Análisis de las Causas de la Falsa Operación de la Protección del Transformador de Tierra
En el sistema eléctrico de China, las redes de 6 kV, 10 kV y 35 kV generalmente adoptan un modo de operación con punto neutro aislado. El lado de distribución de tensión de los transformadores principales en la red suele estar conectado en configuración delta, lo que no proporciona un punto neutro para conectar resistencias de tierra. Cuando ocurre un fallo a tierra monofásico en un sistema con punto neutro aislado, el triángulo de voltaje entre fases permanece simétrico, causando una mínima interrupción en las operaciones del usuario. Además, cuando la corriente capacitiva es relativamente pequeña (menos de 10 A), algunos fallos a tierra transitorios pueden extinguirse por sí mismos, lo cual es altamente efectivo para mejorar la confiabilidad del suministro de energía y reducir incidentes de interrupción.
Sin embargo, con la expansión y desarrollo continuo de la industria eléctrica, este método simple ya no satisface las demandas actuales. En las redes urbanas modernas, el uso creciente de circuitos de cable ha llevado a corrientes capacitivas significativamente más altas (superiores a 10 A). Bajo estas condiciones, el arco a tierra no puede extinguirse de manera confiable, resultando en las siguientes consecuencias:
La extinción y reencendido intermitentes del arco a tierra monofásico pueden generar sobretensiones de arco a tierra con amplitudes que alcanzan hasta 4U (donde U es el voltaje de fase pico) o incluso más, durando períodos prolongados. Esto supone amenazas severas para el aislamiento del equipo eléctrico, potencialmente causando rupturas en puntos de aislamiento débil y llevando a pérdidas significativas.
El arco sostenido ioniza el aire circundante, degradando sus propiedades aislantes e incrementando la probabilidad de cortocircuitos entre fases.
Pueden ocurrir sobretensiones ferroresonantes, dañando fácilmente transformadores de tensión y pararrayos, potencialmente incluso causando explosiones de pararrayos. Estas consecuencias ponen en grave peligro la integridad del aislamiento del equipo de la red y amenazan la operación segura del sistema de potencia en su totalidad.
Para prevenir tales incidentes y proporcionar suficiente corriente y voltaje de secuencia cero para garantizar el funcionamiento confiable de la protección contra fallos a tierra, es necesario crear un punto neutro artificial para que se pueda conectar una resistencia de tierra. Esta necesidad llevó al desarrollo de transformadores de tierra (comúnmente conocidos como "transformadores de tierra" o "unidades de tierra"). Un transformador de tierra crea artificialmente un punto neutro con una resistencia de tierra, que generalmente presenta una resistencia muy baja (generalmente inferior a 5 ohmios).
Además, debido a sus características electromagnéticas, el transformador de tierra presenta alta impedancia a las corrientes de secuencia positiva y negativa, permitiendo solo que fluya una pequeña corriente de excitación a través de sus devanados. En cada miembro del núcleo, se enrollan dos secciones de devanado en direcciones opuestas. Cuando corrientes de secuencia cero iguales fluyen a través de estos devanados, presentan baja impedancia, resultando en un caída de tensión mínima a través de los devanados bajo condiciones de secuencia cero.
Específicamente, durante un fallo a tierra, el devanado lleva corrientes de secuencia positiva, negativa y cero. Presenta alta impedancia a las corrientes de secuencia positiva y negativa, pero baja impedancia a la corriente de secuencia cero. Esto se debe a que, dentro de la misma fase, los dos devanados están conectados en serie con polaridad opuesta; sus fuerzas electromotrices inducidas son iguales en magnitud pero opuestas en dirección, anulándose mutuamente, presentando así baja impedancia a la corriente de secuencia cero.
En muchas aplicaciones, los transformadores de tierra se utilizan únicamente para proporcionar un punto neutro con una pequeña resistencia de tierra y no suministran ninguna carga secundaria. Por lo tanto, muchos transformadores de tierra se diseñan sin un devanado secundario. Durante la operación normal de la red, el transformador de tierra opera esencialmente en estado de no carga. Sin embargo, durante un fallo, lleva corriente de fallo solo por un breve período. En un sistema con tierra de baja resistencia, cuando ocurre un fallo a tierra monofásico en el lado de 10 kV, la protección de secuencia cero altamente sensible identifica rápidamente y aísla temporalmente el alimentador defectuoso.
El transformador de tierra está activo solo durante el breve intervalo entre la ocurrencia del fallo y la operación de la protección de secuencia cero del alimentador. Durante este tiempo, la corriente de secuencia cero fluye a través de la resistencia de tierra del punto neutro y el transformador de tierra, siguiendo la fórmula: I_R = U / (R₁ + R₂), donde U es el voltaje de fase del sistema, R₁ es la resistencia de tierra del punto neutro, y R₂ es la resistencia adicional en el bucle de fallo a tierra.
Basándose en el análisis anterior, las características operativas de un transformador de tierra son: operación a largo plazo sin carga y sobrecarga a corto plazo durante los fallos.
En resumen, un transformador de tierra crea artificialmente un punto neutro para conectar una resistencia de tierra. Durante un fallo a tierra, 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.
Actualmente, los transformadores de tierra instalados en subestaciones sirven dos propósitos principales:
Suministrar energía AC de baja tensión para uso auxiliar en la subestación;
Crear un punto neutro artificial en el lado de 10 kV, que, combinado con un bobinado de supresión de arco (bobinado de Petersen), compensa la corriente de fallo a tierra capacitiva durante fallos a tierra monofásicos de 10 kV, extinguiendo así el arco en el punto de fallo. El principio es el siguiente:
A lo largo de toda la longitud de los conductores en una red de potencia trifásica, existe capacitancia tanto entre fases como entre cada fase y tierra. Cuando el punto neutro de la red no está solidamente conectado a tierra, la capacitancia a tierra de la fase fallada se convierte en cero durante un fallo a tierra monofásico, mientras que las tensiones de las otras dos fases aumentan a √3 veces la tensión de fase normal. Aunque este aumento de tensión permanece dentro de los límites de diseño del aislamiento, aumenta su capacitancia a tierra. La corriente de fallo a tierra capacitiva durante un fallo monofásico es aproximadamente tres veces la corriente capacitiva normal por fase. Cuando esta corriente se vuelve grande, mantiene fácilmente arcos intermitentes, excitando oscilaciones resonantes en el circuito inductivo-capacitivo de la red y generando sobretensiones de hasta 2.5–3 veces la tensión de fase. Cuanto mayor sea la tensión de la red, mayor será el riesgo de estas sobretensiones. Por lo tanto, solo los sistemas por debajo de 60 kV pueden operar con un punto neutro no conectado, ya que sus corrientes de fallo a tierra capacitivas monofásicas permanecen pequeñas. Para sistemas de mayor tensión, se debe utilizar un transformador de tierra para conectar el punto neutro a través de impedancia.
Cuando un lado del transformador principal de una subestación (por ejemplo, el lado de 10 kV) está conectado en delta o estrella sin que se saque la neutro, y la corriente capacitiva monofásica a tierra es grande, no hay un punto neutro disponible para la conexión a tierra. En tales casos, se emplea un transformador de puesta a tierra para crear un punto neutro artificial, permitiendo la conexión a un bobinado de supresión de arcos. Este punto neutro artificial permite al sistema compensar la corriente capacitiva y extinguir los arcos a tierra—este es el papel fundamental del transformador de puesta a tierra.
Durante la operación normal, el transformador de puesta a tierra experimenta un voltaje trifásico equilibrado y lleva solo una pequeña corriente de excitación, operando esencialmente sin carga. La diferencia de potencial entre el neutro y la tierra es cero (despreciando la pequeña tensión de desplazamiento del neutro por el bobinado de supresión de arcos), y no fluye corriente a través del bobinado. Si, por ejemplo, la fase C sufre una falla a tierra, la tensión de secuencia cero resultante (derivada de la asimetría) fluye a través del bobinado de supresión de arcos a tierra. El bobinado genera una corriente inductiva que compensa la corriente de falla a tierra capacitiva, eliminando así el arco—funcionalmente idéntico a un bobinado de supresión de arcos independiente.
En los últimos años, han ocurrido múltiples malas operaciones de la protección del transformador de puesta a tierra en subestaciones de 110 kV en cierta región, afectando seriamente la estabilidad de la red. Para identificar las causas raíz, se llevaron a cabo análisis, se implementaron medidas correctivas y se compartieron lecciones para prevenir la recurrencia y guiar a otras regiones.
Con el uso creciente de alimentadores de cable en redes de 10 kV de subestaciones de 110 kV, las corrientes capacitivas monofásicas a tierra han aumentado sustancialmente. Para suprimir las magnitudes de sobretensión durante las fallas a tierra, muchas subestaciones de 110 kV ahora instalan transformadores de puesta a tierra para implementar puesta a tierra de baja resistencia, estableciendo una ruta de corriente de secuencia cero. Esto permite la protección selectiva de secuencia cero para aislar las fallas a tierra según su ubicación, previniendo la reencendido de arcos y asegurando el suministro de energía seguro.
Desde 2008, cierta región ha modernizado sus sistemas de 10 kV de subestaciones de 110 kV a puesta a tierra de baja resistencia mediante la instalación de transformadores de puesta a tierra y dispositivos de protección asociados. Esto permite el aislamiento rápido de cualquier falla a tierra en los alimentadores de 10 kV, minimizando el impacto en la red. Sin embargo, recientemente, cinco subestaciones de 110 kV en la región han experimentado repetidas malas operaciones de la protección del transformador de puesta a tierra, causando apagones y amenazando la estabilidad de la red. Por lo tanto, es esencial identificar las causas e implementar soluciones.
1. Análisis de las causas de la mala operación de la protección del transformador de puesta a tierra
Cuando un alimentador de 10 kV sufre una falla a tierra, la protección de secuencia cero del alimentador en la subestación de 110 kV debería operar primero para aislar la falla. Si falla, la protección de secuencia cero de respaldo del transformador de puesta a tierra desconecta el interruptor de acoplamiento y los interruptores del transformador principal para contener la falla. Por lo tanto, la operación correcta de la protección y los interruptores del alimentador de 10 kV es crítica. El análisis estadístico de las malas operaciones en cinco subestaciones muestra que la falla de la protección del alimentador es la causa principal.
La protección de secuencia cero del alimentador de 10 kV opera de la siguiente manera: toma de muestras del CT de secuencia cero → inicio de la protección → desconexión del interruptor. Los componentes clave son el CT de secuencia cero, el relé de protección y el interruptor. El análisis se centra en estos:
1.1 Errores del CT de secuencia cero que causan mala operación
Durante una falla a tierra, el CT de secuencia cero del alimentador defectuoso detecta la corriente de falla, activando su protección. Simultáneamente, el CT de secuencia cero del transformador de puesta a tierra también siente la corriente. Para garantizar la selectividad, las configuraciones de la protección del alimentador (por ejemplo, 60 A, 1.0 s) son inferiores a las configuraciones del transformador de puesta a tierra (por ejemplo, 75 A, 1.5 s para desconectar el acoplamiento, 2.5 s para desconectar el transformador principal). Sin embargo, los errores del CT (por ejemplo, -10% para el CT del transformador de puesta a tierra, +10% para el CT del alimentador) pueden hacer que las corrientes de disparo reales sean casi iguales (67.5 A vs. 66 A), dependiendo solo del retardo temporal. Esto aumenta el riesgo de sobrealcance del transformador de puesta a tierra.
1.2 Mala conexión a tierra del escudo del cable que causa mala operación
Los alimentadores de 10 kV utilizan cables blindados con escudos conectados a tierra en ambos extremos—una práctica común para mitigar la EMI. Los CT de secuencia cero son generalmente toroidales, instalados alrededor del cable en la salida del armario de distribución. Durante una falla a tierra, la corriente desequilibrada induce una señal en el CT. Sin embargo, si el escudo está conectado a tierra en ambos extremos, las corrientes circulantes del escudo también pasan a través del CT, distorsionando la medición. Sin una instalación adecuada (por ejemplo, el cable de conexión a tierra del escudo pasando correctamente a través del CT), la protección del alimentador puede fallar, causando el sobrealcance del transformador de puesta a tierra.
1.3 Falla de la protección del alimentador que causa mala operación
Aunque los relés basados en microprocesadores ofrecen un alto rendimiento, la calidad del producto varía. Las fallas comunes involucran módulos de alimentación, muestreo, CPU o salidas de disparo. Si no se detectan, estas pueden causar la negativa de la protección, conduciendo a la mala operación del transformador de puesta a tierra.
1.4 Falla del interruptor del alimentador que causa mala operación
El envejecimiento, las operaciones frecuentes o los interruptores de baja calidad (especialmente los tipos GG-1A antiguos en áreas rurales) aumentan las tasas de falla. Las fallas en el circuito de control—especialmente las bobinas de disparo quemadas—impiden la operación del interruptor incluso cuando la protección ordena un disparo, forzando la acción de respaldo del transformador de puesta a tierra.
1.5 Fallas a tierra de alta impedancia en uno o dos alimentadores que causan mala operación
Si dos alimentadores experimentan simultáneamente fallas a tierra de alta impedancia en la misma fase, las corrientes de secuencia cero individuales (por ejemplo, 40 A y 50 A) pueden permanecer por debajo del umbral de disparo del alimentador (60 A), pero su suma (90 A) supera la configuración del transformador de puesta a tierra (75 A), causando sobrealcance. Incluso una sola falla grave de alta impedancia (por ejemplo, 58 A) combinada con la corriente capacitiva normal (por ejemplo, 12–15 A) puede acercarse a 75 A. Las perturbaciones del sistema pueden entonces desencadenar la mala operación.
2. Medidas preventivas contra la mala operación
2.1 Abordar los errores del CT
Utilice CT de secuencia cero de alta calidad; rechace unidades con un error >5% durante la puesta en marcha; configure los umbrales de protección basándose en valores primarios; verifique las configuraciones mediante pruebas de inyección primaria.
2.2 Corregir la conexión a tierra del escudo del cable
Conduzca los cables de tierra del escudo hacia abajo a través del CT de secuencia cero e insúlelos de las bandejas de cables; evite el contacto antes del CT.
Deje los extremos de los conductores expuestos para pruebas; aísle el resto.
Si el punto de tierra del escudo está por debajo del CT, no lo conduzca a través del CT. Evite colocar el punto de tierra dentro de la ventana del CT.
Capacite al personal de protección y cables en la instalación correcta.
Impulse las inspecciones conjuntas de aceptación por parte de los equipos de relevadores, operaciones y cables.
2.3 Prevenir la negativa de la protección
Utilice relés probados y confiables; reemplace unidades envejecidas o defectuosas; mejore el mantenimiento; instale refrigeración/ventilación para prevenir sobrecalentamiento.
2.4 Prevenir la negativa del interruptor
Utilice interruptores confiables y modernos (por ejemplo, de tipo sellado con muelle o motor); fase out armarios GG-1A antiguos; mantenga los circuitos de control; utilice bobinas de disparo de alta calidad.
2.5 Mitigar riesgos de fallas de alta impedancia
Investigue y limpie rápidamente las alimentadoras cuando se produzcan alarmas de tierra; reduzca las longitudes de las alimentadoras; equilibre las cargas de fase para minimizar la corriente capacitiva normal.
3. Conclusión
Aunque los transformadores de tierra mejoran la estructura y estabilidad de la red, las malas operaciones recurrentes ponen de manifiesto riesgos ocultos. Este artículo analiza las causas clave y propone soluciones prácticas para guiar a las regiones que han instalado o planean instalar transformadores de tierra.
Transformadores de Tierra Zigzag (Tipo Z)
En redes de distribución de 35 kV y 66 kV, los devanados de los transformadores suelen estar conectados en estrella con un punto neutro disponible, eliminando la necesidad de transformadores de tierra. Sin embargo, en redes de 6 kV y 10 kV, los transformadores conectados en delta carecen de un punto neutro, lo que requiere un transformador de tierra para proporcionar uno, principalmente para conectar bobinas de supresión de arcos.
Los transformadores de tierra utilizan conexiones de devanado zigzag (tipo Z): cada devanado de fase se divide en dos patas del núcleo. Los flujos magnéticos de secuencia cero de los dos devanados se anulan entre sí, resultando en una impedancia de secuencia cero muy baja (típicamente <10 Ω), pérdidas sin carga bajas y utilización de más del 90% de la capacidad nominal. En contraste, los transformadores convencionales tienen una impedancia de secuencia cero mucho mayor, limitando la capacidad de las bobinas de supresión de arcos a ≤20% de la capacidad del transformador. Por lo tanto, los transformadores de tipo Z son óptimos para aplicaciones de tierra.
Cuando el voltaje de desequilibrio del sistema es grande, los devanados de tipo Z equilibrados son suficientes para la medición. En sistemas de bajo desequilibrio (por ejemplo, redes de cable completo), el neutro se diseña para producir un voltaje de desequilibrio de 30–70 V para necesidades de medición.
Los transformadores de tierra también pueden suministrar cargas secundarias, sirviendo como transformadores de servicio de estación. En tales casos, la calificación primaria es igual a la suma de la capacidad de la bobina de supresión de arcos y la capacidad de la carga secundaria.
La función principal de un transformador de tierra es entregar la corriente de compensación de fallas a tierra.
La Figura 1 y la Figura 2 muestran dos conexiones comunes de transformadores de tierra de tipo Z: ZNyn11 y ZNyn1. El principio detrás de la baja impedancia de secuencia cero es el siguiente: cada pata del núcleo contiene dos devanados idénticos conectados a diferentes voltajes de fase. Bajo voltaje de secuencia positiva o negativa, la fuerza magnetomotriz (FMM) en cada pata es la suma vectorial de dos FMM de fase. Las tres FMM de pata están equilibradas y separadas 120°, formando un camino magnético cerrado con baja reluctancia, alto flujo, alto voltaje inducido y, por lo tanto, alta impedancia de magnetización.
Bajo voltaje de secuencia cero, los dos devanados en cada pata producen FMM iguales pero opuestas, resultando en una FMM neta nula por pata. No fluye flujo de secuencia cero en el núcleo; en su lugar, circula a través del tanque y el medio circundante, encontrando alta reluctancia. Como consecuencia, el flujo y la impedancia de secuencia cero son muy bajos.
