una falla de línea a tierra en cada configuración operativa?
• ¿La falla debe despejarse inmediatamente, generar una alarma para una parada controlada o aislarse selectivamente?
• ¿Qué corriente de falla a tierra pueden soportar la aparamenta, los cables, el transformador, la resistencia y los dispositivos de protección?
• ¿El sistema operará alguna vez en modo isla o con fuentes en paralelo?
• ¿Los relés de protección pueden detectar de forma fiable la corriente de falla prevista?

Estas preguntas deben responderse conjuntamente. Un transformador de puesta a tierra eléctricamente correcto, pero mal coordinado con los relés, la capacidad de la resistencia o las clasificaciones de la aparamenta, no proporcionará el resultado de protección previsto.

Casos en los que puede no ser la solución adecuada

Un transformador de puesta a tierra trifásico no es un accesorio de seguridad universal. Puede ser innecesario cuando una fuente en estrella puesta a tierra ya proporciona un neutro correctamente dimensionado y protegido. También puede ser la solución equivocada si el problema subyacente es un aislamiento dañado, una unión equipotencial inadecuada, un relé de protección aplicado incorrectamente o una mala separación entre los conductores de puesta a tierra de equipos y los conductores neutros.

No debe utilizarse para crear un neutro para cargas monofásicas ordinarias a menos que el sistema de distribución, el dimensionamiento de conductores, el equilibrio de cargas y el esquema de protección estén diseñados para ese fin. Un transformador de puesta a tierra establece una referencia de puesta a tierra del sistema; no es automáticamente un transformador de servicio para suministrar cargas línea a neutro.

Preguntas frecuentes

¿Puede un sistema conectado en delta operar sin un transformador de puesta a tierra?

Sí. Algunos sistemas se diseñan intencionalmente sin puesta a tierra. La decisión depende del riesgo de falla aceptable, la coordinación de aislamiento, la filosofía operativa y la capacidad de localizar una primera falla a tierra. Cuando se requieren una protección predecible y una referencia de tierra estable, un transformador de puesta a tierra suele ser la solución preferida.

¿Es un transformador zigzag lo mismo que un transformador de puesta a tierra?

Una conexión zigzag es un diseño común de transformador de puesta a tierra porque crea un punto neutro mientras presenta una alta impedancia a la corriente de carga trifásica equilibrada. «Transformador de puesta a tierra» describe la función; «zigzag» describe un método de conexión utilizado para proporcionarla.

¿Un transformador de puesta a tierra protege por sí solo los equipos?

No. Crea el camino de corriente de falla necesario para que la protección funcione según lo diseñado. La protección también depende de las resistencias o reactores de puesta a tierra cuando se utilizan, los ajustes de relés, la detección de corriente, los dispositivos de maniobra y la coordinación correcta en todo el sistema.

Cuando un sistema carece de un neutro puesto a tierra, la pregunta correcta no es simplemente si la puesta a tierra es deseable. Es si el sitio puede detectar, controlar y despejar una falla de línea a tierra bajo todas las condiciones operativas previstas. Cuando la respuesta es no, suele requerirse una disposición de transformador de puesta a tierra correctamente diseñada.