Conexión a tierra del neutro de Generadores: Neutro a tierra a través de transformador de distribución y resistencia en el secundario (y Parte 4ª)

Este método de p.a.t. del neutro de generadores es similar a una resistencia de valor óhmico elevado, siendo la intensidad de p.a.t. del orden de 5 a 10 A. Al ser tan pequeña la intensidad de falta no es necesario utilizar protecciones rápidas o interruptores de neutro que desescitan el generador antes de que la avería sea grave.

Con este método no se obtiene intensidad suficiente para la protección selectiva por lo que se usa especialmente en grupos generador- transformador.

No se necesita una corriente de falta grande, ya que cualquier tensión que aparezca en el neutro, puede emplearse para desconectar el generador.

Cuando la resistencia del neutro es alta, como se ha mencionado antes, se pueden crear sobretensiones transitorias por maniobras de interruptores o arcos a tierra.

Tales sobretensiones dependen de la resistencia del neutro y de la capacidad a tierra del generador y de los equipos conectados a barras del generador. Estas se pueden expresar como una relación entre las pérdidas de la resistencia de neutro (en kW) y los kVA de carga capacitiva a tierra, como se indica en la figura 12.

Las sobretensiones transitorias son bajas, si la resistencia secundaria tiene unas pérdidas en kW igual a los kVA capacitivos a tierra; dicho de otra forma, si:

Figura 12.- Eficacia de las pérdidas en la resistencia para limitar las sobretensiones transitorias. La tensión está dada en % de la tensión de cresta nominal simple del generador.

Para calcular la calcular la capacidad a tierra, es necesario conocer la capacidad de los bobinados del generador, la de los condensadores de protección contra descargas atmosféricas y la de los cables.

Las capacidades típicas de los bobinados de generadores pueden ser listados como sigue:

Potencia nominal (kVA)	r.p.m.	Tensión nominal (kV)	Capacidad a tierra (µF)
9.400 – 25.000 31.000 – 62.500 70.500 – 192.000 62.500 – 140.000 176.500 – 183.000	3.600 3.600 3.600 1.800 1.800	11.5 – 14.4 12.5 – 14.4 12.5 – 20 12.5 – 20 12.5 – 20	0,13 0,36 0,70 1,08 1,87

Estos valores se deben utilizar cuando no se logren datos del fabricante.

Las expresiones para el cálculo de los parámetros mencionados (kV∆ - RS - IR) son:

KV_L-L = Tensión nominal del generador, entre fases en kV.

KV_TR = Tensión nominal primaria del transformador de distribución.

N = Tensión primaria / tensión secundaria

C = Capacidad total de las tres fases a tierra en microfaradios.

Se supone que Rp = Xc. Figura 13

Figura 13

                                                                                                              

 Cuando se vaya a separar de las barras debido a una falta, el tiempo transcurrido entre falta y disparo del interruptor del generador, viene dado por la figura 14.

 Figura 14.- Sobrecargas de corta duración para transformadores de distribución

La práctica normal es la elección de 30 minutos, que corresponde a un transformador de potencia igual a los kVA capacitivos a tierra y su tensión fase-tierra.

Las características del transformador y resistencia (Rs) se pueden elegir de la figura 15 y 16:

C = Capacidad en microfaradios de las tres fases a tierra

kV_TR = Tensión nominal primaria del transformador de distribución

Tensión nominal del secundario del transformador 240 V

Figura 15.- Ohmios de la resistencia en el secundario para el transformador de distribución de puesta a tierra

Figura 16.- kVA del transformador e intensidad en la resistencia del secundario.

Cálculo de un transformador de distribución y su resistencia en el secundario

Sea un generador de 47.000 kVA, 13,8 kV, conectado a un transformador elevador.

Capacidad a tierra del generador

(Las tres fases):                                                0,315

Condensadores de protección (tres fases)

contra sobrecargas repentinas:                    0,750

                                                                           1,065

Se toma un condensador C = 1,2 µF

El transformador será 13.800 / 240 V.

Según esto tenemos:

KV_TR = 13,8

KV_L-L = 13,8

C x (KV_TR) = 228,5

C x (KV_TR) (KVL_-L) = 228,5

Empleando las figuras 15 y 16 se tienen los valores:

R_S = 0,67 Ω

I_R = 210 A

y el transformador:

50 kVA: servicio continuo

20 kVA: 10 minutos

10 kVA:   1 minuto

Figura 17: Conexión a tierra del neutro de un generador mediante un transformador de distribución con una resistencia en el secundario.

Si empleamos las fórmulas tendremos:

FUENTES:

Irwin Lazar: Análisis y Diseño de Sistemas Eléctricos

General Eléctrica Española: Puesta a tierra del neutro de las redes de energía eléctrica

Mariano Cecilia: Distribución de energía eléctrica. Centros de Transformación

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http://www.mediafire.com/file/smz39k57uk285hk/Puesta_a_tierra_del_neutro_de_generadores.pdf

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Cuadro comparativo entre los diversos métodos de conexión a tierra del neutro de generadores

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Cálculo de Generadores Homopolares (GH)

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Calculo de un transformador zig-zag con resistencia de puesta a tierra para un sistema de media tensión

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Conexión a tierra del neutro de Generadores: Neutro a tierra por resistencia (Parte 3ª)

Este sistema de puesta a tierra se caracteriza por un valor moderado de la intensidad de falta a tierra, entre 100 y 2000 A, por lo que los daños en la falta son menores que con una reactancia. Esto se obtiene seleccionando el valor de la resistencia insertada entre el punto neutro del generador y la tierra con un valor  igual a:

Siendo:

E_L-N : La tensión en voltios de fase a neutro del generador

I_N : Corriente deseada en el neutro, en amperios

R_N : Valor de la resistencia en óhmios

Figura 11

La corriente que circula a través de la resistencia del neutro se puede limitar a cualquier valor, pero para grandes generadores, la corriente seleccionada es generalmente de 100 A, o bien cerca de 1,5 veces la corriente nominal del generador.

Para una corriente de 100 A se requiere una resistencia de 80 Ω para un generador de 13,8 kV la cual es adecuada para esta tensión debido a los requisitos de aislamiento y tamaño.  El tamaño y costo de la resistencia es lo que establece el límite superior de la intensidad de cortocircuito. Por ejemplo, si se limita la intensidad de corto a 1,5 veces la nominal del generador, la corriente en la resistencia se determina por sus pérdidas durante la falta de una fase a tierra. Si la corriente fuera varias veces la corriente total de carga, las pérdidas en la resistencia sería varias veces la carga nominal del generador, por lo que el costo de la resistencia sería muy elevado.

Con este método, no se pueden, generalmente, emplear pararrayos para el neutro, por lo tanto no es lógico utilizar un valor bajo de resistencia cuyas pérdidas serían extremadamente altas y por tanto, con el aumento correspondiente en tamaño y coste de la misma. En general, la intensidad de la corriente necesaria para que actúen selectivamente las protecciones es la que determinará el valor de la resistencia que debe utilizarse. Esta resistencia limitará considerablemente la magnitud de la corriente de falta a tierra permitiendo, además de la selectividad de las protecciones, evitar sobretensiones transitorias graves.

El inconveniente de este método es que se presentan mayores sobretensiones dinámicas en las fases sin defecto, lo que impide el uso de pararrayos, por lo que este método se utiliza donde no existen exposiciones directas de descargas atmosféricas, pero en cambio se requiera corriente suficiente para la operación selectiva de los relés, igualmente se utiliza en instalaciones con varios generadores conectados a una barra de distribución a la tensión de generación, pero sin salidas a líneas aéreas.

Continua en: Conexión a tierra del neutro de Generadores: Neutro a tierra a través de transformador de distribución y resistencia en el secundario (y Parte 4ª)
https://imseingenieria.blogspot.com/2017/07/conexion-tierra-del-neutro-de_29.html

Conexión a tierra del neutro de Generadores: Neutro a tierra por reactancia (Parte 2ª)

No se recomienda la conexión directa a tierra en generadores donde los devanados de la máquina pueden estar sometidos a corrientes mayores que las corrientes trifásicas de pérdida a tierra (como se especifica en las normas C 50 de ANSI).

La conexión directa a tierra del generador da como resultado que fluya la máxima corriente de falta y, en consecuencia, cause el máximo daño en el punto de defecto.

La corriente de defecto a tierra de un sistema trifásico es:

Donde:

U_N = Tensión de línea a neutro

X₁ = Reactancia de secuencia positiva (ohms/fase)

X₂ = Reactancia de secuencia negativa (ohms/fase)

X₀ = Reactancia de secuencia cero (ohms/fase)

Debido a la reactancia relativamente baja de secuencia cero en la mayoría de las máquinas síncronas, una pérdida a tierra de línea a tierra sólida en los terminales de la máquina da como resultado una corriente en los devanados mayor que la corriente trifásica de defecto. Y si varias máquinas operan en paralelo y solo una tiene conexión a tierra, este defecto aumenta en la máquina con conexión a tierra.

En los casos particulares en que los generadores tengan valores de reactancia tales, que las corrientes del devanado en los fallos de línea a tierra de los terminales del generador se limiten a valores iguales o menores que los defectos trifásicos, se puede utilizar el método de conexión directa del neutro a tierra. En estos casos, las ventajas e inconvenientes son las mismas que la conexión a tierra mediante una reactancia.

Método de puesta a tierra del neutro por reactancia

Estas reactancias se emplean para conectar el neutro del generador (también en transformadores de potencia) a tierra, y reducir la corriente de cortocircuito a tierra a valores inferiores a los que se obtendrían si dicha corriente estuviese limitada sólo por la impedancia propia de la máquina.

Este método de puesta a tierra se relaciona con una Intensidad de cortocircuito entre el 25% y 100% de la intensidad de cortocircuito trifásica.

El valor límite superior de la reactancia a emplear en el neutro, es aquel que haga la relación X₀/X₁ = 10. El límite inferior será X₀/X₁ = 1; esto hará el cortocircuito a tierra igual al tripolar Ik3.

Normalmente se prefiere mantener el sistema "realmente puesto a tierra" haciendo X₀/X₁ = 3, permitiendo el uso de pararrayos con un nivel de protección entre el 20%-25% inferior a los del neutro aislado.

La relación mencionada de reactancias X₀/X₁, vista desde los terminales del generador depende del circuito exterior. Si la impedancia, X₁, del sistema exterior es muy pequeña, es casi imposible conseguir que X₀/X₁ = 3, aunque se utilice reactancia de puesta a tierra. En este caso hay que aceptar las mayores averías en el punto de falta.

La conexión del neutro a tierra a través de reactancia reduce las sobretensiones dinámicas, y es muy utilizado donde el generador alimenta directamente redes de cables. La característica indeseable de este método es que puede producir daños en el punto de defecto. El inconveniente es la posibilidad de que se queme el hierro debido a las elevadas corrientes de pérdida a tierra. Debido a este inconveniente, no hay una total aceptación de este método por parte de los ingenieros, siendo este problema la principal razón por la que, sobretodo en generadores muy grandes, se adopte el método de puesta a tierra del neutro a través de resistencia, aún en el caso de que estos alimenten líneas aéreas.

Selección de los valores nominales de la Reactancia del neutro

El valor mínimo de la reactancia del neutro (Xmín.) se calcula según lo que a continuación se indica:

Si x_2m = x''d (generador de rotor cilíndrico) no depende del sistema exterior.

Si x_0m /x''d = 1, la Ik1 = Ik3

El valor mínimo de Xn se calcula para una intensidad en la máquina igual al cortocircuito trifásico (Ik3).

El valor máximo de Xn  se calcula en la base de permitir el empleo de pararrayos del neutro y en que la relación X₀/X₁ sea igual a 3.

Los cálculos deben hacerse en la disposición en la que el sistema tenga la relación x0/x1, más elevada, es decir, con el sistema exterior conectado a barras y con el resto de generadores sin conectar a barras.

Puesto que no se conoce la magnitud del sistema, la regla más segura es que X₀/X₁ (con sólo su generador a barras) sea igual a 1.

Figura 9.- Curvas para determinar las reactancias del neutro del generador. Los valores de la reactancia xn (max.) y xn (mín.), limitan la corriente de falta del generador, al valor de la corriente de falta trifásica o menos, y permite el uso de pararrayos para neutro a tierra.

La intensidad en la reactancia del neutro (In) es la intensidad eficaz que pasa por el neutro en su cortocircuito.

Para calcular la intensidad dinámica térmica se utiliza la X'd.

Para calcular la intensidad dinámica de la reactancia se emplea la X''d.

El régimen de funcionamiento de la reactancia es de 1 min. ó 10 s a elección.

Ejemplo de cálculo de reactancia de neutro

Supongamos el esquema de la figura 10:

Figura 10

Reactancias máximas a colocar en el neutro de:

Generador 1:

Generador 2:

Según expresiones anteriores la Xn(min.) para X_2m ≥ X''d (en nuestro caso X_2m = X''d).

Por tanto:

Generador 1:

Generador 2:

Las intensidades en las reactancias de los generadores 1 y 2 para los valores de Xn máximo y mínimo son:

Para generador 1 y Xn (máx.)

Para generador 2 y Xn (máx.)

Para generador 1 y Xn (min.)

Para generador 2 y Xn (min.)

Continua en: Conexión a tierra del neutro de Generadores: Neutro a tierra por resistencia (Parte 3ª)

https://imseingenieria.blogspot.com/2017/07/conexion-tierra-del-neutro-de_27.html