Cómo elegir un transformador de distribución trifásico con neutro puesto a tierra

Cómo elegir un transformador de distribución trifásico para un neutro puesto a tierra

Elegir un transformador de distribución trifásico para un sistema con neutro puesto a tierra requiere algo más que hacer coincidir las tensiones y las potencias nominales en kVA. La conexión de los devanados, la disponibilidad de un terminal de neutro, la configuración de puesta a tierra y las características de secuencia cero determinan si la protección contra fallas a tierra funcionará según lo previsto. El desequilibrio de carga y los armónicos también pueden modificar considerablemente la carga térmica, incluso cuando la demanda total parece estar muy por debajo de la potencia nominal indicada en la placa.

La pregunta inicial útil no es simplemente: «¿Este transformador tiene neutro?», sino: «¿Qué corriente debe soportar ese neutro y por dónde retornará la corriente de falla?». Responda a estas preguntas antes de comparar precios o aceptar una configuración de devanados estándar.

Defina qué neutro debe ponerse a tierra

Un suministro de media tensión con neutro puesto a tierra no proporciona automáticamente un neutro puesto a tierra utilizable en el lado de baja tensión. En un transformador convencional de dos devanados, estos están aislados eléctricamente. Por tanto, la configuración de puesta a tierra del secundario debe diseñarse por separado y coordinarse con la protección aguas arriba y los requisitos de la compañía eléctrica.

En un edificio comercial alimentado a 20 kV y con distribución a 400/230 V, lo habitual es requerir un devanado de baja tensión en estrella, con el punto estrella conectado a un terminal de neutro. Según el diseño de la instalación, dicho terminal sirve tanto para la conexión de puesta a tierra prevista como para la conexión del neutro de carga. Un secundario en delta no proporciona el mismo punto estrella con neutro directamente accesible.

Distinga también entre la puesta a tierra del neutro y la puesta a tierra de los equipos. Conectar la envolvente del transformador al sistema de puesta a tierra de protección no establece la referencia del neutro secundario. El diagrama unifilar debe mostrar claramente ambas configuraciones, incluida cualquier impedancia de puesta a tierra y la ubicación prevista de la conexión entre neutro y tierra.

Lea el grupo vectorial y compruebe lo que no indica

Una conexión con primario en delta y secundario en estrella con neutro accesible es una opción habitual para la distribución de baja tensión con cuatro conductores. Según la notación IEC, Dyn11 es un ejemplo conocido: la «n» minúscula indica que el neutro de baja tensión está conectado a un terminal, mientras que el número de reloj identifica el desfase. Es una opción que se debe evaluar, no una especificación universal.

El devanado en delta proporciona una trayectoria interna de circulación asociada a las corrientes de secuencia cero del secundario. Estas corrientes no se transfieren a los conductores de línea del primario como corriente de secuencia cero. Esta distinción es importante al ubicar la protección contra fallas a tierra: no se debe suponer que una medición de corriente residual aguas arriba detectará una falla a tierra aguas abajo a través de ese devanado en delta.

Los diseños estrella-estrella con neutro puesto a tierra requieren examinar con más detalle la configuración completa. La construcción del núcleo, la puesta a tierra del neutro primario y cualquier devanado terciario en delta afectan el comportamiento de secuencia cero. Por tanto, dos transformadores con idénticas potencias en kVA y tensiones nominales pueden responder de manera diferente ante una falla a tierra. Solicite el diagrama de devanados propuesto y los datos de secuencia cero en lugar de basarse en la indicación «apto para sistemas con neutro puesto a tierra» de una oferta.

Para el funcionamiento en paralelo, el desfase es solo una de las condiciones de aceptación. La relación de transformación, la posición de las tomas, la impedancia, la secuencia de fases y las configuraciones de neutro también deben ser compatibles. Un transformador de reemplazo puede tener la misma tensión de funcionamiento y, aun así, no ser adecuado para conectarse a la barra existente.

Incluya el método de puesta a tierra en el estudio de protección

La puesta a tierra directa, la puesta a tierra mediante resistencia y otros métodos imponen requisitos diferentes. Un secundario puesto a tierra directamente puede soportar una corriente de falla a tierra considerable, pero su valor real depende de las impedancias de secuencia del transformador y de la impedancia total del bucle de falla. No se debe considerar equivalentes una trayectoria metálica de retorno de baja impedancia y una trayectoria de retorno dependiente de un electrodo.

La puesta a tierra mediante resistencia limita intencionadamente la corriente. Su idoneidad depende de la tensión, las cargas conectadas, los requisitos de continuidad y la normativa aplicable. No debe sustituirse de forma improvisada en una instalación convencional de cuatro conductores que alimenta cargas entre fase y neutro. La resistencia de puesta a tierra, el sistema de supervisión, los requisitos de aislamiento y la filosofía de despeje de fallas deben diseñarse conjuntamente.

Para una falla monofásica a tierra, el cálculo utiliza las redes de secuencia positiva, negativa y cero, junto con las impedancias de puesta a tierra y de falla. El porcentaje de impedancia de placa que suele utilizarse para calcular cortocircuitos trifásicos no es suficiente por sí solo. Solicite datos de impedancia de secuencia cero adecuados para la conexión de devanados y la condición de puesta a tierra propuestas, o acuerde una evaluación de ingeniería cuando no se disponga de datos medidos.

La protección debe funcionar en ambos extremos. La corriente máxima de falla prevista determina los requisitos de capacidad de interrupción y resistencia; la corriente mínima de falla determina si una falla distante se despejará con rapidez. Compruebe también la ubicación de los sensores. Un transformador de corriente residual debe abarcar los conductores activos previstos, incluido el neutro cuando corresponda, y excluir el conductor de protección de puesta a tierra.

Dimensione el equipo según la carga de fase y el calentamiento del neutro, no solo por los kVA totales

Considere una instalación con motores trifásicos, circuitos monofásicos de oficina y fuentes de alimentación electrónicas. En un informe mensual, la demanda total puede parecer equilibrada, aunque durante un turno concreto una fase esté muy cargada. Evaluar únicamente los kVA totales puede ocultar una sobrecarga del devanado. Revise la corriente máxima de cada fase y las combinaciones de funcionamiento realistas, no solo la suma de las cargas conectadas.

Las cargas no lineales plantean otro problema. Los componentes armónicos de orden triple de las cargas monofásicas pueden sumarse en el neutro en lugar de cancelarse. Algunos equipos modernos incorporan una mitigación eficaz de armónicos, por lo que no es prudente suponer ni que «todas las cargas electrónicas son severas» ni que «las cargas equilibradas implican corriente nula en el neutro». Cuando estén disponibles, utilice los datos de los equipos o un espectro de armónicos medido.

Solicite al fabricante que especifique la corriente continua nominal del terminal de neutro y de sus conexiones internas. Un cable neutro externo de gran sección no compensa una conexión interna con capacidad insuficiente. Si la carga armónica es significativa, evalúe las pérdidas adicionales en los devanados, el aumento de temperatura y cualquier reducción de potencia o diseño para cargas armónicas que se requiera. Una potencia nominal estándar superior no es automáticamente la mejor solución.

Como referencia de escala, un transformador de 1.000 kVA a 400 V tiene una corriente nominal de línea trifásica de aproximadamente 1.443 A, según I = S / (√3 × V). Este valor establece la referencia de corriente de fase nominal, no la corriente de neutro aceptable ni la capacidad para soportar cargas armónicas.

Evalúe la instalación física junto con el diseño eléctrico

Vale la pena considerar equipos secos de resina moldeada para instalaciones industriales y comerciales interiores en las que la contención de líquidos y la estrategia de protección contra incendios influyan en la selección de equipos. Aun así, necesitan ventilación suficiente, distancias adecuadas y una envolvente apropiada para las condiciones de polvo, humedad y acceso. La resina moldeada no hace que cualquier entorno de instalación sea aceptable.

Para un proyecto de 20 kV, Jinshida Electric Power Technology Co., Ltd. ofrece una gama de transformadores de distribución trifásicos secos de resina moldeada de 20 kV con opciones de secundario declaradas de 0,4 kV o 0,415 kV y un rango de tomas de alta tensión de ±2 × 2,5 %. El alcance de fabricación e ingeniería de aplicaciones del proveedor hace que la conversación vaya más allá de las potencias nominales: solicite confirmación de la conexión de los devanados, la capacidad nominal del neutro y la compatibilidad con la puesta a tierra para la unidad concreta ofertada.

La envolvente IP23 publicada y la clasificación de comportamiento frente al fuego F1 responden a preocupaciones diferentes. Ninguna de ellas demuestra que el equipo sea adecuado para cualquier emplazamiento exterior, contaminado o sensible al fuego. Confirme la documentación de clasificación aplicable y la configuración real de la envolvente. Asimismo, la capacidad indicada de carga del 120 % de la nominal con refrigeración por aire forzado debe considerarse condicional: consulte la duración permitida, la temperatura ambiente, los límites de aumento de temperatura y el funcionamiento en caso de fallo del ventilador.

Los transformadores secos también requieren inspección. Los conductos de ventilación pueden obstruirse, los terminales deben revisarse adecuadamente y la protección de temperatura debe seguir funcionando. El acceso para estas tareas debe incluirse en la revisión de la distribución, especialmente cuando la conexión del neutro o el conductor de puesta a tierra queden detrás de una zona congestionada de terminaciones de cables.

Convierta las afirmaciones del proveedor en una selección verificable

Una larga lista de normas o marcas de certificación es menos útil que los documentos vinculados al diseño ofertado. La IEC 60076-11 es pertinente para los transformadores secos, y se aplican otras disposiciones de la IEC 60076 según corresponda. Los proyectos que utilizan requisitos IEEE necesitan la especificación contractual correspondiente. Un certificado de sistema de gestión de calidad ISO 9001 no demuestra que un transformador concreto cumpla todos los requisitos eléctricos.

Antes de la aprobación técnica, resuelva estos puntos concretos:

• Obtenga el grupo vectorial garantizado, el diagrama de terminales, la corriente nominal del neutro y los detalles de aislamiento del neutro.
• Confirme los valores y tolerancias de impedancia, así como los datos o supuestos de secuencia cero utilizados en el estudio de protección.
• Solicite las garantías de pérdidas y aumento de temperatura para la potencia seleccionada, las condiciones de referencia indicadas y el modo de refrigeración.
• Identifique las pruebas de rutina, las pruebas de tipo o especiales que se requieran y los informes aplicables al diseño ofertado.
• Acuerde las alarmas de temperatura, los contactos de disparo, los controles de ventiladores y las interfaces con la protección de la instalación.

Compare las afirmaciones sobre eficiencia únicamente para las condiciones indicadas de carga, factor de potencia y temperatura. Una cifra destacada superior al 99 % no demuestra el rendimiento energético anual. Las pérdidas garantizadas en vacío y en carga, junto con el perfil de servicio previsto, permiten una comparación más útil.

El paquete de aprobación final debe vincular tres documentos: la ficha técnica del transformador, el diagrama de puesta a tierra y el estudio de protección. Si no coinciden en lo relativo a la conexión del neutro, la corriente de falla disponible o el método de despeje, la selección no está completa. Resuelva esa discrepancia antes de autorizar la fabricación del transformador, no después de que llegue a la sala de celdas.