Los transformadores de puesta a tierra, comúnmente conocidos como "transformadores de puesta a tierra" o simplemente "unidades de puesta a tierra", operan bajo condiciones sin carga durante la operación normal de la red y experimentan sobrecarga durante los fallos de cortocircuito. Según el medio de relleno, se clasifican generalmente en tipos sumergidos en aceite y secos; según el número de fases, pueden ser transformadores de puesta a tierra trifásicos o monofásicos.
Un transformador de puesta a tierra crea artificialmente un punto neutro para conectar una resistencia de puesta a tierra. Cuando ocurre un fallo a tierra en el sistema, presenta alta impedancia a las corrientes de secuencia positiva y negativa, pero baja impedancia a la corriente de secuencia cero, asegurando así el funcionamiento confiable de la protección contra fallos a tierra. La selección adecuada y racional de los transformadores de puesta a tierra es de gran importancia para la extinción del arco durante los cortocircuitos, la eliminación de las sobretensiones resonantes electromagnéticas y la garantía de la operación segura y estable de la red eléctrica.
La selección de los transformadores de puesta a tierra debe evaluarse de manera integral basándose en los siguientes criterios técnicos: tipo, capacidad nominal, frecuencia, tensiones y corrientes nominales, nivel de aislamiento, coeficiente de elevación de temperatura y capacidad de sobrecarga. También deben considerarse cuidadosamente las condiciones ambientales, incluyendo la temperatura ambiente, la altitud, la variación de temperatura, la gravedad de la contaminación, la intensidad sísmica, la velocidad del viento y la humedad.
Cuando el punto neutro del sistema puede accederse directamente, se prefiere un transformador de puesta a tierra monofásico; de lo contrario, se debe utilizar un transformador de puesta a tierra trifásico.
Selección de la Capacidad del Transformador de Puesta a Tierra
La selección de la capacidad del transformador de puesta a tierra depende principalmente de su tipo, las características del equipo conectado al punto neutro y si hay una carga en el lado secundario. Generalmente, ya se ha incorporado un margen suficiente en el cálculo de la capacidad del equipo conectado al punto neutro (por ejemplo, bobina de supresión de arcos), por lo que no se requiere ningún descuento adicional o factor de seguridad durante la selección.
En las estaciones de energía fotovoltaica, el lado secundario del transformador de puesta a tierra suele suministrar cargas auxiliares. Por lo tanto, el autor explica brevemente cómo determinar la capacidad del transformador de puesta a tierra cuando hay una carga secundaria presente.
Bajo esta condición, la capacidad del transformador de puesta a tierra se determina principalmente en función de la capacidad de la bobina de supresión de arcos conectada al punto neutro y la capacidad de la carga secundaria. El cálculo se realiza utilizando una duración nominal equivalente de 2 horas a la capacidad de la bobina de supresión de arcos. Para las cargas críticas, la capacidad también puede determinarse en función del tiempo de operación continuo. La bobina de supresión de arcos se trata como potencia reactiva (Qₓ), mientras que la carga secundaria se calcula separando la potencia activa (Pf) y la potencia reactiva (Qf). La fórmula de cálculo es la siguiente:
Cuando se utiliza la protección contra fallos a tierra basada en el componente activo en dirección inversa de la corriente de secuencia cero, se añade una resistencia de puesta a tierra de valor apropiado a uno de los lados, primario o secundario, de la bobina de supresión de arcos para mejorar la sensibilidad y precisión selectiva de la protección a tierra. Aunque esta resistencia consume potencia activa durante la operación, su duración de uso es corta y el aumento resultante de la corriente es pequeño; por lo tanto, no se requiere un aumento adicional de la capacidad del transformador de puesta a tierra.
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