Cómo dimensionar un transformador de puesta a tierra de neutro para la corriente de falla

Un transformador de puesta a tierra de neutro no debe dimensionarse únicamente a partir de la capacidad del transformador ni del nivel previsto de cortocircuito trifásico. Su finalidad principal es crear una referencia de neutro y establecer una ruta de retorno controlada para fallas monofásicas a tierra en un sistema de media tensión sin puesta a tierra o conectado en delta. Por lo tanto, la clasificación correcta está determinada por la corriente de falla a tierra requerida, la red real de secuencia cero, el tiempo de despeje de la protección y la exigencia térmica impuesta tanto al transformador como a la resistencia de puesta a tierra.

La decisión clave no es simplemente «¿qué tamaño debe tener el transformador?». Es:¿qué corriente de falla debe circular, durante cuánto tiempo, a través de qué impedancia de puesta a tierra y con qué sensibilidad de protección? Un transformador de puesta a tierra eléctricamente insuficiente puede sobrecalentarse durante una falla. Uno seleccionado con una impedancia excesiva puede impedir la activación del relé. Uno diseñado para una corriente innecesariamente alta puede aumentar la energía de arco eléctrico y el daño en el punto de falla sin mejorar el rendimiento de la protección.

Comience con la corriente de falla a tierra prevista

La corriente de falla a tierra normalmente se selecciona como un parámetro de protección del sistema antes de clasificar el transformador de puesta a tierra de neutro. El nivel elegido debe ser lo suficientemente alto para operar de forma fiable el relé de falla a tierra aplicable, la disposición de TC y la protección del alimentador, pero lo suficientemente bajo para limitar el esfuerzo del equipo y los daños por falla.

Para un sistema puesto a tierra mediante resistencia, la corriente requerida suele determinarse mediante la resistencia de puesta a tierra de neutro (NGR). Si la resistencia es la impedancia dominante en el circuito de falla, una primera estimación es:

R_N ≈ V_LN / I_GF

Donde:

• R_Nes el valor de la resistencia de neutro en ohmios;
• V_LNes la tensión nominal línea a neutro;
• I_GFes la corriente de falla a tierra deseada.

Para un sistema de 13.8 kV, la tensión línea a neutro es aproximadamente 7.97 kV. Si la corriente de falla a tierra prevista es de 400 A, el valor inicial de la resistencia es aproximadamente:

7,970 / 400 = 19.9 Ω

Este resultado es solo un punto de partida. La corriente de falla se ve afectada por la impedancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra, las impedancias de secuencia de la fuente y los cables, la resistencia de falla y la ubicación de la falla. La corriente final debe verificarse mediante un estudio de red de secuencia o un modelo equivalente del sistema, y no solo mediante el cálculo de la resistencia.

Utilice el modelo de falla monofásica a tierra, no una suposición simplificada basada solo en la resistencia

El cálculo fiable para una falla monofásica a tierra franca se basa en componentes simétricas:

I_LG = 3V_ph / (Z₁ + Z₂ + Z₀ + 3Z_f)

Donde Z₁,Z₂ yZ₀son las impedancias de secuencia positiva, negativa y cero vistas desde la ubicación de la falla, mientras queZ_frepresenta la impedancia de la trayectoria de falla. En una configuración puesta a tierra mediante resistencia, la resistencia de neutro se representa en la trayectoria de secuencia cero como tres veces su valor óhmico físico. La reactancia de secuencia cero del transformador de puesta a tierra también forma parte de dicha trayectoria.

Esta distinción es importante porque un transformador de puesta a tierra de neutro no es un punto de neutro sin pérdidas. La configuración y la impedancia de sus devanados contribuyen a la impedancia total del circuito. Si se ignora la reactancia del transformador, la corriente de falla calculada puede ser considerablemente mayor que la corriente disponible para el relé en servicio.

Por lo tanto, una revisión de diseño debe establecer:

• la tensión nominal del sistema y la tensión máxima de operación;
• la configuración de la fuente de transformador o generador que alimenta la barra;
• todas las fuentes de puesta a tierra en paralelo, incluidos generadores, transformadores y capacitancia de cables;
• la impedancia de secuencia cero especificada del transformador de puesta a tierra;
• la resistencia y tolerancia de la NGR;
• los niveles mínimo y máximo de falla en cada ubicación relevante de barra o alimentador;
• la corriente mínima de falla requerida para un funcionamiento fiable de la protección.

El caso de corriente mínima de falla suele ser más importante que el caso máximo para la coordinación de relés. Una falla en el extremo lejano de un alimentador de cable largo, con menor generación conectada o una configuración de red modificada, puede producir menos corriente que el valor supuesto en la barra principal.

Seleccione correctamente la tensión y la conexión del transformador de puesta a tierra

El transformador de puesta a tierra de neutro debe coincidir con la tensión del sistema y ser adecuado para la conexión de devanados prevista. Los transformadores de puesta a tierra zig-zag se utilizan ampliamente cuando se necesita un punto de neutro en un sistema de tres conductores, ya que proporcionan una trayectoria de baja impedancia para la corriente de secuencia cero mientras consumen poca corriente en condiciones equilibradas. Un transformador de puesta a tierra estrella-delta es otra configuración consolidada, especialmente cuando el aislamiento o requisitos específicos de integración del sistema influyen en la elección.

La tensión relevante no es solo la clasificación línea a línea de la barra. La resistencia de neutro está sometida aproximadamente a la tensión línea a neutro durante una falla a tierra. Para un sistema con tensión nominal línea a línea V_LL:

V_LN = V_LL / √3

La tensión de diseño debe reflejar la máxima tensión del sistema que pueda mantenerse, no solo el valor nominal mostrado en un diagrama unifilar. También deben revisarse la coordinación de aislamiento, las clasificaciones de los descargadores, las condiciones de sobretensión temporal y la norma de equipos aplicable. Por ejemplo, un transformador de puesta a tierra instalado en un sistema de clase 15 kV debe evaluarse frente a la tensión máxima real de servicio y al nivel de aislamiento requerido por dicho sistema.

Al revisar los datos del proveedor, es importante distinguir entre una cifra de impedancia estándar del transformador y la impedancia efectiva de secuencia cero relevante para la función de puesta a tierra. Esta última es el valor que afecta la corriente de falla a tierra. La conexión, la disposición del conductor de neutro, la interfaz de la resistencia y cualquier TC de neutro suministrado deben identificarse claramente en los planos aprobados.

Convierta la exigencia de corriente de falla en kVA del transformador de puesta a tierra

Al transformador de puesta a tierra se le asigna comúnmente una clasificación de kVA de corta duración basada en la corriente de falla a tierra seleccionada. Para un transformador de puesta a tierra trifásico, una expresión práctica de clasificación es:

kVA = V_LL × I_GF / (√3 × 1,000)

De forma equivalente, dado que V_LN = V_LL/√3:

kVA = V_LN × I_GF / 1,000

Utilizando el ejemplo de 13.8 kV y 400 A:

kVA = 13.8 × 400 / 1.732 = aproximadamente 3,187 kVA

Esto no significa que la unidad deba operar continuamente como un transformador de distribución de 3.2 MVA. Significa que el transformador de puesta a tierra debe soportar la corriente especificada a la tensión indicada durante la duración de falla establecida. Su placa de características debe indicar explícitamente esa exigencia, como una corriente o kVA definidos durante 10 segundos, 30 segundos, 60 segundos o funcionamiento continuo.

No sustituya esta exigencia por la clasificación de carga normal de un transformador de potencia asociado. Un transformador de puesta a tierra puede conducir una corriente insignificante durante el funcionamiento normal equilibrado y, sin embargo, estar sometido a un esfuerzo térmico severo durante una falla a tierra.

La clasificación de tiempo es tan importante como la clasificación de corriente

Los equipos de puesta a tierra se especifican con frecuencia para servicio de corta duración porque se espera que la protección aísle la falla rápidamente. La duración correcta está determinada por la secuencia completa de despeje: tiempo de operación del relé, tiempo de apertura del interruptor, retardo intencional de coordinación, tiempo de protección de respaldo y cualquier tiempo creíble de despeje por falla del interruptor. El tiempo de operación más corto de la protección primaria no es una base adecuada si el equipo debe sobrevivir a un interruptor fallido o a un evento de aislamiento retardado.

La exigencia térmica sigue una relación I²t. Una unidad seleccionada para una corriente determinada durante 10 segundos no puede considerarse automáticamente adecuada para la misma corriente durante 60 segundos. Por el contrario, reducir la duración de la falla puede reducir la clasificación térmica de corta duración requerida, pero solo si el rendimiento de despeje supuesto está respaldado por el esquema de protección y los requisitos del proyecto.

La exigencia por fallas repetidas también merece atención. Un transformador de puesta a tierra de neutro y una resistencia con clasificación de corta duración necesitan tiempo para enfriarse después de una falla. Cuando la filosofía operativa permite reconexión automática, investigación prolongada de fallas o exposición repetida a fallas, las hipótesis térmicas deben documentarse en lugar de dejarse implícitas.

Verifique la sensibilidad de protección antes de fijar el valor de la resistencia

La corriente de falla deseada debe superar el umbral práctico de activación del sistema de protección con un margen suficiente. Esta revisión incluye los ajustes de activación del relé, la relación y precisión del TC, el método de medición de corriente residual, la corriente de carga del alimentador y la coordinación con dispositivos aguas arriba y aguas abajo.

Un error común es seleccionar la menor corriente de falla posible para minimizar los daños y después descubrir que los relés del alimentador no pueden distinguir de forma fiable una falla a tierra real de un desequilibrio normal, un error de TC o una corriente capacitiva. El error opuesto es seleccionar un nivel de corriente de puesta a tierra de alta resistencia basándose únicamente en la capacidad de soportación disponible de la aparamenta. Una corriente mayor no es automáticamente mejor; puede imponer una condición de falla de arco más severa e incrementar el daño térmico en la falla.

En sistemas con gran cantidad de cables, la corriente capacitiva total de carga fase a tierra requiere especial atención. El diseño de puesta a tierra debe proporcionar una corriente de falla que siga siendo distinguible de la corriente de carga y permita una detección estable de fallas a tierra. El método y el margen pertinentes dependen de la filosofía de protección y de la norma aplicable o especificación del propietario; deben confirmarse durante el estudio de coordinación de protección y no asumirse a partir de una regla genérica.

La impedancia del transformador de puesta a tierra debe especificarse como un límite, no dejarse como un valor genérico de catálogo

Una vez seleccionadas la corriente objetivo de falla a tierra y la resistencia, calcule la impedancia admisible del transformador de puesta a tierra. Si la reactancia del transformador es demasiado alta, la corriente real quedará por debajo del objetivo de protección. Si es menor de lo supuesto, la corriente puede superar la exigencia prevista de la resistencia y la base de coordinación de protección.

Para una revisión preliminar, la impedancia se expresa a menudo en por unidad o en porcentaje sobre la base del transformador de puesta a tierra:

Z_base = V_LL² / S_base

La impedancia porcentual puede luego convertirse en ohmios e introducirse en el estudio de secuencia cero. Dado que las conexiones del transformador de puesta a tierra afectan la forma en que se representan las magnitudes de secuencia, los datos de impedancia del fabricante y el modelo de estudio deben utilizar la misma base. Una cifra porcentual sin una base de tensión, base de kVA, conexión y significado de secuencia declarados no es suficiente para la selección final.

Verifique también si el fabricante indica la impedancia a la corriente nominal de puesta a tierra, los kVA nominales u otra condición. Esto es especialmente relevante para transformadores de puesta a tierra personalizados de corta duración, cuya exigencia de placa puede diferir de la de un transformador convencional de clasificación continua.

Las condiciones de instalación pueden modificar la selección práctica

Los equipos de puesta a tierra se instalan con frecuencia junto a aparamenta de media tensión, dentro de una envolvente de subestación o en un compartimiento exterior dedicado. El espacio, la ventilación, el acceso a las terminaciones de cables, la disipación de calor de la resistencia, el tendido del conductor de neutro y el espacio para mantenimiento pueden restringir la disposición final.

Cuando se evalúa una subestación compacta, el transformador de puesta a tierra debe tratarse como una parte definida del esquema de puesta a tierra y no como un accesorio supuesto. Por ejemplo, unaSubestación Compacta Tipo Europeo puede configurarse para aplicaciones de distribución de media tensión, pero el evaluador debe confirmar si el transformador de puesta a tierra requerido, la NGR, el TC de neutro, el indicador de falla, las disposiciones de ventilación y las interconexiones están incluidos en el alcance suministrado o requieren un conjunto independiente.

Las condiciones ambientales afectan el rendimiento térmico. Las envolventes exteriores, la alta temperatura ambiente, la altitud, la contaminación y el flujo de aire restringido pueden reducir el margen disponible de disipación de calor. La propia NGR puede alcanzar altas temperaturas durante el servicio, por lo que debe considerarse la separación respecto al aislamiento sensible de cables, el cableado de control y las superficies de la envolvente. La clasificación IP de la envolvente por sí sola no demuestra que la resistencia y el transformador puedan cumplir su exigencia de aumento de temperatura en la disposición instalada.

Documentación que debe solicitarse antes de la aprobación

Una documentación técnica completa para un transformador de puesta a tierra de neutro debe identificar la tensión del sistema, el tipo de conexión, la corriente nominal de falla a tierra, la duración de servicio, la frecuencia, el nivel de aislamiento, la impedancia de secuencia cero, los límites de temperatura de los devanados, el método de refrigeración, la disposición de terminales y los requisitos de ensayo aplicables. La documentación de la NGR debe indicar el valor de resistencia, la tolerancia, la clasificación de corriente, la clasificación de tiempo, el aumento de temperatura, el material y los contactos de monitoreo, si los hubiera.

La documentación de protección debe mostrar las corrientes calculadas mínima y máxima de falla monofásica a tierra, los ajustes de activación del relé, los tiempos de despeje, los detalles de los TC y las hipótesis utilizadas para las impedancias de fuente y cables. La revisión está incompleta si el transformador se clasifica a partir de una corriente deseada, pero el estudio de red demuestra una corriente sustancialmente diferente en las ubicaciones protegidas.

Por lo tanto, la secuencia adecuada de selección consiste en establecer el objetivo de protección, modelar el circuito real de secuencia cero, seleccionar la resistencia, verificar el rango de corriente de falla, clasificar el transformador de puesta a tierra de neutro para tensión y kVA de corta duración y, a continuación, confirmar la idoneidad térmica y de instalación. Tratar estos elementos como partidas de adquisición independientes sin una base de cálculo común es la principal fuente de desajustes evitables en los sistemas de puesta a tierra.