Cómo un transformador de puesta a tierra de subestación limita la sobretensión por falla a tierra

Una falla a tierra se vuelve peligrosa en una subestación aislada o con puesta a tierra de alta impedancia no simplemente porque una fase toca tierra, sino porque las fases sanas pueden elevarse sustancialmente por encima de su tensión normal fase-tierra. Un transformador de puesta a tierra de subestación proporciona a una red sin neutro accesible una referencia controlada a tierra. Cuando se coordina correctamente con una resistencia o reactor de puesta a tierra del neutro, limita el desplazamiento del neutro que provoca sobretensiones por falla a tierra, al tiempo que crea una trayectoria de corriente definida que los relés de protección pueden detectar.

La distinción importante es que un transformador de puesta a tierra no elimina todos los transitorios. Los impulsos de rayo, las sobretensiones de maniobra, los efectos de energización de cables y las condiciones resonantes siguen requiriendo medidas de coordinación de aislamiento y protección contra sobretensiones. Su contribución principal consiste en controlar la respuesta del sistema ante fallas monofásicas a tierra y evitar que la red se comporte como un sistema flotante no controlado.

Por qué una red sin puesta a tierra puede experimentar alta tensión de falla a tierra

Muchos devanados de transformadores de media tensión están conectados en delta, y algunos sistemas utilizan configuraciones sin puesta a tierra o con puesta a tierra por impedancia. Estas configuraciones pueden no proporcionar un punto neutro que pueda conectarse directamente a tierra. En condiciones normales equilibradas, esto no es necesariamente un problema: cada tensión fase-tierra se establece principalmente por la capacitancia distribuida de cables, barras colectoras, máquinas rotativas, transformadores y equipos conectados.

Durante una falla monofásica a tierra, la fase en falla se aproxima al potencial de tierra. Si no existe una trayectoria intencional de puesta a tierra, el punto neutro se desplaza. Las dos fases no afectadas pueden entonces aproximarse a la tensión línea-línea con respecto a tierra, en lugar de mantenerse cerca de su tensión normal fase-tierra. Este aumento de exigencia afecta al aislamiento de cables, al aislamiento de devanados de transformadores, a los transformadores de tensión, a los descargadores de sobretensión, a la aparamenta y a los motores conectados.

La corriente de carga capacitiva también fluye desde las fases sanas a través de la capacitancia de la red hacia la falla. En un sistema compacto y de tamaño moderado, esta corriente puede ser pequeña. En subestaciones con gran cantidad de cables, redes colectoras de energías renovables, plantas industriales o redes con muchos alimentadores conectados, puede ser lo suficientemente grande como para mantener una falla a tierra por arco. Un arco intermitente puede extinguirse y reencenderse repetidamente, produciendo sobretensiones transitorias abruptas más graves que un desplazamiento del neutro en régimen permanente.

La trayectoria de falla controlada modifica la respuesta del sistema

Un transformador de puesta a tierra suele conectarse a la barra colectora o al devanado terciario del transformador y normalmente se configura en zigzag o estrella-delta. Su disposición de devanados genera un punto neutro sin actuar como el transformador principal que transfiere potencia de carga masiva entre niveles de tensión.

Para las corrientes de secuencia positiva y negativa, los efectos magnéticos en un transformador de puesta a tierra zigzag se cancelan en gran medida. Sin embargo, para la corriente de secuencia cero, las secciones de devanado se refuerzan entre sí y proporcionan una trayectoria magnética de baja impedancia hacia el neutro. Conectar el neutro a tierra directamente, mediante una resistencia o mediante un reactor establece el circuito de puesta a tierra de secuencia cero previsto.

Durante una falla a tierra, la corriente sigue una ruta controlada:

• desde la fase energizada hasta el punto de falla y tierra;
• a través del sistema de puesta a tierra de la subestación hasta la conexión del neutro del transformador de puesta a tierra;
• a través del transformador de puesta a tierra y su impedancia de puesta a tierra del neutro conectada;
• de regreso a la fuente a través de la red de secuencia cero.

Esta trayectoria limita cuánto puede desplazarse el neutro del sistema y determina la corriente de falla a tierra disponible para los relés de protección. El objetivo de diseño no siempre es maximizar la corriente de falla. Una configuración con puesta a tierra sólida puede producir suficiente corriente para una desconexión rápida y selectiva, pero puede aumentar el daño en el punto de falla. La puesta a tierra mediante resistencia restringe intencionalmente la corriente, reduciendo el estrés térmico y de arco eléctrico al tiempo que proporciona una corriente residual o de neutro medible. Puede seleccionarse la puesta a tierra mediante reactor cuando el objetivo es compensar la corriente capacitiva de falla a tierra, aunque su respuesta debe evaluarse cuidadosamente a medida que cambia la red conectada.

Cómo limita en la práctica la sobretensión por falla a tierra

El mecanismo de limitación de sobretensión tiene tres partes relacionadas. Primero, la puesta a tierra intencional proporciona al neutro una referencia de tensión definida. Esto evita que las fases sanas se eleven libremente hacia la tensión línea-línea completa respecto a tierra durante una falla sostenida.

Segundo, la impedancia de puesta a tierra seleccionada controla la magnitud y la relación de fase de la corriente de secuencia cero. Una resistencia introduce amortiguamiento. Ese amortiguamiento es especialmente valioso donde las fallas intermitentes y la capacitancia del sistema podrían, de otro modo, generar repetidas tensiones transitorias de recuperación. Un reactor modifica el equilibrio reactivo del circuito de puesta a tierra y puede reducir la corriente de falla en una red compensada diseñada adecuadamente, pero una reactancia mal ajustada puede dejar un sistema propenso a la resonancia o a fallas difíciles de detectar.

Tercero, el transformador de puesta a tierra hace que la protección sea fiable. Una falla que produce solo corriente capacitiva puede ser difícil de localizar selectivamente. Una vez que existe una rama de puesta a tierra definida, los relés pueden utilizar corriente de neutro, corriente residual, tensión residual, elementos direccionales o una combinación de estas magnitudes. Una eliminación de fallas más rápida y selectiva reduce el tiempo durante el cual el aislamiento está expuesto a una tensión fase-tierra anormal.

Este último punto suele pasarse por alto en las revisiones de diseño: el control de tensión y la sensibilidad de protección no son decisiones independientes. Una impedancia de puesta a tierra que reduce la corriente de falla de manera muy agresiva puede reducir los daños, pero también puede dejar una señal fiable insuficiente para el esquema de relés instalado. Por el contrario, una baja impedancia puede simplificar la protección, pero imponer una mayor exigencia de falla a los equipos y a la malla de puesta a tierra. Por lo tanto, el transformador de puesta a tierra, el dispositivo de puesta a tierra del neutro, los ajustes de relés, la configuración de alimentadores y la coordinación de aislamiento deben evaluarse como un solo sistema.

La capacidad nominal del transformador debe seguir el régimen de puesta a tierra

Un transformador de puesta a tierra no se selecciona según los MVA de carga de la barra colectora. Su capacidad crítica es su aptitud para soportar corriente de falla a tierra durante la duración requerida sin esfuerzo térmico o mecánico inaceptable. El evaluador necesita conocer la corriente de falla a tierra prevista, el tiempo de despeje, la capacidad de sobrecarga admisible, el nivel de tensión, la clase de aislamiento y el número de posibles eventos de falla considerados en la filosofía de diseño.

Las pérdidas continuas y las cargas auxiliares también pueden ser relevantes, pero no sustituyen el cálculo del régimen de secuencia cero de corta duración. Una unidad puede parecer adecuadamente dimensionada desde la perspectiva de un transformador convencional y, sin embargo, ser inadecuada para un régimen prolongado de falla a tierra.

En el nivel principal de transformación, la disposición de puesta a tierra también afecta las premisas de aislamiento y protección del transformador de potencia. Para subestaciones regionales e instalaciones elevadoras de nueva energía, unTransformador Sumergido en Aceite de 110kV puede formar parte del esquema más amplio de transformación de tensión, mientras que un transformador de puesta a tierra diseñado por separado establece el comportamiento del neutro de la barra correspondiente. Cumplen funciones distintas: el transformador de potencia transfiere energía; el transformador de puesta a tierra gestiona el comportamiento de falla de secuencia cero. Considerar que el punto neutro de un transformador de potencia es automáticamente adecuado para todos los requisitos de puesta a tierra es un error de diseño común.

Preguntas que revelan especificaciones débiles de transformadores de puesta a tierra

Una especificación de compra que solo indica la tensión del sistema y solicita un “transformador de puesta a tierra” está incompleta. Las siguientes verificaciones revelan si la base de diseño es sólida:

• ¿La barra está conectada en delta o carece de otro modo de un neutro utilizable? Si hay disponible un neutro de transformador existente, su capacidad de puesta a tierra, disposición de aislamiento y capacidad para el régimen de falla deben evaluarse antes de utilizarlo.
• ¿Cuál es la capacitancia total fase-tierra de la red conectada? Las ampliaciones de cable, los alimentadores largos, los bancos de filtros, las máquinas rotativas y la nueva generación basada en inversores pueden modificar sustancialmente el comportamiento de falla a tierra.
• ¿Qué corriente de falla se pretende y por qué? La respuesta debe vincular los límites de daño de los equipos, los requisitos de actuación de los relés, la selectividad y la filosofía de operación.
• ¿Cuál es el tiempo máximo de despeje? Esto determina la capacidad de corta duración del transformador de puesta a tierra y de la resistencia o reactor de puesta a tierra del neutro.
• ¿Qué fallas deben detectarse? Una falla de alimentador, una falla de barra y una falla de alta resistencia pueden requerir diferentes elementos de relé y márgenes de sensibilidad.
• ¿Cómo se comportará el esquema después de la expansión de la red? Una puesta a tierra diseñada en torno a la corriente de carga capacitiva actual de los cables puede resultar inadecuada después de conectar alimentadores adicionales o nuevos circuitos colectores de energía.

La puesta a tierra mediante resistencia, mediante reactancia y sólida no son intercambiables

Ninguna opción es automáticamente mejor. La elección correcta depende de si se requiere un aislamiento inmediato de la falla, de si la filosofía de operación permite el funcionamiento temporal con una falla a tierra, de cuánta capacitancia de cable existe y de si los equipos están diseñados para los esfuerzos fase-tierra resultantes.

No confunda una malla de tierra con la puesta a tierra del sistema

Una malla de tierra de subestación es esencial para la seguridad del personal y para la equipotencialidad de las partes conductoras expuestas. Controla las tensiones de contacto y de paso al proporcionar una conexión de baja impedancia a la tierra física. Por sí sola, no garantiza un comportamiento de secuencia cero controlado en la red eléctrica.

La puesta a tierra del sistema requiere una conexión intencional entre el neutro del sistema eléctrico, o un neutro artificial creado por un transformador de puesta a tierra, y el sistema de puesta a tierra. Una malla bien diseñada sin una referencia de neutro adecuada aún puede dejar una barra delta o aislada expuesta al desplazamiento del neutro y a una difícil detección de fallas a tierra. Las dos funciones deben diseñarse conjuntamente, pero resuelven problemas diferentes.

La evidencia de puesta en servicio importa tanto como la placa de características

Antes de la energización, la trayectoria de puesta a tierra debe verificarse desde la conexión de la barra, a través de los devanados del transformador, el dispositivo de puesta a tierra del neutro, las entradas de relés y la malla de tierra de la subestación. Los errores de polaridad y cableado en circuitos de corriente residual pueden inutilizar la protección direccional incluso cuando el equipo en sí es correcto. La resistencia o reactor de puesta a tierra del neutro debe verificarse para su régimen especificado, y los ajustes de relés deben probarse frente a condiciones creíbles de falla a tierra mínimas y máximas.

Para una subestación existente, se justifica una reevaluación después de ampliaciones importantes de cables, una reconfiguración de barras, la instalación de bancos de capacitores o la conexión a la red de instalaciones fotovoltaicas, eólicas o de almacenamiento de energía. Estos cambios pueden alterar la impedancia de secuencia cero y la corriente de carga capacitiva lo suficiente como para modificar tanto la exposición a sobretensiones como el rendimiento de la protección.

La evaluación más defendible comienza con la red real de secuencia cero, no con una capacidad nominal de catálogo. Establezca el punto neutro disponible, calcule o modele la corriente de falla a tierra y el desplazamiento de tensión, seleccione la impedancia de puesta a tierra en función de los límites de protección y de los equipos, y luego confirme que el transformador de puesta a tierra puede soportar el régimen especificado. Cuando estas decisiones coinciden, el sistema de puesta a tierra hace más que cumplir un requisito de plano: evita que una sola falla a tierra se convierta en un problema de aislamiento y coordinación de protección en toda la subestación.