Cálculos de Diseño para Esquemas de Aterramiento Neutral y Dimensionamiento de Transformadores de Aterramiento en Plantas Solares Fotovoltaicas a Escala Utilitaria

1 Clasificación de los Métodos de Puesta a Tierra Neutra para Estaciones Fotovoltaicas Solares

Influenciados por las diferencias en los niveles de voltaje y las estructuras de la red en diferentes regiones, los métodos de puesta a tierra neutra de los sistemas de energía se clasifican principalmente en no efectivos y efectivos. La puesta a tierra no efectiva incluye la puesta a tierra neutra mediante bobinas de supresión de arcos y sistemas con neutro aislado, mientras que la puesta a tierra efectiva comprende la puesta a tierra sólida del neutro y la puesta a tierra neutra mediante resistencias. La selección de un método de puesta a tierra neutra es un asunto integral, que implica consideraciones sobre la sensibilidad de la protección relé, los niveles de aislamiento de los equipos, los costos de inversión, la continuidad del suministro de energía, la dificultad de operación y mantenimiento, el alcance de los fallos y el impacto en la estabilidad del sistema.

1.1 Puesta a Tierra No Efectiva
1.1.1 Puesta a Tierra Neutra Mediante Bobinas de Supresión de Arcos

Se instala una bobina de supresión de arcos en el punto neutro del sistema. Durante los fallos, la corriente inductiva compensa la corriente capacitiva del sistema, y la corriente de fallo en el punto de puesta a tierra es la corriente inductiva residual después de la compensación. Cuando ocurre un fallo de un solo fase, la bobina compensa la corriente capacitiva para extinguir rápidamente el arco de puesta a tierra, suprimiendo los arcos intermitentes y las sobretensiones. El sistema puede seguir funcionando durante un tiempo después del fallo, lo que lo hace adecuado para escenarios de suministro de energía de alta confiabilidad.

Características clave:

• Protección y Operación: La pequeña corriente de puesta a tierra hace que la protección de corriente cero secuencia convencional carezca de sensibilidad, requiriendo una protección compleja de un solo fase. La bobina debe trabajar en modo de sobrecompensación; los operadores necesitan ajustar los parámetros oportunamente con los cambios de la red, complicando el mantenimiento.

• Configuración: Se debe evitar la instalación concentrada de múltiples bobinas o la configuración de una sola bobina para prevenir fallas de compensación.

• Aplicabilidad y Limitaciones: Es adecuada para sistemas con grandes corrientes capacitivas de un solo fase, reduciendo los efectos térmicos en el equipo y permitiendo un suministro de energía continuo a corto plazo. Sin embargo, la protección relé no puede cortar rápidamente los fallos en estaciones fotovoltaicas medianas y grandes. Por lo tanto, se usa menos en estaciones fotovoltaicas de nivel MW y superiores, así como en barras de 10 kV/35 kV, con sistemas de bobinas de supresión de arcos antiguos siendo reequipados.

1.1.2 Neutro Aislado

Los sistemas con neutro aislado (no efectivos) presentan corrientes de fallo debido al acoplamiento capacitivo de líneas/equipos durante fallos de un solo fase, sin bucle de cortocircuito. Esto permite 1-2 horas de operación con fallos debido a corrientes bajas y tensiones entre fases manteniéndose, pero presenta riesgos de reinicio de arcos y sobretensiones, requiriendo un alto aislamiento. Es adecuado para corrientes capacitivas pequeñas (por ejemplo, lados AC de inversores fotovoltaicos, transformadores de baja tensión con neutro no derivado).

1.2 Puesta a Tierra Efectiva
1.2.1 Puesta a Tierra Sólida del Neutro

Ofrece una corriente de fallo alta, protección sensible, baja sobretensión y aislamiento relajado, pero conlleva riesgos de reducción de la confiabilidad debido a corrientes de puesta a tierra excesivas e interferencia severa en las comunicaciones. Es común en transformadores de alta tensión ≥110 kV de estaciones fotovoltaicas ≥50 MW, con interruptores de aislamiento del neutro y pararrayos para una puesta a tierra flexible.

1.2.2 Puesta a Tierra Neutra Mediante Resistencias

Inyecta una corriente activa > corriente capacitiva mediante resistencias del neutro, permitiendo una protección de secuencia cero de alta sensibilidad para el aislamiento rápido de los fallos. Ventajas:

• Parámetros estables: No se requieren ajustes durante la operación inicial.

• Economía de aislamiento: Requisitos de aislamiento bajos debido a la rápida eliminación de los fallos.

• Aplicación: Sistemas de cables largos, transformadores/motores de gran capacidad y estaciones fotovoltaicas con corrientes capacitivas altas.

• Jerarquía de tensión:

• ≥220 kV: puesta a tierra sólida

• 66-110 kV: mayoría sólida, minoría no sólida

• 6-35 kV: mayoría no sólida, minoría sólida

2 Cálculo de la Capacidad del Transformador de Puesta a Tierra

Para estaciones fotovoltaicas a escala de MW con barras de 10/35 kV (puesta a tierra mediante resistencias), se necesitan transformadores de puesta a tierra dedicados si los neutros no están derivados. Pasos de cálculo:

• Tensión primaria: Coincide con la tensión de la barra del sistema.

• Corriente capacitiva: Suma de las corrientes de cable/línea aérea más los efectos de los equipos de la subestación.

• Valor de la resistencia: Asegura la activación rápida de la protección de secuencia cero.

• Capacidad del transformador: Considera la calificación de la resistencia de puesta a tierra; incluye cargas secundarias si sirve como fuente de alimentación de la estación.

3 Ejemplo de Cálculo de la Capacidad del Transformador de Puesta a Tierra
3.1 Resumen del Proyecto
Una estación fotovoltaica centralizada de 50 MW con montajes fijos a 1340 m de altitud (promedio anual 3°C) no requiere derating por altitud o humedad. Consta de 50 x 1 MW de sub-arrays, DC se invierte y se eleva localmente a 35 kV. Diez sub-arrays forman una línea colectora que se alimenta a un sistema de barra simple de 35 kV, luego se eleva a 110 kV (neutro solidamente conectado a tierra). La estación de elevación de 35 kV incluye un transformador principal de baja tensión, 5 líneas colectoras fotovoltaicas, un transformador de puesta a tierra, un transformador de servicio de la estación, compensación reactiva y circuitos PT, con puesta a tierra resistiva del neutro.

3.2 Cálculo de la Capacidad del Transformador de Puesta a Tierra
3.2.1 Método de Puesta a Tierra

La tensión nominal primaria del transformador de puesta a tierra coincide con la tensión del sistema de 35 kV. Las líneas colectoras de 35 kV son principalmente cables enterrados directamente (34 km en total), con 2 km de líneas aéreas.

• Corriente capacitiva de puesta a tierra de un solo fase para líneas colectoras aéreas de 35 kV: Ic1=3.3×U_L×L×10−3=0.231A

• Corriente capacitiva de puesta a tierra de un solo fase para líneas colectoras de cable de 35 kV: Ic2=0.1×U_L×L=119A

( U_L): tensión entre líneas de la red (kV); L: longitud de la línea (km))

Con un aumento del 13% en la corriente capacitiva de la subestación de 35 kV, la corriente capacitiva de puesta a tierra de un solo fase calculada de la estación fotovoltaica supera los 10 A. Por lo tanto, el punto neutro de la barra de 35 kV utiliza puesta a tierra resistiva.

3.2.2 Capacidad del Transformador de Puesta a Tierra

Para la resistencia de puesta a tierra, la tensión primaria U_R≥21.21kV. En caso de un fallo de un solo fase, la corriente de fallo a tierra se establece en 150-500 A, por lo que I_R=400A, y con R=50.5Ω, P_R≥U_R×I_R. En sistemas de puesta a tierra de baja resistencia, la capacidad del transformador de puesta a tierra es 1/10 de la capacidad correspondiente a la corriente de fallo. Como existe un transformador de servicio de la estación separado, se ignoran las cargas secundarias. Considerando factores técnicos-económicos, condiciones meteorológicas y altitud, la capacidad se establece en 1000 kVA.

4.Conclusión

El desarrollo de energías renovables como la fotovoltaica se ajusta a las políticas de desarrollo industrial de los países de todo el mundo. El método de puesta a tierra neutra tiene un impacto en aspectos como el diseño y la operación del sistema de energía. Al seleccionar el método de puesta a tierra neutra para el sistema, se deben considerar integralmente los impactos en la confiabilidad del suministro de energía del sistema y en el nivel de aislamiento del equipo, así como la dificultad de implementar la protección relé.