Cómo la impedancia del transformador de puesta a tierra modifica la corriente de falla a tierra

Cómo la impedancia del transformador de puesta a tierra modifica la corriente de falla a tierra

La impedancia del transformador de puesta a tierra no es un detalle secundario que deba verificarse después de seleccionar el transformador principal y la aparamenta. En un sistema de media tensión que, de otro modo, no está puesto a tierra, es uno de los principales factores que determina qué sucede durante una falla monofásica a tierra: si la corriente de falla es suficientemente alta para que la protección la detecte, suficientemente baja para evitar daños innecesarios en los equipos y suficientemente controlada para prevenir sobretensiones sostenidas en las fases sanas.

Para los evaluadores técnicos, la dificultad radica en que «impedancia» puede significar cosas diferentes en un documento de licitación. Un transformador puede tener una impedancia porcentual indicada para el funcionamiento con carga normal o en cortocircuito, mientras que el estudio de fallas a tierra requiere la impedancia de secuencia cero del trayecto de puesta a tierra. Estos valores están relacionados con el diseño del transformador, pero no son intercambiables. Considerarlos iguales es una fuente habitual de cálculos incorrectos de corriente de falla.

Un transformador de puesta a tierra trifásico se instala normalmente cuando el transformador existente del sistema no proporciona un punto neutro accesible. Un transformador de puesta a tierra zig-zag o estrella-triángulo crea esa referencia de neutro. A continuación, un dispositivo de impedancia —con mayor frecuencia una resistencia de puesta a tierra del neutro, aunque también se utilizan reactores en algunos esquemas— determina cuánta corriente puede fluir desde el sistema hacia una falla a tierra.

El trayecto de la corriente de falla es el punto de partida

Durante una falla de fase a tierra, la corriente no simplemente circula por el conductor de fase y retorna a través del suelo. En una red trifásica puesta a tierra, sigue un lazo de secuencia cero: la fase en falla, la red de retorno por tierra y los conductores de equipotencialidad, el neutro del transformador de puesta a tierra, sus devanados y la representación de la red aguas arriba. Cada parte de ese lazo aporta impedancia.

Para una falla monofásica a tierra franca, los ingenieros suelen expresar la corriente simétrica inicial de forma simplificada como:

I_LG = 3V_ph / (Z₁ + Z₂ + Z₀ + 3Z_f)

Aquí, Z₁, Z₂ y Z₀ son las impedancias de secuencia positiva, negativa y cero vistas desde el lugar de la falla, mientras que Z_f representa la impedancia del trayecto de falla. En una red puesta a tierra mediante resistencia, la resistencia de puesta a tierra del neutro suele ser una parte dominante del trayecto de secuencia cero. Según cómo se presenten los datos, puede incluirse dentro de Z₀ o mostrarse por separado como tres veces la impedancia del neutro. El criterio utilizado debe mantenerse coherente durante todo el estudio.

La consecuencia práctica es sencilla: una mayor impedancia total del trayecto de puesta a tierra produce una menor corriente de falla a tierra; una menor impedancia permite más corriente. Sin embargo, seleccionar la mayor impedancia disponible no es automáticamente más seguro. Si la corriente cae por debajo del rango fiable de activación de la disposición de relés y transformadores de corriente, una falla persistente puede permanecer energizada. Eso es un problema de protección, no un logro de ahorro de impedancia.

La impedancia del transformador de puesta a tierra y la impedancia de la resistencia cumplen funciones diferentes

En la mayoría de las instalaciones puestas a tierra mediante resistencia, la resistencia de puesta a tierra del neutro se selecciona intencionadamente para controlar la corriente de falla a tierra. El propio transformador de puesta a tierra debe diseñarse para soportar la corriente de secuencia cero correspondiente durante el tiempo especificado, normalmente el suficiente para la detección de la falla y la operación del interruptor. No obstante, la impedancia de sus devanados también influye en el resultado final y no puede ignorarse.

Un transformador de puesta a tierra de baja impedancia combinado con un trayecto neutro de resistencia relativamente baja permite una mayor corriente de falla a tierra. Esto puede facilitar la coordinación de la protección convencional de sobrecorriente, pero también aumenta los esfuerzos térmicos y mecánicos sobre el transformador, la resistencia de neutro, los cables, la aparamenta y el equipo afectado por la falla. También puede aumentar las preocupaciones relativas a la tensión de contacto si la malla de puesta a tierra y la disposición de equipotencialidad no se han evaluado como un sistema completo.

En el otro extremo, un trayecto de alta impedancia limita los daños en el punto de falla y puede reducir la energía de arco asociada a las fallas a tierra. Sin embargo, en ese caso la protección requiere una ingeniería más cuidadosa. La protección sensible de corriente residual o de secuencia cero, la selección adecuada de CT, el filtrado de relés y la coordinación con la corriente capacitiva de carga adquieren mayor importancia. En redes con muchos cables, especialmente aquellas con alimentadores de MT largos, la capacitancia fase-tierra del sistema no es despreciable. Un diseño de puesta a tierra que parece aceptable solo a partir de los datos del transformador puede comportarse de manera diferente cuando se añade la red de cables real.

Por ello, un evaluador debe solicitar la impedancia de secuencia cero o los datos de servicio de puesta a tierra del transformador, y no solo su impedancia porcentual normal. La información solicitada también debe indicar la corriente de neutro prevista, la duración nominal, la tensión del sistema, el tipo de conexión, el nivel de aislamiento y el aumento de temperatura permitido para el servicio especificado. Un transformador adecuado para una falla breve sobre el papel puede no ser apropiado para un esquema con protección de respaldo retardada.

Por qué el tipo de conexión importa tanto como el valor de impedancia

Un transformador de puesta a tierra zig-zag se utiliza ampliamente porque la disposición de sus devanados proporciona un punto neutro, a la vez que presenta baja impedancia a la corriente de secuencia cero y una impedancia relativamente alta a la corriente de carga equilibrada de secuencia positiva. En condiciones trifásicas normales, los componentes de flujo de los devanados se cancelan en gran medida. Bajo una falla a tierra, los componentes de secuencia cero se suman en el trayecto de puesta a tierra previsto.

Una disposición estrella-triángulo también puede crear un punto de puesta a tierra, pero el devanado en triángulo debe proporcionar el trayecto interno de circulación requerido para la corriente de secuencia cero. La elección correcta depende del nivel de tensión, el espacio disponible, la configuración del sistema, el servicio térmico requerido, los armónicos, la filosofía de protección y de si se necesita una función de transformador auxiliar. No es razonable especificar una disposición por mera costumbre.

Una cuestión sutil es la relación entre el transformador de puesta a tierra y el transformador de fuente. Un transformador de fuente conectado en triángulo puede bloquear el paso de corriente de secuencia cero hacia aguas arriba. En esa situación, el transformador de puesta a tierra local puede convertirse en el principal trayecto de retorno para una falla a tierra en la barra aguas abajo. Por tanto, su impedancia y la resistencia de neutro tienen una influencia mucho más directa sobre el nivel de falla que la que tendrían en un sistema de fuente de compañía eléctrica sólidamente puesto a tierra.

La selección de una corriente objetivo de falla a tierra es un ejercicio de coordinación

El punto de partida debe ser un estudio del sistema, no una resistencia nominal preferida. Normalmente, los ingenieros necesitan el diagrama unifilar del sistema, los grupos vectoriales de los transformadores, las contribuciones de generadores e inversores cuando corresponda, las longitudes de alimentadores y los tipos de cable, los puntos de puesta a tierra existentes, las características de carga y los ajustes de protección. Para las plantas renovables, merecen especial atención la capacitancia de los cables de los circuitos colectores y el comportamiento de puesta a tierra de los transformadores elevadores de los inversores. Un proyecto solar o eólico puede cambiar sustancialmente entre el diseño inicial y el tendido final de cables.

La corriente de falla a tierra seleccionada debe satisfacer varias condiciones a la vez:

• Debe superar la corriente capacitiva de carga prevista por un margen adecuado para el método de puesta a tierra y la filosofía de protección seleccionados.
• Debe ser suficientemente alta para que la protección primaria y de respaldo detecte una falla de forma fiable en la ubicación relevante más alejada.
• Debe mantenerse dentro de la capacidad de corriente de corta duración del transformador de puesta a tierra, la resistencia, el conductor de neutro, la aparamenta y el sistema de puesta a tierra.
• Debe permitir una coordinación aceptable de relés sin provocar que un dispositivo aguas arriba se dispare antes que la protección del alimentador local.
• Debe revisarse frente a los requisitos IEC, IEEE, de la compañía eléctrica o de la red local aplicables al proyecto, en lugar de asumirse a partir de un diseño genérico.

No existe una corriente de falla a tierra «óptima» universal. Las redes industriales suelen favorecer la puesta a tierra controlada mediante resistencia para equilibrar la continuidad y la protección de los equipos. Una subestación de compañía eléctrica puede seguir un enfoque de puesta a tierra definido por el operador de la red. Los sistemas de energía temporales pueden estar limitados por diseños compactos de equipos e información limitada de estudios de fallas. El nivel correcto siempre está vinculado al sistema real y al esquema de protección que operará en él.

No pase por alto las tolerancias de impedancia y los detalles de instalación

La corriente calculada solo es tan buena como las hipótesis en las que se basa. La impedancia del transformador tiene tolerancia de fabricación y el valor de la resistencia de neutro cambia con la temperatura. Los conductores de conexión, los tramos de barras, las pantallas de cables, los conductores de puesta a tierra y la resistencia de contacto contribuyen al circuito real. Por lo general, estos factores no invalidan un diseño sólido, pero importan cuando la activación del relé está próxima a la corriente mínima de falla disponible.

Una evaluación robusta verifica ambos extremos del rango: la corriente máxima de falla a tierra para el servicio de los equipos y la corriente mínima de falla a tierra para la sensibilidad de la protección. La hipótesis de resistencia de falla también debe ser realista. Una falla metálica ofrece un caso útil de corriente máxima, pero muchas fallas de campo implican cierta resistencia. Si el relé solo opera para una falla franca ideal, el esquema tiene poco margen.

La instalación física también puede perjudicar un buen cálculo. La conexión de neutro debe ser corta, tener la capacidad nominal correcta, estar claramente identificada y protegida contra puentes accidentales. El gabinete de la resistencia necesita ventilación y protección ambiental adecuadas. Cuando el transformador de puesta a tierra se ubica en una subestación compacta, el acceso para mantenimiento a la resistencia, el CT de neutro, los enlaces de prueba y las conexiones de terminales debe considerarse antes de fijar definitivamente la disposición del gabinete.

Para proyectos de distribución que requieren un gabinete integrado, una solución como la Subestación Compacta Tipo Europea puede configurarse para disposiciones de distribución de alta y baja tensión, medición y capacidades de transformador de 100 kVA a 2500 kVA. Su idoneidad para un esquema de puesta a tierra sigue dependiendo de la disposición real del neutro, el servicio del transformador, las separaciones internas, la disipación de calor, la disposición de la protección y las condiciones del sitio. Un gabinete compacto no elimina la necesidad de verificar la red de secuencia cero.

Errores comunes de evaluación

El primer error consiste en especificar un transformador de puesta a tierra solo por tensión y kVA. El servicio de puesta a tierra no es un servicio ordinario de carga continua. La magnitud y la duración de la corriente de falla deben indicarse explícitamente. El segundo consiste en seleccionar una resistencia de puesta a tierra del neutro sin confirmar que el transformador puede soportar la corriente asociada durante el tiempo requerido.

Otro error recurrente es suponer que todas las fallas a tierra son detectadas por los elementos de sobrecorriente de fase. En sistemas puestos a tierra mediante resistencia, a menudo es necesaria una protección dedicada contra fallas a tierra. Su desempeño depende de la ubicación de los CT, la precisión de la conexión residual, los ajustes de los relés y la corriente mínima de falla disponible. El sistema de puesta a tierra, los CT, la lógica de relés y el tiempo de despeje del interruptor deben revisarse como un único paquete de diseño.

Por último, los ingenieros a veces se centran únicamente en limitar la corriente y pasan por alto las sobretensiones temporales. Si la puesta a tierra es demasiado débil, una falla intermitente puede producir condiciones perjudiciales de tensión fase-tierra en las fases no afectadas. Las consecuencias pueden incluir esfuerzos en el aislamiento e indicaciones poco fiables, especialmente cuando la capacitancia de los cables es considerable. Esta es una razón para comparar las alternativas de puesta a tierra mediante un estudio de red adecuado, en vez de seleccionar una impedancia de un catálogo.

Una revisión práctica antes de la aprobación

Antes de aprobar un transformador de puesta a tierra trifásico, confirme la tensión y conexión nominales del sistema, la corriente de neutro y duración requeridas, las características de secuencia cero del transformador, el valor de la resistencia o reactor y las corrientes mínima y máxima de falla a tierra calculadas. A continuación, compare esos resultados con la sensibilidad del relé, el tiempo de despeje del interruptor, la capacidad del CT, las condiciones térmicas del gabinete y el diseño de puesta a tierra del sitio.

Los fabricantes con capacidad de ingeniería en transmisión y distribución de energía pueden proporcionar datos útiles de los equipos, pero la disposición final de puesta a tierra debe seguir siendo específica para cada proyecto. Jinshida Electric Power Technology Co., Ltd. respalda aplicaciones de equipos eléctricos en entornos de redes, industriales, de infraestructura y de energía renovable, donde una operación fiable depende de adaptar el diseño de los equipos a la red real en lugar de basarse únicamente en valores nominales.

El criterio clave es sencillo: la impedancia del transformador de puesta a tierra modifica la corriente de falla a tierra porque forma parte del trayecto de retorno de secuencia cero. Pero la cuestión de diseño es más amplia que «¿cuánta corriente fluirá?». Se trata de determinar si esa corriente está controlada, es detectable, térmicamente manejable y correctamente coordinada desde el punto de falla hasta el dispositivo de protección que debe despejarla.