UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA NACIONAL
FACULTAD REGIONAL CÓRDOBA
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELÉCTRICA
Práctica Profesional Supervisada
Carrera: Ingeniería en Energía Eléctrica.
Profesores de la Cátedra:
•
ING. IRAZOQUI, Carlos Eugenio.
•
ING. POLO, Santiago.
Curso: 5Q1.
Año: 2024.
Alumno:
•
KLOSTER, Karel………………Legajo Nº 74116.
Empresa: Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).
Supervisores:
•
ING. BAEZ, Esteban.
Índice
1
Introducción. ................................................................................................................................... 1
2
Organización del Proyecto .............................................................................................................. 2
3
2.1
Objetivos ................................................................................................................................ 2
2.2
Metodología .......................................................................................................................... 2
2.3
Cronograma (Diagrama de Gantt -Viejo) ............................................................................... 3
Sistemas de Puesta a Tierra ............................................................................................................ 4
3.1
3.1.1
Puesta a Tierra por Resistencias ........................................................................................ 4
3.1.2
Puesta a Tierra con Reactancias ........................................................................................ 5
3.1.3
Neutro Rígido .................................................................................................................... 5
3.2
3.2.1
4
Tipos de Puesta a Tierra (general) ......................................................................................... 4
Casos Especiales .................................................................................................................... 5
Generador de Neutro – Transformador Zig-Zag ................................................................ 5
Comprobación de la metodología mediante Software POWERFACTORY ....................................... 7
4.1
Método analítico ................................................................................................................... 8
4.1.1
Cálculo de Cortocircuito Tripolar ....................................................................................... 9
4.1.2
Cálculo de Cortocircuito Unipolar ................................................................................... 10
4.2
Simulación Computacional. ................................................................................................. 11
4.2.1
Cortocircuito Tripolar ...................................................................................................... 13
4.2.2
Cortocircuito Unipolar ..................................................................................................... 13
5 Comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT) ante una Falla a Tierra –
Nivel de tensión 13,2 [kV] ..................................................................................................................... 15
5.1
Modelado sistema de 3 barras ............................................................................................ 15
5.2
Corriente de Cortocircuito y sobretensiones en fases frente a la variación de la
resistencia/reactancia de PaT ........................................................................................................... 17
5.3
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases Sanas
Frente a la Potencia de Cortocircuito de la E.T. ................................................................................. 21
5.4
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases Sanas
Frente a la Potencia Nominal del Transformador. ............................................................................. 24
5.5
6
Conclusiones ........................................................................................................................ 29
Análisis ET – LA TABLADA .............................................................................................................. 30
6.1
Armado del modelo ............................................................................................................. 30
6.2
Análisis del comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT) ante una
Falla a Tierra – ET LA TABLADA .......................................................................................................... 33
6.3
Resistor de neutro ET LA TABLADA ...................................................................................... 36
7 Comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT) ante una Falla a Tierra –
Nivel de tensión 33 [kV] ........................................................................................................................ 38
7.1
Corriente de Cortocircuito y sobretensiones en fases frente a la variación de la
resistencia/reactancia de PaT ........................................................................................................... 40
7.2
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases Sanas
Frente a la Potencia de Cortocircuito de la E.T. ................................................................................. 43
7.3
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases Sanas
Frente a la Potencia Nominal del Transformador. ............................................................................. 46
7.4
8
Conclusiones ........................................................................................................................ 48
Magnitud de la resistencia y/o reactancia de PaT ........................................................................ 52
8.1
Análisis para un Transformador de 40 MVA ........................................................................ 53
8.2
Dimensionamiento Analítico ............................................................................................... 54
8.2.1
Cálculo de Resistencia de PaT ......................................................................................... 54
8.2.2
Cálculo de Reactancia de PaT .......................................................................................... 56
8.2.3
Cálculo de Generador de Neutro sin Resistencia de PaT– Transformador zig-zag .......... 57
8.2.3.1
Calculo transformado Zig-Zag sin resistencia de PaT.............................................. 58
8.2.3.2
Calculo transformado Zig-Zag con resistencia de PaT ............................................ 61
9
Análisis Técnico-Económico .......................................................................................................... 63
10
Conclusiones ............................................................................................................................. 64
11
Instalación banco de resistores ................................................................................................. 65
11.1
Cálculo del Cable Subterráneo de 13,2 [kV]. ....................................................................... 65
11.1.1
Criterio N°1 ................................................................................................................. 65
11.1.2
Criterio N°2 ................................................................................................................. 67
ANEXOS ................................................................................................................................................. 69
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1
Introducción.
En el ámbito de los sistemas eléctricos, la gestión eficiente de las corrientes de cortocircuito
monofásico constituye un desafío crítico para garantizar la seguridad y estabilidad de las instalaciones.
Uno de los enfoques fundamentales para abordar este problema es la implementación de sistemas de
puesta a tierra, los cuales, a su vez, pueden emplear resistencias o reactancias.
Las corrientes de cortocircuito monofásicas pueden dar lugar a sobretensiones en las fases no
afectadas, comprometiendo la integridad de los equipos y la continuidad del suministro eléctrico. Este
fenómeno puede tener repercusiones significativas en términos de eficiencia y seguridad del sistema.
El presente estudio analiza y compara dos enfoques comunes utilizados en sistemas de puesta a tierra:
aquellos basados en resistencias y aquellos que incorporan reactancias. La investigación se centra en
comprender las características y efectos de las sobretensiones generadas durante cortocircuitos
monofásicos en fases no afectadas, evaluando la idoneidad de cada enfoque en términos técnicos y
de protección del sistema.
La comparativa se realizará con el objetivo de identificar la solución más eficaz y segura para mitigar
los efectos adversos de los cortocircuitos monofásicos.
Posteriormente, los resultados obtenidos se aplicarán a un caso práctico representativo del sistema
interconectado provincial de Córdoba, buscando una implementación que sea acorde con las
condiciones reales de este entorno específico. Este enfoque permitirá validar la idoneidad de las
soluciones propuestas en un contexto operativo concreto.
Finalmente, una vez identificada la alternativa más adecuada, se procederá a la selección de equipos
y se evaluará la viabilidad económica de la implementación, garantizando así una solución integral y
sustentable para la gestión de sobretensiones en sistemas de puesta a tierra ante cortocircuitos
monofásicos. Este enfoque integral no solo optimizará la eficiencia del sistema eléctrico, sino que
también aumentará su flexibilidad y capacidad de respuesta frente a eventos críticos.
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2
Organización del Proyecto
2.1
Objetivos
En este capítulo, se presenta la estructura y el plan de trabajo del proyecto. Se describen los objetivos
y las actividades planificadas, junto con un diagrama de Gantt que ilustra la programación y la
secuencia de las tareas.
2.2
Metodología
Se llevará a cabo un estudio preliminar utilizando un sistema simplificado de dos barras, representativo
de una configuración común en sistemas eléctricos de transmisión. El objetivo es analizar el
comportamiento de las corrientes de cortocircuito monofásico y las sobretensiones resultantes al
variar las condiciones de puesta a tierra.
I.
Configuración del Sistema de dos Barras
Se establecerá un modelo de dos barras de 132 kV a 13,3 kV, simulando un cortocircuito
monofásico en la barra de 13,2 kV.
II.
Variantes de Puesta a Tierra
Se realizarán pruebas conectando el neutro directamente a tierra, a través de una resistencia y
una reactancia.
Luego se variarán los valores de la resistencia y la reactancia de 1 a 30 ohms para evaluar su
impacto en las corrientes de cortocircuito y las sobretensiones en las fases sanas.
III.
Análisis de Resultados Preliminares
Se registrarán las tensiones en las fases no afectadas y se analizara la magnitud de las corrientes
de cortocircuito para cada configuración de puesta a tierra.
De este análisis se extraerán conclusiones preliminares sobre la eficacia y seguridad de cada
enfoque.
IV.
Análisis técnico - económico
En esta sección, se llevará a cabo un análisis que aborde tanto los aspectos técnicos como
económicos de las diferentes configuraciones de puesta a tierra evaluadas.
•
•
V.
Análisis económico: Se evaluarán los costos de cada equipo mediante presupuestos
proporcionados por diferentes fabricantes. De esta manera, se pondrá en evidencia cuál
equipo es más conveniente desde un punto de vista económico.
Análisis técnico: Se evaluarán las dimensiones de cada equipo, lo que permitirá tener una idea
del espacio necesario para poder instalar cada equipo. Además, se evaluará desde un punto
de vista técnico su respuesta a las sobretensiones y a la limitación de corriente de falla.
Instalación de un Resistor
En esta etapa, se llevará a cabo la determinación de la sección del conductor de neutro para la
instalación de un banco de resistencia. El objetivo principal es desarrollar una solución efectiva para
controlar las corrientes de cortocircuito y las sobretensiones, basándose en los hallazgos y
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conclusiones obtenidos en las fases previas del proyecto. Este proceso implicará el cálculo de la sección
del conductor de neutro.
Además, se elaborarán los planos y la lista de materiales necesarios para la instalación del banco de
resistencias. Esta etapa será crucial para garantizar la correcta implementación de la solución
propuesta, asegurando la protección adecuada del sistema eléctrico contra los efectos adversos de las
corrientes de cortocircuito y las sobretensiones. Los resultados obtenidos en este proceso
proporcionarán la base para la planificación detallada y la ejecución exitosa de la instalación del banco
de resistencias.
2.3
Cronograma (Diagrama de Gantt -Viejo)
Se presenta un diagrama de Gantt que visualiza la planificación temporal de las actividades del
proyecto, incluyendo las fechas de inicio y finalización, la duración de las tareas y las dependencias
entre ellas.
N° Capitulo
Titulo
Capitulo N°1
Capitulo N°2
Capitulo N°3
Capitulo N°4
Capitulo N°5
Capitulo N°6
Capitulo N°7
Capitulo N°8
Capitulo N°9
Introducción
Organización del Proyecto
Sistemas de Puesta a Tierra
Comprobación de la metodología mediante Software POWERFACTORY
Comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT) ante una Falla a Tierra
Magnitud de la resistencia y/o reactancia de PaT
Análisis Técnico-Económico
Conclusiones
Instalación banco de resistores
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3
Sistemas de Puesta a Tierra
Los sistemas de puesta a tierra se diseñan para garantizar la seguridad, eficiencia y estabilidad de los
sistemas eléctricos. Estos sistemas se centran en la conexión del neutro y su referencia a tierra, y
juegan un papel crucial en la gestión de corrientes de cortocircuito, así como en la prevención de
sobretensiones y la protección de equipos y personal.
En la actualidad, la EPEC cuenta con diferentes metodologías de puesta a tierra, entre ellas:
•
•
•
Rígidamente/electivamente puesto a tierra
Puesta a Tierra por Resistencias
Generador de neutro rígidamente puesto a tierra (transformador zig-zag)
En las estaciones transformadoras donde la corriente de cortocircuito es elevada y, por ende, es
necesario limitarla, se adopta una puesta a tierra de los neutros de los transformadores mediante
resistencias.
Por otro lado, en estaciones donde se cuenta con transformadores de tres arrollamientos de potencia
(en la mayoría de los casos, el tercer arrollamiento es de compensación), esta configuración, si bien no
es la más común, se da cuando se quiere alimentar demanda a través del terciario, donde el terciario
cuenta con una conexión en delta. Es necesaria la implementación de algún equipo para generar el
neutro. Para ello, se utiliza lo que se conoce como generador de neutro, que no es más que un
transformador zig-zag que crea la referencia a tierra.
Las diferentes metodologías en cuanto a la conexión del neutro a tierra proporcionan diferentes
ventajas y desventajas relacionadas con la capacidad de limitar las corrientes de cortocircuito y, en
casos de fallas monofásicas a tierra, reducir las sobretensiones que se pueden generar en las fases no
afectadas.
3.1
Tipos de Puesta a Tierra (general)
3.1.1 Puesta a Tierra por Resistencias
Implica la conexión del neutro a tierra a través de resistencias, limitando las corrientes de cortocircuito
y proporcionando una vía de escape controlada en caso de falla.
Figura 3.1: Resistencia de PaT
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3.1.2 Puesta a Tierra con Reactancias
Utiliza reactancias para conectar el neutro a tierra, ofreciendo una alternativa en la gestión de
corrientes de cortocircuito y sobretensiones.
Figura 3.2: Reactancia de PaT
3.1.3 Neutro Rígido
Este enfoque implica que el neutro del sistema está conectado a tierra directamente sin ningún
elemento limitador. Esta configuración es común en sistemas donde se requiere una conexión
robusta y estable del neutro a tierra y en casos donde no es necesario limitar la corriente de
falla, proporcionando una referencia sólida para la operación del sistema y la protección contra
sobretensiones.
Figura 3.3: Rígidamente a tierra
3.2
Casos Especiales
3.2.1 Generador de Neutro – Transformador Zig-Zag
Los transformadores o reactores generadores de neutro artificial se utilizan en los casos donde el
punto neutro del sistema no es accesible, como es el caso de una conexión en triángulo, generando
una referencia a tierra.
En sistemas con elevada impedancia homopolar la reducen al valor adecuado, limitando los valores de
falla monofásica o bifásica a tierra, a valores aceptables de sobretensión, corriente y tiempo de falla,
asegurando una protección efectiva de las unidades conectadas.
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El tipo más económico y confiable para esta función es el reactor generador de neutro artificial, en
conexión trifásica en zig-zag
En este último caso, su implementación se considera una necesidad, por lo que no hay otra opción que
utilizar uno de estos equipos. Es por ello por lo que el presente estudio se centra únicamente en el
cálculo para el correcto dimensionamiento de este.
Figura 3.4: Generador de neutro-Transformador Zig-Zag
La implementación de uno u otro método depende en gran medida del valor de la corriente de
cortocircuito, ya que el objetivo principal de utilizar elementos limitantes es reducir la magnitud de
esta corriente para disminuir los efectos electrodinámicos asociados a una corriente de estas
características evitando/minimizando daños severos en los equipos, minimizar las interrupciones del
servicio y garantizar la seguridad de las instalaciones y el personal. Ambos elementos limitantes
cumplen con este propósito; por lo tanto, la elección entre uno u otro método se reduce al siguiente
análisis: con una limitación igual de la corriente de cortocircuito, ¿qué ventajas presenta uno respecto
del otro en cuanto a instalación, tamaño, sobretensiones en las fases no afectadas en casos de fallas
monofásicas y costos?
Para responder a esta pregunta, se llevó a cabo el presente estudio.
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4
Comprobación de la metodología mediante Software POWERFACTORY
En este análisis, se abordará el cálculo de cortocircuitos tanto trifásicos como monofásico sobre un
sistema simple conformado por un generador y un transformador y dos barras, una de 132 kV y otra
de 33 kV.
Inicialmente, se realizará un estudio teórico para determinar las corrientes de cortocircuito esperadas
en ambas contingencias, utilizando métodos analíticos validados. Posteriormente, se llevará a cabo
una verificación práctica empleando herramientas de simulación, específicamente el software
POWERFACTORY, para corroborar la precisión y eficacia de los cálculos teóricos.
El objetivo principal de este análisis es demostrar la coherencia y fiabilidad de los métodos de cálculo
empleados, así como validar la metodología empleada, la cual se basa en el uso del software
POWERFACTORY para modelar y simular sistemas eléctricos más complejos. Al comparar los resultados
obtenidos mediante los métodos analíticos y la simulación computacional, se pretende establecer la
confianza de la metodología para el diseño y la operación segura de redes eléctricas en la práctica.
Se considera sistemas equilibrados antes del fallo, los circuitos se representan en forma unifilar,
considerando en todos los casos para los cálculos, las tensiones de línea teóricas y despreciando las
corrientes previas al fallo.
En la figura se representa el diagrama unifilar de un sistema eléctrico de potencia sin carga.
Figura 4.1 - Sistema Generador/Transformador
Los datos fueron extraídos del apunte sobre "CORTOCIRCUITO EN REDES TRIFÁSICAS" de la cátedra de
Sistemas de Potencia de la UTN FRC (Ejercicio N°1). Es importante aclarar que el unifilar descrito en la
Figura 4.1 es una adaptación simplificada para los propósitos del presente estudio.
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Datos:
ELEMENTO
Generador
Transfrmador
X1 [p.u]
0,373
0,0688
X2 [p.u]
0,373
0,0688
X0 [p.u]
0,1243
0,0688
Tabla 4.2: Datos Modelo Simple
4.1
Método analítico
El cálculo de circuitos simétricos y equilibrados trifásicos, en régimen permanente, no ofrece más
dificultades que la aplicación de las fórmulas y teoremas deducidos para teoría de circuitos, es decir,
es suficiente con los razonamientos y métodos utilizados normalmente en la electricidad. Además,
como son circuitos equilibrados, bastará con buscar para una única fase (normalmente la fase R) todas
las magnitudes eléctricas, siendo válidos los resultados obtenidos para el resto de las fases, ya que
estas magnitudes presentarán idénticos valores en módulo, resultando sus ángulos desfasados 120º o
240º (fase T y S) respecto de la fase R.
Para sistemas desequilibrados, el cálculo se complica al no coincidir las cargas de las tres fases, siendo
necesario determinar todos los parámetros eléctricos para cada una de las fases del sistema (en
sistemas trifásicos, representaría multiplicar por tres los cálculos habituales realizados para una sola
fase), lo que conlleva resoluciones largas y laboriosas. Mediante el método de las componentes
simétricas, es posible obtener la respuesta de cada elemento del sistema en una única fase y aplicar
los resultados obtenidos al resto de las fases del circuito. En otras palabras, es posible resolver sistemas
asimétricos y desequilibrados, de la misma forma que resolveríamos los sistemas equilibrados.
Existen tres circuitos equivalentes para cada elemento de un sistema trifásico. Al organizar los circuitos
equivalentes individuales en redes, de acuerdo con las interconexiones de los elementos, se llega al
concepto de las redes de secuencia. Al resolver las redes de secuencia para las condiciones de falla, se
obtienen la corriente inicial simétrica de cortocircuito y las componentes de voltaje, que pueden
combinarse para simular, en todo el sistema, los efectos que producirían las corrientes de falla
desequilibradas originales. (III – APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LAS COMPONENTES SIMÉTRICAS A LOS
CÁLCULOS DE CORTOCIRCUITO, CORTOCIRCUITO EN REDES TRIFÁSICAS, 2014, p54).
Por ende, para resolver un problema de estas características primeramente conformamos las redes de
secuencia directa, inversa y homopolar como se muestra a continuación.
•
Red de Secuencia Positiva: Constituida por las impedancias de secuencia directa del generador
y el transformador.
Figura 4.3: Red de Secuencia Positiva
•
Red de Secuencia Negativa: Constituida por las impedancias de secuencia inversa del
generador y el transformador.
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Figura 4.4: Red de Secuencia Negativa
•
Red de Secuencia Homopolar: Constituida por las impedancias homopolares del generador y
el transformador.
Figura 4.5: Red de Secuencia Homopolar
4.1.1 Cálculo de Cortocircuito Tripolar
Para el cálculo del cortocircuito tripolar:
𝐼𝑘3 =
𝐸𝑡ℎ
𝑍1
De donde:
𝐼𝑘3 = 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑇𝑟𝑖𝑓𝑎𝑠𝑖𝑐𝑜
𝐸𝑡ℎ = 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇ℎ𝑒𝑣𝑒𝑛𝑖𝑛 (𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑝𝑟𝑒 − 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑜)
𝑍1 = 𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑎
Todos estos vemos que son valores conocidos, no consideramos ningún factor para la tensión, por lo
que su valor lo vamos a mantener en 1.
𝐼𝑘3 [𝑝𝑢] =
1
0.373 + 0.0688
𝐼𝑘3 [𝑝𝑢] = 2.2634 𝑝𝑢
𝐼𝑘3 = 2.2634 ⋅
100 𝑀𝑉𝐴
13.2 𝑘𝑉 . √3
𝐼𝑘3 = 9900.10 𝐴 = 9.9001 𝑘𝐴
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La potencia de cortocircuito resulta:
𝑆𝑘3 = √3 ⋅ 132 × 103 𝑉 ⋅ 9900.10 𝐴
𝑆𝑘3 = 226,346 𝑀𝑉𝐴
4.1.2 Cálculo de Cortocircuito Unipolar
En este caso:
𝐼𝑘1 =
3 ⋅ 𝐸𝑡ℎ
𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍0
De donde:
𝐼𝑘1 = 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑈𝑛𝑖𝑝𝑜𝑙𝑎𝑟
𝐸𝑡ℎ = 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇ℎ𝑒𝑣𝑒𝑛𝑖𝑛 (𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑝𝑟𝑒 − 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑜)
𝑍0 = 𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 ℎ𝑜𝑚𝑜𝑝𝑜𝑙𝑎𝑟
𝑍1 = 𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑎
𝑍2 = 𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎
Por lo que:
𝐼𝑘1 [𝑝𝑢] =
3⋅1
(0.373 + 0.0688) + (0.373 + 0.0688) + (0.1243 + 0.0688)
𝐼𝑘1 [𝑝𝑢] = 2.786 𝑝𝑢
𝐼𝑘1 = 2.786 ⋅
100 𝑀𝑉𝐴
13.2 𝑘𝑉 . √3
𝐼𝑘1 = 12186,86 𝐴 = 12.186 𝑘𝐴
La potencia puesta en juego en el cortocircuito es:
𝑆𝑘1 = √3 ⋅ 132 × 103 𝑉 ⋅ 12186,86 𝐴
𝑆𝑘1 = 278,629 𝑀𝑉𝐴
Esto se debe a que, si bien el cortocircuito se produce en una sola fase, esta potencia se encuentra
disponible para cualquiera de las tres existentes en el sistema.
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4.2
Simulación Computacional.
Como se observa en la Figura 4.1, correspondiente a un diagrama unifilar de un sistema eléctrico de
potencia sin carga, el cual consta simplemente de un generador, un transformador y dos barras.
Se procese a la parametrización del modelo.
•
Modelo Generador:
Figura 4.6: Parametrización Modelos Generador en PowerFactory
Para el modelo del generador se asignan los valores de las impedancias de secuencia:
•
•
•
Reactancia de secuencia Directa (o subtransitoria)
Reactancia de secuencia Inversa
Reactancia de secuencia Homopolar
La tensión y la potencia nominales, para este caso 132 kV y 100 MVA respectivamente.
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Modelo Transformador:
Figura 4.7: Parametrización Modelo Transformador en PowerFactory
•
Modelo barras de 132 kV y 13,2 kV:
Figura 4.8: Parametrización Modelos Buses en PowerFactory
Una vez realizada la parametrización de los diferentes componentes que conforman este sistema, se
procede a realizar las “corridas” para un cortocircuito tripolar y unipolar a tierra.
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A continuación, se muestran los resultados arrojados por las mencionadas corridas.
4.2.1 Cortocircuito Tripolar
La simulación como podemos observar en la Figura 4.9, arrojo un valor de corriente de cortocircuito
tripolar (Isym_m) de 9,898 kA.
Figura 4.9: Cortocircuito Tripolar
Figura 4.10: Informe PoerFactory Cortocircuito Tripolar
4.2.2 Cortocircuito Unipolar
La simulación como podemos observar en la Figura 4.11, arrojo un valor de corriente de cortocircuito
tripolar (Isym_m) de 12,149 kA.
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Figura 4.11: Cortocircuito Unipolar
Figura 4.12: Informe PoerFactory Cortocircuito Tripolar
A continuación, en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se presentan los resultados o
btenidos mediante ambos métodos: el analítico y el modelado computacional. Se observa que ambas
soluciones arrojaron resultados prácticamente idénticos, lo que confirma la confiabilidad del método
utilizado en este estudio a través del software, validando así la obtención de los resultados que
permitirán obtener conclusiones del análisis realizado.
RESULTADOS
TRIPOLAR
UNIPOLAR
Corriente de Cortocircuito I k [kA] Potencia de Cortocircuito S k [MVA] Corriente de Cortocircuito I k [kA] Potencia de Cortocircuito Sk [MVA]
Analitico (Metodo de las componentes Simetricas)
9,9001
226,346
12,186
278,629
PowerFactory
9,898
226,301
12,149
277,761
Tabla 4.2: Resumen de resultados
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Comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT)
ante una Falla a Tierra – Nivel de tensión 13,2 [kV]
5.1
Modelado sistema de 3 barras
Una vez realizada la validación del software utilizado para el presente estudio, estamos en condiciones
de comenzar el análisis de la limitación de corriente de cortocircuito monofásico mediante resistencias
y reactores, y cómo influyen las sobretensiones en las fases no afectadas.
El análisis de sobretensiones en fases sanas tras un cortocircuito monofásico es un aspecto crítico del
diseño y la protección de sistemas eléctricos. En este capítulo, nos enfocaremos en comprender cómo
las fases no afectadas por el cortocircuito reaccionan ante las sobretensiones inducidas por la falla en
una fase y cómo varía este comportamiento cuando estamos en presencia de una PaT a través de
resistencias o reactancias.
Existen varios métodos de puesta a tierra en sistemas eléctricos de potencia, los cuales pueden ser:
•
•
•
Rígido a Tierra
Con Resistencia de Puesta a Tierra
Con Reactancia de Puesta a Tierra
De estos métodos se analizaron los que utilizan resistencias y/o reactancias de puesta a tierra.
El modelo consta de los siguientes elementos:
1. Red Externa (External Grid): Representa la red eléctrica externa conectada al sistema.
2. Tres Barras:
• Bus 1: Operando a 132 kV.
• Bus 2: Operando a 13,2 kV.
• Bus 3: Operando a 10 kV. Esta última es una barra ficticia ya que el terciario es de
compensación.
3. Transformador Trifásico: Se utiliza un transformador trifásico de tres arrollamientos.
Este modelo simplificado proporciona una representación básica del sistema eléctrico en estudio,
permitiendo analizar el comportamiento de las corrientes de cortocircuito y las sobretensiones en
diferentes configuraciones de puesta a tierra utilizando resistencias y/o reactancias.
Para la construcción del modelo, se tomaron en consideración los datos del transformador T-521
ubicado en la ET LA TABLADA, ya que posteriormente el estudio se aplicará a dicha estación. En la
Figura 5.1 se muestra la placa característica de dicho transformador con sus parámetros
correspondientes, así como también cómo se parametrizaron en el modelo del PowerFactory.
En la Figura 5.2 se puede observar el sistema con el cual se realizarán los distintos análisis. Este consiste
en un modelo simple de tres barras de niveles 132/13.2/10 kV vinculadas por un transformador
trifásico de tres arrollamientos. La potencia de cortocircuito será aportada por la ExternalGrid, que
simulará una red externa capaz de suministrar toda la energía demandada por la falla.
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Figura 5.1: Modelado transformador
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Figura 5.2: Unifilar- Sistema de Prueba 3 Barras
5.2
Corriente de Cortocircuito y sobretensiones en fases frente a la variación de la
resistencia/reactancia de PaT
Para la primera parte del estudio, se varió el valor de la resistencia o reactancia en cada corrida,
mientras se monitoreaba la corriente de cortocircuito y las tensiones en las fases no afectadas. Esto
permitió obtener los resultados que se exponen en la Tabla 5-1, donde se muestran los valores
obtenidos para la corriente de falla unipolar (Ik) y las tensiones en las fases sanas (UB y UC).
Es importante destacar que se parametrizó la red externa (ExternalGrid) con una potencia de
cortocircuito de 3397,6 MVA, valor obtenido de la guía de referencia 2024-2028 (Anexo I). Este valor
corresponde a la estación transformadora LA TABLADA para el año 2024. La razón de haber utilizado
este valor radica en que posteriormente en el presente informe se trabajará sobre dicha estación.
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Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
R/X [Ω ]
40
13,86
1666,235
TRANSFORMADOR T-521
ET LA TABLADA
RESISTENCIA
Ik [kA]
Ik [p.u]
UB [p.u]
0
1
2
3
4
5
6
7
18022
6290
3698
2502
1887
1514
1263
1084
10,816
3,775
2,219
1,502
1,132
0,909
0,758
0,651
0,886
1,350
1,556
1,620
1,650
1,668
1,679
1,687
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
849
844
760
691
634
585
543
507
476
446
423
401
381
363
346
331
317
305
293
282
272
263
254
0,510
0,507
0,456
0,415
0,380
0,351
0,326
0,304
0,286
0,268
0,254
0,241
0,229
0,218
0,208
0,199
0,190
0,183
0,176
0,169
0,163
0,158
0,152
1,693
1,697
1,701
1,704
1,706
1,708
1,710
1,712
1,713
1,714
1,715
1,716
1,717
1,718
1,718
1,719
1,719
1,720
1,720
1,721
1,721
1,722
1,722
REACTANCIA
UC [p.u]
Ik [kA]
Ik [p.u]
UB [p.u]
UC [p.u]
0,884
1,847
1,824
1,802
1,788
1,778
1,771
1,766
18022
5357
3146
2227
1723
1405
1187
1027
10,816
3,215
1,888
1,337
1,034
0,843
0,712
0,616
0,886
1,414
1,542
1,596
1,627
1,646
1,659
1,669
0,884
1,400
1,533
1,590
1,622
1,642
1,656
1,666
1,762
1,759
1,756
1,754
1,753
1,751
1,750
1,749
1,748
1,747
1,746
1,745
1,745
1,744
1,744
1,743
1,743
1,742
1,742
1,741
1,741
1,741
1,741
905
809
731
667
613
568
528
494
464
437
414
392
373
356
340
325
312
300
288
278
268
259
251
0,543
0,486
0,439
0,400
0,368
0,341
0,317
0,296
0,278
0,262
0,248
0,235
0,224
0,214
0,204
0,195
0,187
0,180
0,173
0,167
0,161
0,155
0,151
1,676
1,682
1,687
1,691
1,694
1,697
1,700
1,702
1,703
1,705
1,707
1,708
1,709
1,710
1,711
1,712
1,713
1,714
1,714
1,715
1,716
1,716
1,717
1,674
1,680
1,685
1,689
1,692
1,695
1,698
1,700
1,702
1,704
1,705
1,707
1,708
1,709
1,710
1,711
1,712
1,713
1,713
1,714
1,715
1,715
1,716
Tabla 5-1: Resultados obtenidos con PowerFactory – Variación de Resistencia/Reactancia de PaT
En resumen, los datos de la Tabla 5-1 respaldan la leve superioridad de la puesta a tierra mediante una
reactancia en comparación con una resistencia de igual valor, destacando sus beneficios en términos
de limitación de corriente de falla y reducción de sobretensiones en el sistema eléctrico. También se
observa que, a medida que aumentan los valores de resistencia y reactancia, los valores de corriente
se asemejan indistintamente según el método implementado. Sin embargo, persiste una leve
diferencia a favor de la reactancia en términos de las sobretensiones en las fases sanas. Esta evidencia
subraya la importancia de considerar cuidadosamente las opciones de diseño en la implementación
de sistemas de puesta a tierra para garantizar un funcionamiento seguro y confiable del sistema.
Para una mejor evaluación de los resultados expuestos en la Tabla 5-1,se ha representado,
gráficamente, en la Figura 5.3 como disminuye la corriente de cortocircuito cuando el valor de la
resistencia reactancia de PaT aumenta y en la Figura 5.4 se ha representado, gráficamente, como
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aumentan las sobretensiones en las fases sanas cuando el valor de la resistencia reactancia de PaT
aumenta.
Figura 5.3: Corriente de falla en función del tipo de Impedancias de PaT
Figura 5.4: Sobretensiones en Fases Sanas en función del tipo de Impedancias de PaT
Al observar ambas figuras, podemos notar que una vez superado cierto valor óhmico, ya sea en una
resistencia o en una reactancia de protección, el efecto de reducción de la corriente de falla se vuelve
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cada vez menos eficiente. Es decir, a medida que se eleva el valor de esta impedancia, la ganancia en
la reducción de corriente es mínima, como se puede apreciar en la Figura 5.5. Algo similar ocurre con
el efecto de aumento de las tensiones en las fases sanas, pero en este caso el incremento de dichas
tensiones llega al punto donde prácticamente no hay aumento, como se muestra en la Figura 5.6.En
ambas figuras vemos como desde los 16 ohms en adelante tanto las variaciones de corriente como de
tensiones en fases sanas no logra superar el 10% o lo que es igual 1 p.u.
Figura 5.5: Disminución del efecto de la resistencia/reactancia de PaT sobre la corriente de falla
Figura 5.6: Disminución del efecto de la resistencia/reactancia de PaT sobre las tensiones de fases sanas
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A partir de este análisis, se puede observar que, para valores de resistencia o reactancia superiores a
los 16 ohmios, la ganancia en la disminución de la corriente de falla es mínima. De manera similar, el
incremento en la tensión en las fases sanas también es mínimo a partir de este valor. Por lo tanto,
podría argumentarse que no hay una justificación clara para utilizar valores superiores a los 16 ohmios.
Sin embargo, debido al diseño constructivo del sistema PaT de la EPEC, puede ser necesario limitar la
corriente a valores que requieran el uso de resistencias o reactancias de 27 ohmios o valores similares.
Por ejemplo, es común que la EPEC exija que la corriente sea menor a los 300 amperios y para estos
casos se utilizan resistencias de 27 ohms.
5.3
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases
Sanas Frente a la Potencia de Cortocircuito de la E.T.
En el análisis continuo, se ha empleado el mismo modelo, variando la potencia de cortocircuito a través
de la ExternalGrid. Se consideró una franja de potencia de cortocircuito entre 1000 MVA y 4500 MVA,
ya que para el nivel de 132 kV (según lo observado en la guía de referencia de 2024-2028, Anexo I),
esta es la franja de valores en la que se encuentran las potencias de cortocircuito para diferentes
estaciones de la EPEC. Se seleccionaron valores máximos para el estudio, pues representan la
condición más desfavorable. Por lo tanto, solo fue necesario variar la Scc máxima, como se muestra en
la Figura 5.7.
Figura 5.7: Venta de Parametrización de cortocircuito de ExternalGrid - PowerFactory
A continuación, en la Tabla 5-2 , para el caso de resistencias de PaT, y Tabla 5-3, para el caso de
resistencias de PaT, se exponen los resultados obtenidos para el análisis de comportamiento de
corriente de falla y sobretensiones en las fases sanas ante diferentes potencias de cortocircuito y
diferentes valores de resistencia y reactancia de PaT. Para una mejor evaluación de los resultados
expuestos en dichas tablas, se han representado gráficamente a través de la Figura 5.8 y Figura 5.9.
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RESISTENCIA - TRANSFORMADOR 40 MVA
X [Ω ]
0
2
4
6
Pot. Cortocircuito [MVA]
1000
Pot. Cortocircuito [MVA]
2000
Pot. Cortocircuito [MVA]
3000
Pot. Cortocircuito [MVA]
3500
Pot. Cortocircuito [MVA]
4000
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
14343
8,608
3637
2,183
1876
1,126
1260
0,756
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,889
1,504
1,627
1,664
UC [p.u]
0,887
1,831
1,796
1,778
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
16730
10,041
3680
2,209
1884
1,131
1262
0,757
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,887
1,541
1,643
1,675
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
17759
10,658
3695
2,218
1886
1,132
1263
0,758
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,886
1,553
1,649
1,678
UC [p.u]
0,885
1,825
1,788
1,772
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
18082
10,852
3699
2,220
1887
1,132
1264
0,759
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,886
1,556
1,65
1,679
UC [p.u]
0,884
1,824
1,787
1,771
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
18334
11,003
3702
2,222
1887
1,132
1264
0,759
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,885
1,559
1,651
1,68
UC [p.u]
0,884
1,824
1,787
1,771
UC [p.u]
0,886
1,827
1,79
1,773
8
947
0,568
1,682
1,768
949
0,570
1,69
1,764
949
0,570
1,692
1,762
949
0,570
1,693
1,762
949
0,570
1,694
1,762
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
759
633
543
475
423
380
346
317
293
272
254
0,456
0,380
0,326
0,285
0,254
0,228
0,208
0,190
0,176
0,163
0,152
1,692
1,699
1,704
1,708
1,711
1,,713
1,715
1,716
1,717
1,718
1,719
1,761
1,757
1,753
1,751
1,749
1,747
1,746
1,745
1,744
1,743
1,742
760
634
543
476
423
381
346
317
293
272
254
0,456
0,380
0,326
0,286
0,254
0,229
0,208
0,190
0,176
0,163
0,152
1,698
1,704
1,708
1,711
1,714
1,716
1,717
1,718
1,719
1,72
1,721
1,758
1,754
1,751
1,749
1,747
1,745
1,744
1,743
1,742
1,742
1,741
760
634
543
476
423
381
346
317
293
272
254
0,456
0,380
0,326
0,286
0,254
0,229
0,208
0,190
0,176
0,163
0,152
1,701
1,706
1,71
1,713
1,715
1,717
1,718
1,719
1,72
1,721
1,722
1,757
1,753
1,75
1,748
1,746
1,745
1,744
1,743
1,742
1,741
1,741
760
634
543
476
423
381
346
317
293
272
254
0,456
0,380
0,326
0,286
0,254
0,229
0,208
0,190
0,176
0,163
0,152
1,701
1,706
1,71
1,713
1,715
1,717
1,718
1,719
1,72
1,721
1,722
1,756
1,753
1,75
1,748
1,746
1,745
1,743
1,743
1,742
1,741
1,74
760
634
543
476
423
381
346
317
293
272
254
0,456
0,380
0,326
0,286
0,254
0,229
0,208
0,190
0,176
0,163
0,152
1,702
1,707
1,71
1,713
1,715
1,717
1,718
1,72
1,721
1,721
1,722
1,756
1,752
1,75
1,747
1,746
1,744
1,743
1,742
1,742
1,741
1,74
Tabla 5-2: Resultados obtenidos con PowerFactory – Variación de Scc y Resistencia de PaT
Figura 5.8: Comportamiento de corriente de falla y Sobretensiones en fases sanas ante variación de Scc y Resistencia de PaT
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REACTANCIA - TRANSFORMADOR 40 MVA
X [Ω ]
0
2
4
6
8
Pot. Cortocircuito [MVA]
1000
Pot. Cortocircuito [MVA]
2000
Pot. Cortocircuito [MVA]
3000
Pot. Cortocircuito [MVA]
3500
Pot. Cortocircuito [MVA]
4000
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
14343
8,608
3148
1,889
1724
1,035
1187
0,712
905
0,543
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,889
1,542
1,627
1,659
1,677
UC [p.u]
0,887
1,533
1,622
1,656
1,674
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
16730
10,041
3104
1,863
1711
1,027
1181
0,709
901
0,541
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,887
1,532
1,62
1,655
1,673
UC [p.u]
0,886
1,522
1,615
1,651
1,67
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
17759
10,658
3138
1,883
1721
1,033
1185
0,711
904
0,543
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,886
1,54
1,626
1,658
1,676
UC [p.u]
0,885
1,531
1,62
1,655
1,673
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
18082
10,852
3148
1,889
1724
1,035
1187
0,712
905
0,543
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,886
1,542
1,627
1,659
1,677
UC [p.u]
0,884
1,533
1,622
1,656
1,674
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
18334
11,003
3155
1,893
1726
1,036
1188
0,713
906
0,544
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,885
1,544
1,628
1,66
1,677
UC [p.u]
0,884
1,535
1,623
1,657
1,675
10
731
0,439
1,687
1,685
729
0,438
1,684
1,682
731
0,439
1,687
1,684
731
0,439
1,687
1,685
732
0,439
1,688
1,686
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
614
528
646
414
373
340
312
288
268
251
0,368
0,317
0,388
0,248
0,224
0,204
0,187
0,173
0,161
0,151
1,694
1,7
1,704
1,707
1,709
1,711
1,712
1,714
1,716
1,717
1,693
1,698
1,702
1,705
1,708
1,71
1,712
1,713
1,715
1,716
612
527
643
413
373
339
312
288
268
250
0,367
0,316
0,386
0,248
0,224
0,203
0,187
0,173
0,161
0,150
1,692
1,697
1,702
1,705
1,708
1,71
1,712
1,713
1,714
1,716
1,69
1,696
1,7
1,703
1,706
1,709
1,71
1,712
1,713
1,715
613
528
646
414
373
340
312
288
268
250
0,368
0,317
0,388
0,248
0,224
0,204
0,187
0,173
0,161
0,150
1,694
1,699
1,703
1,706
1,709
1,711
1,713
1,714
1,715
1,716
1,692
1,697
1,702
1,705
1,708
1,71
1,712
1,713
1,714
1,716
614
528
646
414
373
340
312
288
268
268
0,368
0,317
0,388
0,248
0,224
0,204
0,187
0,173
0,161
0,161
1,694
1,7
1,704
1,707
1,709
1,711
1,713
1,714
1,716
1,716
1,693
1,698
1,702
1,705
1,708
1,71
1,712
1,713
1,715
1,715
614
529
646
414
373
340
312
289
268
251
0,368
0,317
0,388
0,248
0,224
0,204
0,187
0,173
0,161
0,151
1,695
1,7
1,704
1,707
1,709
1,711
1,713
1,715
1,716
1,717
1,693
1,698
1,703
1,706
1,708
1,71
1,712
1,714
1,715
1,716
Tabla 5-3: Resultados obtenidos con PowerFactory – Variación de Scc y Reactancia de PaT
Figura 5.9: Comportamiento de corriente de falla y Sobretensiones en fases sanas ante variación de Scc y Reactancia de PaT
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De los resultados hasta aquí expuestos, se puede observar que una vez superado cierto valor óhmico,
ya sea en una resistencia o en una reactancia de protección, el efecto de reducción de la corriente de
falla se vuelve cada vez menos eficiente, como se analizó en el apartado 5.2. Además, se puede notar
una independencia del comportamiento de la corriente de falla y las sobretensiones en las fases sanas
con respecto a la potencia de cortocircuito. Es decir, para un determinado valor de impedancia de PaT,
ya sea a través de una resistencia o una reactancia, el valor de la corriente de falla y las tensiones en
las fases sanas permanece igual para las diferentes potencias de cortocircuito. Esto se puede observar
en la Figura 5.10 y Figura 5.11.Pero también es importante destacar que persiste la diferencia favorable
para la reactancia cuando se trata de sobretensiones en las fases sanas, es decir, se sigue observando
una menos tensión en las fases sanas cuando se utiliza una reactancia en lugar de una resistencia.
Figura 5.10: Independencia de la corriente de falla y tensiones en las fases sanas de la Scc para diferentes Resistencias de
PaT
Figura 5.11: Independencia de la corriente de falla y tensiones en las fases sanas de la Scc para diferentes Reactancias de
PaT
5.4
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases
Sanas Frente a la Potencia Nominal del Transformador.
Para analizar la influencia de la potencia nominal de los transformadores en las corrientes y
sobretensiones durante una falla monofásica a tierra, se realizaron una serie de corridas en
PowerFactory para transformadores de distintas potencias nominales. En este estudio, se colocó el
centro de estrella del secundario puesto a tierra a través de una reactancia. Se consideraron dos
potencias: 55 MVA; 40 MVA; 22 MVA.
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Figura 5.12: Placa Característica Transformador de 22 MVA
Figura 5.13: Placa Característica Transformador de 55 MVA
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Realizadas las pruebas para diferentes potencias de transformador y al analizar los resultados
obtenidos, se puede observar en la Figura 5.14 y Figura 5.15 para el caso de la resistencia y en la Figura
5.16 y Figura 5.17 para el caso de la reactancia de puesta a tierra, se incrementan, las diferencias entre
las corrientes de falla para máquinas de distintas potencias nominales se hacen más estrechas. Esto se
debe al “PESO” que tiene la reactancia de PaT en la impedancia equivalente desde la falla.
Nuevamente se hace evidente que la opción de utilizar una reactancia, en comparación con la
resistencia, ofrece una pequeña ventaja en términos de limitación de corriente de falla, pero aun una
mayor ventaja en términos de la reducción de sobretensiones en las fases sanas del sistema. Esto se
puede observar comparando las Figura 5.15 con la Figura 5.16 donde se pone de manifiesto cómo,
independientemente de la potencia nominal del transformador, la reactancia presenta una mayor
limitación de la corriente de cortocircuito. En la Figura 5.15 y Figura 5.17 se evidencia cómo,
independientemente de la potencia nominal del transformador, la reactancia presenta una mayor
limitación de sobretensiones en las fases sanas. Al igual que en el análisis del punto anterior, aquí se
continúa con la tendencia de que, a medida que aumentan los valores de resistencia y reactancia, los
valores de corriente se asemejan indistintamente según el método implementado. Lo mismo ocurre
para las sobretensiones en las fases sanas.
Figura 5.14: Corriente de falla en función del tipo de Impedancias de PaT y potencia del transformador
Figura 5.15: Sobretensión en fase sana en función de la resistencia de PaT y Potencias de los Transformadores
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Figura 5.16: Corriente de falla en función del tipo de reactancias de PaT y potencia del transformador
Figura 5.17: Sobretensión en fase sana en función de la reactancia de PaT y Potencias de los Transformadores
En la Tabla 5-4 y Tabla 5-5, se pueden observar los resultados obtenidos de las distintas corridas donde
a medida que se incrementa la potencia nominal de los transformadores, para un valor dado de
resistencia/reactancia de puesta a tierra, también aumenta la corriente de falla y las sobretensiones
en las fases sanas.
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RESISTENCIA
R [Ω ]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
11554
12,608
3752
4,094
1867
2,037
1257
1,372
946
1,032
758
0,827
633
0,691
543
0,593
475
0,518
422
0,460
380
0,415
346
0,378
317
0,346
293
0,320
272
0,297
254
0,277
22
13,86
916,429
UB [p.u]
0,866
1,405
1,581
1,635
1,661
1,676
1,685
1,692
1,698
1,701
1,705
1,707
1,709
1,711
1,713
1,714
UC [p.u]
0,866
1,865
1,822
1,798
1,783
1,774
1,767
1,763
1,759
1,756
1,754
1,752
1,75
1,749
1,748
1,747
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
18022,000
10,816
3698,000
2,219
1887,000
1,132
1263,000
0,758
849,000
0,510
760,000
0,456
634,000
0,380
543,000
0,326
476,000
0,286
423,000
0,254
381,000
0,229
346,000
0,208
317,000
0,190
293,000
0,176
272,000
0,163
254,000
0,152
40
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,886
1,556
1,650
1,679
1,693
1,701
1,706
1,710
1,713
1,715
1,717
1,718
1,719
1,720
1,721
1,722
UC [p.u]
0,884
1,824
1,788
1,771
1,762
1,756
1,753
1,750
1,748
1,746
1,745
1,744
1,743
1,742
1,741
1,741
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
24357
10,631
3739
1,632
1893
0,826
1265
0,552
950
0,415
761
0,332
634
0,277
544
0,237
476
0,208
423
0,185
381
0,166
346
0,151
317
0,138
293
0,128
272
0,119
254
0,111
55
13,86
2291,072
UB [p.u]
0,866
1,589
1,664
1,688
1,699
1,706
1,710
1,714
1,716
1,718
1,719
1,720
1,721
1,722
1,723
1,724
UC [p.u]
0,866
1,819
1,781
1,766
1,758
1,753
1,749
1,747
1,745
1,744
1,743
1,742
1,741
1,740
1,740
1,739
Tabla 5-4: Análisis del comportamiento de la corriente de cortocircuito y sobretensiones en fases no afectadas según potencia nominal del transformador y resistencia de PaT
REACTANCIA
X [Ω ]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
11554
12,608
2866
3,127
1636
1,785
1144
1,248
880
0,960
715
0,780
602
0,657
520
0,567
457
0,499
408
0,445
369
0,403
336
0,367
309
0,337
286
0,312
266
0,290
249
0,272
22
13,86
916,429
UB [p.u]
0,866
1,430
1,556
1,608
1,637
1,654
1,667
1,675
1,682
1,688
1,692
1,695
1,698
1,701
1,703
1,705
UC [p.u]
0,866
1,415
1,547
1,602
1,632
1,650
1,663
1,673
1,680
1,685
1,690
1,693
1,697
1,699
1,702
1,703
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
18022
10,816
3146
1,888
1723
1,034
1187
0,712
905
0,543
731
0,439
613
0,368
528
0,317
464
0,278
414
0,248
373
0,224
340
0,204
312
0,187
288
0,173
268
0,161
251
0,151
40
13,86
1666,235
UB [p.u]
0,886
1,542
1,627
1,659
1,676
1,687
1,694
1,700
1,703
1,707
1,709
1,711
1,713
1,714
1,716
1,717
UC [p.u]
0,884
1,533
1,622
1,656
1,674
1,685
1,692
1,698
1,702
1,705
1,708
1,710
1,712
1,713
1,715
1,716
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
24357
10,631
3295
1,438
1767
0,771
1207
0,527
917
0,400
739
0,323
619
0,270
532
0,232
467
0,204
416
0,182
375
0,164
342
0,149
313
0,137
290
0,127
269
0,117
251
0,110
55
13,86
2291,072
UB [p.u]
0,866
1,564
1,641
1,670
1,685
1,694
1,700
1,704
1,708
1,711
1,713
1,714
1,716
1,717
1,718
1,719
UC [p.u]
0,866
1,555
1,636
1,666
1,682
1,692
1,698
1,703
1,707
1,709
1,712
1,713
1,715
1,716
1,717
1,718
Tabla 5-5: Análisis del comportamiento de la corriente de cortocircuito y sobretensiones en fases no afectadas según potencia nominal del transformador y reactancia de PaT
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5.5
Conclusiones
•
•
•
•
•
La comparación entre una resistencia y una distancia de igual magnitud revela que, si bien
existe una pequeña diferencia, esta es favorable a las reactancias en términos de la limitación
de corrientes de falla. Es decir, la corriente de falla monofásica es menor cuando se utiliza una
reactancia en comparación con una resistencia del mismo valor.
La comparación entre una resistencia y una reactancia de igual magnitud revela una diferencia
favorable para la reactancia en términos de las sobretensiones de las fases sanas. Es decir, las
sobretensiones en las fases sanas son menores cuando se emplea una reactancia, mientras
que la resistencia no logra reducir las sobretensiones.
Se pudo observar en los distintos estudios una gran reducción de la corriente de falla
monofásica con pequeños valores de resistencias y reactancias. Luego, superado cierto valor
óhmico, este efecto de reducción de la corriente es menos marcado, tendiendo a ser
constante. Se podría decir que, superado cierto valor de resistencia o reactancia, no se
obtienen grandes efectos de reducción de la corriente de falla hoy. Sin embargo, a pesar de
esto, el valor de la resistencia o la reactancia estará dado por el valor al que se desee limitar la
corriente de falla.
Se pudo observar en los distintos estudios un gran aumento de las tensiones en las bases sanas
con pequeños valores de resistencia y reactancia. Luego, superado cierto valor óhmico, este
efecto es menos marcado, tendiendo a estabilizarse en un determinado valor. Por lo tanto,
superado cierto valor de resistencia o reactancia, no se aprecian grandes incrementos de las
sobretensiones, a pesar de incrementarse el valor de la resistencia y la reactancia.
Cuando se utiliza una resistencia de puesta a tierra, esta no tiene la capacidad de limitar las
tensiones en la fase sana, es decir que no tiene influencia sobre ello. Por otro lado, la
resistencia de puesta a tierra, si bien en términos de limitación de la corriente de falla, ambas
soluciones impactan de manera similar, en términos de las tensiones en las fases sanas, la
reactancia tiene la capacidad de limitar o reducir las tensiones en las fases sanas.
En resumen, los estudios actuales evidencian que tanto el uso de una resistencia como una reactancia
de puesta a tierra proporcionan valores de limitación de corriente de falla monofásica muy similares.
En términos de corriente de falla, ambas soluciones podrían considerarse igualmente aplicables. Sin
embargo, la diferencia radica en las sobretensiones que se originan en las fases sanas durante una falla
monofásica. En estos casos, la reactancia muestra una mayor capacidad para limitar las tensiones en
las fases sanas. Las tensiones en las fases sanas rondan aproximadamente 1,8 p.u con una resistencia,
mientras que con una reactancia rondan alrededor de 1,7 pu, lo que representa una diferencia de
aproximadamente un 10%. Por lo tanto, es importante considerar la reactancia como una buena
alternativa o solución de puesta a tierra.
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6
Análisis ET – LA TABLADA
En el Capítulo 5 se examinó la influencia de una resistencia y una reactancia de PaT y cómo afectaba
esto a las tensiones de las fases sanas en caso de una falla monofásica a tierra. En este capítulo, se
efectuará el estudio aplicado a una ET perteneciente a la EPEC. Para este fin, se seleccionó la ET "LA
TABLA", la cual es una GIS de niveles de 132/13.2 kV y actualmente cuenta con un resistor de PaT. Es
importante destacar que este estudio se realiza con el objetivo de observar y replicar los resultados
obtenidos del estudio genérico en un caso real.
6.1
Armado del modelo
Como se puede observar en la Figura 6.1, actualmente la ET se encuentra en proceso de reformas y
mantenimiento, lo que significa que está operando con uno de los dos transformadores disponibles,
con posibilidad de funcionar en paralelo.
Figura 6.1: ET LA TABLADA (23/04/2024 08:06:00 hs)
Como uno de los transformadores no se encuentra en servicio el mismo se puede desestimar para el
modelado y solamente considerar el transformador operativo. En la Figura 6.2, se muestra la placa
caracterisca correspondiente al transformador T-521 de la flota de la EPEC. Este es un transformador
fabricado por la empresa ARTRANS, de 40 MVA y relación 132/13.86 kV.
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Figura 6.2: Placa característica T-521 / LA TABLADA
Para modelar la condición de carga del día 23/04/2024, que se muestra en la Figura 6.1, se simularon
los flujos de entrada y salida mediante una red externa para la salida hacia la ET CENTRO, una carga
para la salida hacia la ET OESTE, y otra carga para la demanda de los distribuidores conectados a la
barra de 13,2 kV. Esto se debe principalmente a los sentidos de flujo de potencia activa y reactiva.
De acuerdo con la Figura 6.1, se observa que desde la ET CENTRO fluyen 62.8 MW de potencia activa
y 3.1 MVAr de potencia reactiva hacia la ET La Tablada. Por lo tanto, este aporte de potencia se simula
con un generador. Por otro lado, desde la ET La Tablada se aportan 53.5 MW de potencia activa y 5.7
MVAr de potencia reactiva hacia la ET OESTE, por lo que en este caso se modela con una carga.
Finalmente, para los distribuidores que se alimentan desde la barra de 13,3 kV, se los modela mediante
una carga, ya que consumen 9 MW de potencia activa, pero aportan 3 MVAr de potencia reactiva.
En la Figura 6.3 se presentan la parametrización del modelo del transformado, mientras que en la
Figura 6.4 se muestra el modelo armado correspondiente a la ET LA TABLADA.
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Figura 6.3: Parametrizado modelo transformador
Figura 6.4: Modelo ET LA TABLADA / PowerFactory
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6.2
Análisis del comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT)
ante una Falla a Tierra – ET LA TABLADA
Para esta sección se tomó la ET LA TABLADA y se varió el valor de la resistencia únicamente, ya que
dicha estación cuenta con esta solución, mientras se monitoreaba la corriente de cortocircuito y las
tensiones en las fases no afectadas. Esto permitió obtener los resultados que se exponen en la Tabla
6-1, donde se muestran los valores obtenidos para la corriente de falla unipolar (Ik) y las tensiones en
las fases sanas (UB y UC).
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
R [Ω ]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
40
13,86
1666,235
TRANSFORMADOR
T-521
ET LA TABLADA
RESISTENCIA
Ik [kA]
18756
3705
1888
1264
949
760
634
543
476
423
381
346
317
293
272
254
Ik [p.u]
11,257
2,224
1,133
0,759
0,570
0,456
0,380
0,326
0,286
0,254
0,229
0,208
0,190
0,176
0,163
0,152
UB [p.u]
0,866
1,542
1,643
1,674
1,689
1,698
1,704
1,708
1,711
1,714
1,715
1,717
1,718
1,719
1,720
1,721
UC [p.u]
0,866
1,837
1,794
1,775
1,765
1,759
1,755
1,752
1,749
1,747
1,746
1,745
1,744
1,743
1,742
1,741
Tabla 6-1: Resultados obtenidos con PowerFactory – Variación de Resistencia de PaT – ET LA TABLADA
En resumen, los datos de la Tabla 6-1, podemos observar un comportamiento muy similar al obtenido
en el punto 17, en el cual se observa como a medida que el valor de la resistencia de PaT aumenta en
un principio se logra una importante reducción de la corriente de falla acompañada de un considerable
incremento de las tensiones en las fases sanas pero a medida que el valor de esta resistencia aumenta
cada vez se logra una menor reducción de la corriente de falla pero también un menor incremento de
las tensiones en las fases sanas. Esto se puede observar en la Figura 6.5 y Figura 6.6.
También se observa que, para valores de resistencia o reactancia superiores a los 16 ohmios, la
ganancia en la disminución de la corriente de falla es mínima. De manera similar, el incremento en la
tensión en las fases sanas también es mínimo a partir de este valor. Por lo tanto, podría argumentarse
que no hay una justificación clara para utilizar valores superiores a los 16 ohmios.
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Sin embargo, debido al diseño constructivo del sistema PaT de la EPEC, puede ser necesario limitar la
corriente a valores que requieran el uso de resistencias o reactancias de 27 ohmios o valores similares.
Por ejemplo, es común que la EPEC exija que la corriente sea menor a los 300 amperios y para estos
casos se utilizan resistencias de 27 ohms, conclusión que también se tuvo en el punto 17.
Figura 6.5: Corriente de falla en función de la resistencia de PaT
Figura 6.6: Sobretensiones en Fases Sanas en función de la resistencia de PaT
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En la ET LA TABLADA la EPEC cuenta con resistor de 9 ohms el cual limita la corriente de falla a un valor
de 844 A pero esto trae aparejado una sobretensión en las fases sanas que en caso más grave llega un
valor de 1.762 p.u, es importante mencionar que debido a que la acometidas al transformador para
un nivel de 13,2 kV la EPEC las suele realizar de forma subterránea por lo que no implementa
descargadores para este nivel, por lo que es un punto importante a considerar el de reducir las
tensiones en las fases sanas.
Figura 6.7: Limitación de corriente de falla mediante resistencia de 9 ohms
En la Figura 6.7 se presentan los resultados obtenidos con una resistencia de 9 ohms, donde se observa
una sobretensión considerable en la fase C.
En la Figura 6.8 se muestran los resultados obtenidos con una reactancia de 9 ohms. Se destaca la
mejora en la reducción de la corriente de falla, que disminuye de 844 A a 810 A, lo que representa
aproximadamente un 2% de mejora a favor de la reactancia. En cuanto a las tensiones en las fases
sanas, específicamente en la fase C, que es la más afectada, su valor disminuye de 1.762 p.u a 1.675
p.u, lo que supone una mejora del 8% a favor de la reactancia.
En resumen, estos resultados indican que el uso de una reactancia en lugar de una resistencia puede
ser más beneficioso en términos de reducción de la corriente de falla y mitigación de las
sobretensiones en sistemas eléctricos como el analizado en la ET LA TABLADA.
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Figura 6.8: Limitación de corriente de falla mediante reactancia de 9 ohms
6.3
Resistor de neutro ET LA TABLADA
El cálculo de dimensionamiento del resistor de puesta a tierra se estudia en detalle en punto 8.2.1 del
presente informe, por lo que, en este capítulo, solo nos limitamos a calcular el valor del resistor. En la
Tabla 6-2 se expone el resultado obtenido para una corriente de falla de 850 A.
DIMENSIONAMIENTO DE RESISTENCIA DE PaT
Tension Nominal
Vn=
13,2
kV
Ptencia Nominal Tranformador
Sn=
40
MVA
Correinte Nominal
In=
1749,546
A
Correinte de falla monofasica
Ik1=
18022
A
Ikl i mi tada =
850
A
Resistencia de PaT Tranformador
Re =
9
Ω
Tabla 6-2: Dimensionamiento Resistor de PaT
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Al igual que para el de dimensionamiento del resistor de puesta a tierra se estudia en detalle en punto
8.2.1, el dimensionamiento del conductor se estudia en detalle en el punto 11, por lo que en este
capitulo se calcula y se exponen los resultados puntualmente para la ET LA TABLADA,
Por lo tanto, si consideramos un transformador con los siguientes datos:
𝑆𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 40 𝑀𝑉𝐴
𝑈𝑐𝑐 = 11.5 %
Podemos determinar la sección del conductor de la siguiente manera:
La corriente nominal para el nivel de 13,2 kV está dada por:
𝐼𝑛 =
40 𝑥 106
√3 . 13,2 𝑥 103
= 1746,54 𝐴
Mediante la tensión de cortocircuite del transformador se puede obtener la corriente de cortocircuito
para el nivel de 13,2 kV, es decir:
𝐼𝑐𝑐 =
1746,54
100 = 15213,44 𝐴
11,5
Si consideramos un tiempo de despeje de la falla de 0,3 s y un K de 143 suponiendo un cable de XLPE,
tenemos que la sección a utilizar es:
𝑆=
𝐼 ∗ √𝑡 15213,44 ∗ √0,3
=
= 58.33 𝑚𝑚2
𝐾
143
La sección inmediata superior que se comercializa es de 70 𝑚𝑚2 por lo que esta sería la sección
adecuada para la conexión del resistor de PaT.
En el Anexo II se encentrarán los planos correspondientes a la instalación del resistor de neutro en la
ET LA TABLADA y en el Anexo II se encontrará el catálogo correspondiente al cable.
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7
Comportamiento de la Resistencia y Reactancia de Puesta a Tierra (PaT)
ante una Falla a Tierra – Nivel de tensión 33 [kV]
Como complemento al estudio ya realizado del comportamiento de la resistencia y reactancia de PaT
ante una Falla a Tierra monofásica, se realizó el mismo estudio, pero ahora para un nivel de tensión de
33 kV. Para ello se creó el modelo simple de la Figura 7.1, en el programa PowerFactory.
Figura 7.1: Unifilar- Sistema de Prueba 3 Barras
Para el modelo del sistema se tomó como referencia el transformador N°132253, propiedad de la EPEC.
Se trata de un transformador de potencia 28/40MVA y una relación de 132/34,5/13,86 ubicado en la
estación transformadora Isla Verde.
En la Figura 7.3 se muestra la placa característica de dicho transformador y en la Figura 7.4 se observa
la parametrización de dicha maquina en el modelo del PowerFactory.
Figura 7.2: Parametrización Modelo Transformador
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Figura 7.3: Placa característica T-
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Figura 7.4: parametrización en PowerFactory de T-
Una vez confeccionado el modelo, se procede a realizar los diferentes estudios.
•
•
•
7.1
Corriente de Cortocircuito y sobretensiones en fases frente a la variación de la
resistencia/reactancia de PaT
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases Sanas
Frente a la Potencia de Cortocircuito de la E.T.
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases Sanas
Frente a la Potencia Nominal del Transformador.
Corriente de Cortocircuito y sobretensiones en fases frente a la variación de la
resistencia/reactancia de PaT
Para esta primera parte del estudio, en cada corrida se varió el valor de la resistencia o reactancia,
monitoreando la corriente de cortocircuito y las tensiones en las fases no afectadas, lo que permitió
obtener los resultados expuestos en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., donde se m
uestran los valores obtenidos para la corriente de falla unipolar (Ik) y las tensiones en las fases sanas
(UB y UC).
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Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
R/X [Ω ]
40
34,50
669,392
TRANSFORMADOR T
ET ISLA VERDA
TRANSFORMADOR DE 40 MVA
RESISTENCIA
REACTANCIA
Ik [kA]
Ik [p.u]
UB [p.u]
UC [p.u]
Ik [kA]
Ik [p.u]
UB [p.u]
UC [p.u]
0
1
2
3
4
5
6
7874
7097
5863
4776
3950
3336
2873
11,763
10,602
8,759
7,135
5,901
4,984
4,292
0,883
0,256
0,474
0,804
1,019
1,162
1,262
0,929
1,478
1,753
1,862
1,898
1,906
1,903
7874
5575
4314
3518
2970
2569
2264
11,763
8,328
6,445
5,256
4,437
3,838
3,382
0,883
0,910
1,032
1,137
1,217
1,280
1,330
0,929
0,892
1,000
1,104
1,187
1,252
1,304
7
2517
3,760
1,333
1,895
2024
3,024
1,370
1,346
8
2235
3,339
1,387
1,886
1829
2,732
1,403
1,381
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
2008
1822
1666
1535
1422
1325
1240
1165
1098
1039
986
938
894
854
818
784
753
725
698
674
651
629
3,000
2,722
2,489
2,293
2,124
1,979
1,852
1,740
1,640
1,552
1,473
1,401
1,336
1,276
1,222
1,171
1,125
1,083
1,043
1,007
0,973
0,940
1,428
1,461
1,488
1,510
1,529
1,544
1,558
1,570
1,580
1,589
1,597
1,604
1,611
1,617
1,622
1,627
1,631
1,635
1,639
1,643
1,646
1,649
1,877
1,869
1,861
1,854
1,847
1,841
1,835
1,830
1,826
1,822
1,818
1,814
1,811
1,808
1,805
1,802
1,800
1,798
1,796
1,794
1,792
1,790
1669
1535
1420
1322
1236
1161
1094
1035
981
933
890
850
814
780
750
721
695
671
648
626
607
588
2,493
2,293
2,121
1,975
1,846
1,734
1,634
1,546
1,466
1,394
1,330
1,270
1,216
1,165
1,120
1,077
1,038
1,002
0,968
0,935
0,907
0,878
1,430
1,454
1,474
1,491
1,506
1,520
1,531
1,542
1,552
1,560
1,568
1,575
1,582
1,588
1,594
1,599
1,603
1,608
1,612
1,616
1,620
1,623
1,410
1,435
1,456
1,475
1,491
1,505
1,518
1,529
1,539
1,548
1,557
1,565
1,572
1,578
1,584
1,589
1,595
1,599
1,604
1,608
1,612
1,615
Tabla 7-1: Resultados obtenidos con PowerFactory – Variación de Resistencia/Reactancia de PaT
Los datos presentados en la Tabla 7-1 revelan una diferencia en el desempeño entre la puesta a tierra
mediante una reactancia y una resistencia de igual magnitud. Es evidente que la opción de utilizar una
reactancia ofrece ventajas sustanciales en términos de limitación de corriente de falla y reducción de
sobretensiones en las fases sanas del sistema.
Cuando se emplea una reactancia en el sistema de puesta a tierra, se logra una capacidad superior
para restringir la corriente de falla en comparación con una resistencia de igual valor. Además, otro
aspecto importante es la reducción de las sobretensiones en las fases sanas del sistema. La utilización
de una reactancia en la puesta a tierra permite mitigar las sobretensiones que pueden surgir durante
cortocircuitos. Una reactancia inductiva limita más la corriente que una resistencia debido a la
naturaleza de cómo cada uno de estos componentes afecta el flujo de corriente en un circuito eléctrico.
Una resistencia simplemente convierte la energía eléctrica en energía térmica, lo que significa que
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disipa parte de la energía eléctrica en forma de calor. Sin embargo, la resistencia no cambia la fase de
la corriente con respecto al voltaje aplicado.
Por otro lado, una reactancia inductiva, que es la propiedad de una bobina, está relacionada con la
capacidad de almacenar energía en un campo magnético. Cuando la corriente atraviesa una bobina,
crea un campo magnético alrededor de ella. Este campo magnético, a su vez, induce una "resistencia"
al cambio de corriente en el circuito. La reactancia inductiva se opone a los cambios rápidos en la
corriente. Por lo tanto, en circuitos de corriente alterna, una reactancia inductiva puede limitar la
cantidad de corriente que fluye a través del circuito más que una resistencia.
Es por ello por lo que la reactancia inductiva limita más la corriente que una resistencia debido a su
capacidad para almacenar energía en un campo magnético y su tendencia a oponerse a los cambios
rápidos en la corriente en un circuito. Este efecto se ve más marcado al inicio debido a que la variación
de corriente es mayor allí; a medida que los valores de reactancia aumentan, esta variación se hace
menor, por lo que el efecto es menos marcado. Por esta razón, superados ciertos valores de reactancia,
la limitación es muy similar a la de una resistencia, asemejándose su comportamiento al de una simple
resistencia.
En resumen, los datos de la Tabla 7-1 respaldan la superioridad de la puesta a tierra mediante una
reactancia en comparación con una resistencia de igual valor, destacando sus beneficios en términos
de limitación de corriente de falla y reducción de sobretensiones en el sistema eléctrico. También se
observa que, a medida que aumentan los valores de resistencia y reactancia, los valores de corriente
se asemejan indistintamente según el método implementado. Sin embargo, persiste una notable
diferencia a favor de la reactancia en términos de las sobretensiones en las fases sanas. Esta evidencia
subraya la importancia de considerar cuidadosamente las opciones de diseño en la implementación
de sistemas de puesta a tierra para garantizar un funcionamiento seguro y confiable del sistema.
Para una mejor evaluación de los resultados expuestos en la Tabla 7-1, se los ha representado en las
Figura 7.5 y Figura 7.6.
Figura 7.5: Corriente de falla en función del tipo de Impedancias de PaT
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Figura 7.6: Sobretensiones en Fases Sanas en función del tipo de Impedancias de PaT
7.2
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases
Sanas Frente a la Potencia de Cortocircuito de la E.T.
Siguiendo con el estudio, se analizó bajo la misma metodología la influencia de la potencia de
cortocircuito de una estación transformadora sobre la corriente de falla y las sobretensiones en las
fases sanas. Dado que, de los estudios previos, apartado 7.1, se pudo observar que la reactancia de
puesta a tierra presenta mejores prestaciones a la hora de limitar las corrientes de cortocircuito y las
sobretensiones en las fases sanas, se consideró únicamente la reactancia de puesta a tierra para este
análisis. Para este estudio, se tomó un transformador de 28/40 MVA (Figura 7.3) al cual se le varió el
valor de la reactancia de PaT para diferentes valores de potencia de cortocircuito. Se consideró una
franja de potencia de cortocircuito de entre 500 MVA y 4500 MVA, ya que se puede observar en la guía
de referencia de 2024-2028 que para niveles de 132 kV las potencias de cortocircuito se encuentran
en dicha franja (según lo observado en la guía de referencia de 2024-2028, Anexo I). Para el estudio,
se seleccionaron valores máximos, ya que es la condición más desfavorable, por lo que solo fue
necesario variar la Scc máxima. La Figura 7.7 muestra lo mencionado.
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Figura 7.7: Variación de potencia de cortocircuito External Grid PowerFactory
Los resultados correspondientes a esta sección del estudio se representan en las familias de curvas de
las Figura 7.8 y Figura 7.9.
Figura 7.8: Corriente de cortocircuito en función de la Scc y la reactancia de PaT
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Figura 7.9: Sobretensiones en fases sanas en función de la Scc y la reactancia de PaT
Se puede observar, en la Figura 7.8 y ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., que a medida q
ue se incrementa la potencia de cortocircuito de la estación transformadora, para un valor dado de
reactancia de puesta a tierra, también aumenta la corriente de falla y las sobretensiones en las fases
sanas. No obstante, es importante remarcar que la sensibilidad de las corrientes y tensiones se reduce
a medida que se incrementa el valor de la reactancia de puesta a tierra y/o la potencia de cortocircuito
de la estación. Es decir, que para valores superiores a los 20 ohms aproximadamente, la influencia de
la potencia de cortocircuito es prácticamente despreciable.
En la Figura 7.10, se puede observar cómo para valores superiores a los 20 ohms, la corriente de
cortocircuito y las tensiones en las fases sanas son prácticamente independientes de la potencia de
cortocircuito.
Figura 7.10: Independencia de la Ik y Uk de la Scc para un valor de reactancia de 20 ohms
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7.3
Comportamiento de la Corriente de Cortocircuito y de las Sobretensiones en las Fases
Sanas Frente a la Potencia Nominal del Transformador.
Para analizar la influencia de la potencia nominal de los transformadores en las corrientes y
sobretensiones durante una falla monofásica a tierra, se realizaron una serie de corridas en
PowerFactory para transformadores de distintas potencias nominales. En este estudio, se colocó el
centro de estrella del secundario puesto a tierra a través de una reactancia. Se consideraron dos
potencias: 40/55 MVA; 28/40 MVA; 22 MVA
Al igual que en el apartado 7.2, dado que, de los estudios previos, realizados en el apartado 7.1, se
pudo observar que la reactancia de puesta a tierra presenta mejores prestaciones a la hora de limitar
las corrientes de cortocircuito y las sobretensiones en las fases sanas, se consideró únicamente la
reactancia de puesta a tierra para este análisis.
A continuación, se exponen las placas de datos característicos de las maquinas seleccionadas para
dicho estudio.
Figura 7.11: Placa Característica Transformador 50561 (55 MVA)
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Figura 7.12: Placa Característica Transformador 54162 (22 MVA)
Realizadas las pruebas para diferentes potencias de transformador y al analizar los resultados
obtenidos, se puede observar en la Figura 7.13 y Figura 7.14 que a medida que el valor de la reactancia
de puesta a tierra se incrementa, las diferencias entre las corrientes de falla para máquinas de distintas
potencias nominales se hacen más estrechas. Esto se debe al “PESO” que tiene la reactancia de PaT en
la impedancia equivalente desde la falla.
Se puede observar en la Figura 7.15 y Figura 7.16 que a medida que el valor de la resistencia de puesta
a tierra se incrementa, las diferencias entre las corrientes de falla para máquinas de distintas potencias
nominales se hacen más estrechas. Esto se debe al “PESO” que tiene la resistencia de PaT en la
impedancia equivalente desde la falla.
Nuevamente se hace evidente que la opción de utilizar una reactancia, en comparación con la
resistencia, ofrece ventajas en términos de limitación de corriente de falla y reducción de
sobretensiones en las fases sanas del sistema. En las Figura 7.13 y Figura 7.15 se pone de manifiesto
cómo, independientemente de la potencia nominal del transformador, la reactancia presenta una
mayor limitación de la corriente de cortocircuito. En la Figura 7.14 y Figura 7.16 se evidencia cómo,
independientemente de la potencia nominal del transformador, la reactancia presenta una mayor
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limitación de sobretensiones en las fases sanas. Al igual que en el análisis del punto anterior, aquí se
continúa con la tendencia de que, a medida que aumentan los valores de resistencia y reactancia, los
valores de corriente se asemejan indistintamente según el método implementado. Lo mismo ocurre
para las sobretensiones en las fases sanas.
Según los resultados detallados en la
, Figura 7.14, Figura 7.15 y Figura 7.16, así como en la Tabla 7-2 y Tabla 7-3, se observa que a medida
que se incrementa la potencia nominal de los transformadores, para un valor dado de
resistencia/reactancia de puesta a tierra, también aumenta la corriente de falla y las sobretensiones
en las fases sanas.
7.4
Conclusiones
•
•
•
•
•
La comparación entre una resistencia y una distancia de igual magnitud revela que, si bien
existe una pequeña diferencia, esta es favorable a las reactancias en términos de la limitación
de corrientes de falla. Es decir, la corriente de falla monofásica es menor cuando se utiliza una
reactancia en comparación con una resistencia del mismo valor.
La comparación entre una resistencia y una reactancia de igual magnitud revela una diferencia
favorable para la reactancia en términos de las sobretensiones de las fases sanas. Es decir, las
sobretensiones en las fases sanas son menores cuando se emplea una reactancia, mientras
que la resistencia no logra reducir las sobretensiones.
Se pudo observar en los distintos estudios una gran reducción de la corriente de falla
monofásica con pequeños valores de resistencias y reactancias. Luego, superado cierto valor
óhmico, este efecto de reducción de la corriente es menos marcado, tendiendo a ser
constante. Se podría decir que, superado cierto valor de resistencia o reactancia, no se
obtienen grandes efectos de reducción de la corriente de falla hoy. Sin embargo, a pesar de
esto, el valor de la resistencia o la reactancia estará dado por el valor al que se desee limitar la
corriente de falla.
Se pudo observar en los distintos estudios un gran aumento de las tensiones en las bases sanas
con pequeños valores de resistencia y reactancia. Luego, superado cierto valor óhmico, este
efecto es menos marcado, tendiendo a estabilizarse en un determinado valor. Por lo tanto,
superado cierto valor de resistencia o reactancia, no se aprecian grandes incrementos de las
sobretensiones, a pesar de incrementarse el valor de la resistencia y la reactancia.
Cuando se utiliza una resistencia de puesta a tierra, esta no tiene la capacidad de limitar las
tensiones en la fase sana, es decir que no tiene influencia sobre ello. Por otro lado, la
resistencia de puesta a tierra, si bien en términos de limitación de la corriente de falla, ambas
soluciones impactan de manera similar, en términos de las tensiones en las fases sanas, la
reactancia tiene la capacidad de limitar o reducir las tensiones en las fases sanas.
En resumen, los estudios actuales evidencian que tanto el uso de una resistencia como una reactancia
de puesta a tierra proporcionan valores de limitación de corriente de falla monofásica muy similares,
aunque esta diferencia es más marcada para un nivel de tensión de 33 kV que para uno de 13,2 kV. Sin
embargo, la principal disparidad radica en las sobretensiones que se generan en las fases sanas durante
una falla monofásica. En estos casos, la reactancia muestra una mayor capacidad para reducir las
tensiones en las fases sanas. Las tensiones en las fases sanas son aproximadamente de 1,8 p.u con una
resistencia, mientras que con una reactancia son alrededor de 1,7 p.u, lo que representa una diferencia
de aproximadamente un 10%. Por lo tanto, es crucial considerar la reactancia como una solución de
puesta a tierra viable, y se observan mejores resultados a medida que aumenta el nivel de tensión.
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Figura 7.13: Corriente de falla en función de la reactancia de PaT y Potencias de los
Transformadores
Figura 7.14: Sobretensión en la fase B en función de la reactancia de PaT y Potencias de los
Transformadores
Figura 7.15: Corriente de falla en función de la resistencia de PaT y Potencias de los
Transformadores
Figura 7.16: Sobretensión en la fase B en función de la resistencia de PaT y Potencias de los
Transformadores
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REACTANCIA
X [Ω ]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
3504
5,235
3235
4,833
2755
4,116
2294
3,427
1924
2,874
1638
2,447
1419
2,120
1247
1,863
1110
1,658
999
1,492
907
1,355
831
1,241
766
1,144
710
1,061
662
0,989
619
0,925
22
34,5
368,165
UB [p.u]
0,885
0,59
0,724
0,948
1,12
1,24
1,325
1,388
1,435
1,472
1,501
1,524
1,543
1,559
1,573
1,585
UC [p.u]
0,894
1,33
1,605
1,741
1,803
1,829
1,839
1,842
1,84
1,837
1,833
1,829
1,824
1,82
1,816
1,813
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
7874
11,763
5863
8,759
3950
5,901
2873
4,292
2235
3,339
1822
2,722
1535
2,293
1325
1,979
1165
1,740
1039
1,552
938
1,401
854
1,276
784
1,171
725
1,083
674
1,007
629
0,940
40
34,5
669,392
UB [p.u]
0,883
0,474
1,019
1,262
1,387
1,461
1,51
1,544
1,57
1,589
1,604
1,617
1,627
1,635
1,643
1,649
UC [p.u]
0,929
1,753
1,898
1,903
1,886
1,869
1,854
1,841
1,83
1,822
1,814
1,808
1,802
1,798
1,794
1,79
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
8752
13,075
6242
9,325
4072
6,083
2924
4,368
2260
3,376
1837
2,744
1544
2,307
1331
1,988
1170
1,748
1043
1,558
940
1,404
856
1,279
786
1,174
726
1,085
675
1,008
630
0,941
55
34,5
920,413
UB [p.u]
0,863
0,634
1,13
1,339
1,445
1,507
1,548
1,577
1,598
1,614
1,626
1,636
1,645
1,652
1,658
1,663
UC [p.u]
0,888
1,749
1,879
1,88
1,864
1,848
1,835
1,824
1,815
1,807
1,801
1,796
1,791
1,787
1,783
1,78
Tabla 7-2: Análisis del comportamiento de la corriente de cortocircuito y sobretensiones en fases no afectadas según potencia nominal del transformador y resistencia de PaT
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REACTANCIA
X [Ω ]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
3504
5,235
2562
3,827
2019
3,016
1666
2,489
1418
2,118
1235
1,845
1093
1,633
980
1,464
889
1,328
813
1,215
749
1,119
695
1,038
647
0,967
606
0,905
570
0,852
538
0,804
22
34,5
368,165
UB [p.u]
0,885
1,035
1,158
1,247
1,314
1,365
1,405
1,437
1,463
1,486
1,504
1,521
1,535
1,547
1,558
1,567
UC [p.u]
0,894
1,019
1,137
1,227
1,295
1,347
1,389
1,422
1,45
1,473
1,493
1,509
1,524
1,537
1,548
1,559
Potencia Trafo [MVA]
40
Tension Barra [kV]
34,5
Corriente Base (13,86 kV) 669,392
Ik [kA]
Ik [p.u]
UB [p.u]
7874
11,763
0,883
4314
6,445
1,032
2970
4,437
1,217
2264
3,382
1,33
1829
2,732
1,403
1535
2,293
1,454
1322
1,975
1,491
1161
1,734
1,52
1035
1,546
1,542
933
1,394
1,56
850
1,270
1,575
780
1,165
1,588
721
1,077
1,599
671
1,002
1,608
626
0,935
1,616
588
0,878
1,623
UC [p.u]
0,929
1
1,187
1,304
1,381
1,435
1,475
1,505
1,529
1,548
1,565
1,578
1,589
1,599
1,608
1,615
Potencia Trafo [MVA]
Tension Barra [kV]
Corriente Base (13,86 kV)
Ik [kA]
Ik [p.u]
8752
13,075
4564
6,818
3086
4,610
2331
3,482
1873
2,798
1565
2,338
1344
2,008
1178
1,760
1048
1,566
944
1,410
859
1,283
788
1,177
728
1,088
676
1,010
631
0,943
592
0,884
55
34,5
920,413
UB [p.u]
0,863
1,099
1,281
1,385
1,45
1,495
1,527
1,552
1,572
1,587
1,6
1,611
1,62
1,628
1,635
1,641
UC [p.u]
0,888
1,066
1,254
1,362
1,431
1,479
1,514
1,54
1,561
1,577
1,591
1,603
1,612
1,621
1,628
1,634
Tabla 7-3: Análisis del comportamiento de la corriente de cortocircuito y sobretensiones en fases no afectadas según potencia nominal del transformador y reactancia de PaT
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8
Magnitud de la resistencia y/o reactancia de PaT
En el presente capítulo se abordan dos criterios para seleccionar correctamente el valor de la
resistencia o reactancia de PaT. Para ello, se desarrolló el análisis para un nivel de 33 kV, ya que es el
más completo debido a que en este nivel la EPEC cuenta con descargadores, siendo este un factor
importante a considerar cuando se trata de sobretensiones. No así para el nivel de 13,3 kV. Por lo tanto,
excepto este punto de los descargadores, el resto del análisis es aplicable para ambos niveles.
Para determinar los valores de resistencia y/o reactancia de un PaT, independientemente de la
potencia del transformador en el que se instale, es crucial establecer límites para los valores de
corriente de falla y tensiones en las fases sanas. Estos límites se definen teniendo en cuenta diversos
factores, como:
•
•
La limitación de corrriente: Se establecen dos límites para la corriente de falla: uno máximo y
otro mínimo. El límite mínimo está condicionado por el valor umbral que activa el relé de
protección de tierra del transformador, mientras que el límite máximo es el valor al que se
desea reducir la corriente de falla.
Valores nominales de los descargadores de sobretensión: Las restricciones impuestas a las
sobretensiones en las fases sanas se determinan considerando los tipos de descargadores
utilizados y los tiempos de actuación de los interruptores de barras.
Para el caso de la corriente de falla, los relés de protección de tierra de los transformadores tienen un
valor de aproximadamente 0.07In/0.1In. Por lo tanto, adoptando un margen de seguridad, se establece
como valor mínimo límite para la corriente de falla igual a In. Esto asegura que la corriente nunca esté
por debajo del valor de ajuste de los relés de protección de tierra de los transformadores, garantizando
que en caso de falla la protección sea capaz de 'ver' la falla y actuar. Por otro lado, el límite superior se
establece en 5In. Este límite asegura una reducción de la corriente de falla de aproximadamente un
50%. Los esfuerzos electrodinámicos (F) generados durante una falla son proporcionales al cuadrado
de la corriente de falla, por lo que, al reducir la corriente de falla, como se mencionó anteriormente,
los esfuerzos electrodinámicos se reducirían en un 25%. Esto se puede expresar mediante la ecuación
8.1:
𝐹 = 𝐾 . 𝐼2
(8.1)
Donde:
𝐹 = 𝑅𝑒𝑝𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜𝑠 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑑𝑖𝑐𝑛à𝑚𝑖𝑐𝑜𝑠
𝐾 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑎𝑟𝑎𝑐𝑡𝑒𝑟𝑖𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑦 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑛𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜
𝐼 = 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
Las restricciones impuestas a las sobretensiones en las fases sanas se determinan mediante la
combinación de los tipos de descargadores utilizados y los tiempos de actuación de los interruptores
de barras.
En la Figura 8.1 se muestran los dos modelos más comúnmente usados por la EPEC para el nivel de 33
kV
Figura 8.1: Descargadores Tridelta-Nivel de tensión 33 kV
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•
•
31.5 kV para un descargador SBKC 30/SH-II de Tridelta clase 4, es decir un 1.58 pu de
la tension de fase (para una base de 34.5 kV)
37.8 kV para un descargador SBKC 36/SH-II de Tridelta calse 4, es decir un 1.89 pu de
la tension de fase (para una base de 34.5 kV)
Estos valores representan la tensión resistida por los descargadores frente a sobretensiones
temporarias (TOVs) a la frecuencia de red y durante un tiempo de diez segundos.
Por lo considerando un margen de seguridad se impone como restricción máxima para las
sobretensiones en las fases sanas un valor de 1.5 pu de la tensión de fase (para una base de 34.5 kV).
8.1
Análisis para un Transformador de 40 MVA
Aplicando los límites mencionados a las curvas de corriente de falla/tensión en fases sanas vs
resistencia/reactancia, obtenemos las siguientes franjas tanto para la resistencia como para la
reactancia del PaT (Figura 8.2 y Figura 8.3).
Figura 8.2: Valores de Resistencia para los límites fijados
Figura 8.3: Valores de Reactancia para los límites fijados
Se puede observar que, para un transformador de 40 MVA, en la Figura 8.2 y Figura 8.3 se muestran
los límites dentro de los cuales se puede ajustar la reactancia y la resistencia de puesta a tierra para
no superar las restricciones de corriente y tensión impuestas. Por lo tanto, si se desea adoptar un valor
único, este deberá encontrarse dentro de dicha franja.
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Si prestamos atención a la Figura 8.3, correspondiente a la resistencia de PaT, se observa que su valor
impuesto por la máxima tensión admisible en las fases sanas es menor que su mínimo impuesto por
la máxima corriente admisible. Es decir, no se podrá encontrar un valor de resistencia para el cual no
se superen simultáneamente la máxima tensión y corriente impuestas como límites. En otras palabras,
un valor de resistencia que garantice una tensión en las fases sanas por debajo del límite impuesto no
garantiza la corriente máxima admisible, y viceversa. Un valor de resistencia que garantice un valor de
corriente de falla por debajo de lo admisible no garantiza un nivel de tensión en las fases sanas por
debajo del máximo tolerable.
La Tabla 8-1 muestra la franja dentro del cual el valor de resistencia/reactancia debe situarse para
cumplir con los límites establecidos.
TRANSFORMADOR 40 MVA
Resistencia [Ω]
Reactancia [Ω]
min
4,7
3,2
max
28
12,5
Tabla 8-1: Franja de valores resistencia/reactancia de PaT
Después de establecer los límites y realizar el análisis gráfico para determinar la franja dentro de la
cual deben encontrarse la resistencia y la reactancia de PaT, el siguiente paso es calcular el valor exacto
de estos parámetros en función del valor al que se desea limitar la corriente de falla.
8.2 Dimensionamiento Analítico
8.2.1 Cálculo de Resistencia de PaT
En el cálculo de la resistencia de PaT (Puesta a Tierra), las corrientes de falla a tierra pueden reducirse
eficazmente mediante la inserción de una impedancia adicional, que puede ser una resistencia, en la
conexión neutro-tierra del transformador. La presencia de esta impedancia adicional aumenta la
impedancia de secuencia cero (Z0), lo que disminuye la corriente de falla a tierra disponible.
A diferencia del cálculo de la reactancia de PaT, en este caso recurrimos a un cálculo aproximado que
arroja un valor de resistencia que limitará la corriente de falla a un valor menor al deseado. Se tolera
este error ya que aumenta el margen de seguridad.
La resistencia de PaT se calculó mediante la siguiente ecuación:
𝑅𝑒 =
𝑈𝑛
√3 𝐼𝑘𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎
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En la Tabla 8-2 se expone el resultado del cálculo realizado.
DIMENSIONAMIENTO DE RESISTENCIA DE PaT
Vn=
Tension Nominal
33
kV
Ptencia Nominal Tranformador
Sn=
40
MVA
In=
Correinte Nominal
699,819
A
Correinte de falla monofasica
Ik1=
7874
A
Ikl i mi tada =
699,819
A
Resistencia de PaT Tranformador
Re =
27,225
Ω
Tabla 8-2: Calculo Resistencia de PaT
A continuación, se procede a verificar lo mencionado anteriormente mediante el software
correspondiente. Dado que se trata de un cálculo aproximado, el resultado arroja un valor superior de
resistencia, lo que limita aún más la corriente y aumenta el margen de seguridad, validando así el
resultado obtenido. Se realizó el cálculo con el objetivo de limitar la corriente de falla a un valor de
699 A, que en este caso representa una corriente de 1 p.u.
Al introducir la resistencia calculada en el software y calcular la corriente de falla, se obtuvo un valor
de 693 A, el cual es inferior al límite superior establecido. En otras palabras, la corriente de falla resulta
ser ligeramente menor, lo que valida el resultado obtenido.
𝑅e = 27.225 𝛺
Figura 8.4: Corriente de falla con resistencia de PaT
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8.2.2 Cálculo de Reactancia de PaT
Así como se mencionó en el cálculo de resistencia de PaT, las magnitudes de corriente de falla a tierra
pueden reducirse efectivamente mediante la inserción de una impedancia adicional, en este caso, una
inductancia, en la conexión neutro-tierra del transformador. La presencia de la impedancia de neutro
adicional aumenta la impedancia de secuencia cero (Z0), lo que disminuye la corriente de falla a tierra
disponible. A continuación, se muestra un análisis práctico.
𝐼k1 = 7874 𝐴
Figura 8.5: Determinación del valor de reactancia-Cortocircuito monofásico
La impedancia equivalente existente para fallas de fase a tierra:
𝑋𝑒𝑞 =
1
𝑈𝑛 /√3
=
3 [𝑋1 + 𝑋2 + 𝑋0 ]
𝐼𝑘1
Por lo tanto, para el caso en estudio:
𝑋𝑒𝑞 =
33000/√3
= 2.41 𝛺
7874
Si se desea limitar la corriente de cortocircuito a un valor de 1 p.u, lo que sería un valor de 700 A
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𝑋𝑒𝑞 =
33000/√3
= 27.21 𝛺
700
Por lo tanto, un reactor de:
𝑋𝑒𝑞 = 27.21 − 2.41 = 24.80 𝛺
Instalado en el neutro lograría reducir el nivel máximo de falla a tierra alrededor de 700 en la barra de
33 kV.
𝑋e = 24.80 𝛺
𝐼k1 = 700 𝐴
Figura 8.6: Limitación de Ik mediante una reactancia
8.2.3 Cálculo de Generador de Neutro sin Resistencia de PaT– Transformador zig-zag
En estaciones donde se cuenta con transformadores de tres arrollamientos de potencia (en la mayoría
de los casos, el tercer arrollamiento es de compensación), esta configuración, si bien no es la más
común, se da cuando se quiere alimentar demanda a través del terciario, donde el terciario cuenta con
una conexión en delta. Es necesaria la implementación de algún equipo para generar el neutro. Para
ello, se utiliza lo que se conoce como generador de neutro, que no es más que un transformador zigzag que crea la referencia a tierra.
Al igual que los dos casos antes abordados (Resistencia y Reactancia de PaT) las magnitudes de
corriente de falla a tierra pueden reducirse si el generador de neutro se dimensiona de manera
adecuada.
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Se trata de un transformador con un solo arrollamiento en conexión zig-zag, con borne neutro para
ser conectado a tierra, directamente (Figura 8.7) o a través de una resistencia.
Figura 8.7: Conexión zig-zag para generar neutro accesible
Para el dimensionamiento del generador de neutro (transformador Zig-Zag), abordaremos dos
enfoques diferentes.
El primero considera que el transformador es una impedancia y podría dimensionarse de manera que
esa impedancia tenga un valor que limite la corriente de falla a un valor deseado. Esto se logra a través
de la geometría del transformador de manera tal que se obtenga el valor de impedancia deseado. Este
enfoque podría evitar la necesidad de colocar una resistencia adicional de puesta a tierra para limitar
la corriente de falla, pero también implicaría un aumento en el costo del equipo.
El segundo enfoque, más comúnmente utilizado, consiste en determinar el valor de la reactancia del
generador de neutro y además añadir una resistencia de puesta a tierra para limitar la corriente de
falla. Aunque disponer de un elemento más podría generar un posible punto de falla adicional, este
enfoque generalmente reduce el costo del equipo.
8.2.3.1 Calculo transformado Zig-Zag sin resistencia de PaT
La impedancia de secuencia cero desempeña un papel clave al limitar la magnitud de la corriente que
circula durante las fallas monofásicas. Esta corriente se define mediante la ecuación (1) en el punto de
falla.
𝐸0 = 𝐼0 (𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍0 ) (1)
Donde:
𝐸𝑜: Tensión de secuencia cero
𝐼0: Corriente de secuencia cero
𝑍1: Impedancia de secuencia positiva
𝑍2: Impedancia de secuencia negativa
𝑍0: Impedancia de secuencia homopolar
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Establecemos la corriente de secuencia cero con un valor de 𝐼0 = 846 𝐴 teniendo en cuenta el criterio
establecido por la EPEC de que la corriente de cortocircuito monofásica no debe superar los 300 A, es
decir:
𝐼0 =
13200 𝑘𝑉
√3 . 27Ω
= 282.26 𝐴
𝐼f = 3. 𝐼0 = 846.78 𝐴
A continuación, utilizaremos este valor para calcular la impedancia de secuencia cero requerida para
el transformador Zig-Zag.
𝑍0 =
𝐸0
− (𝑍1 + 𝑍2 ) (2)
𝐼0
Los valores de impedancia de secuencia positiva, impedancia de secuencia negativa y tensión de
secuencia cero se determinan mediante la realización de un cortocircuito monofásico (Figura 8.8)
𝑍1 = 1.08 𝛺
𝑍2 = 1.08 𝛺
𝐸0 = 7.62 𝑘𝑉
Figura 8.8: Determinación impedancia de secuencia directa e inversa
Con los valores de impedancias de secuencia y tensión obtenidos mediante PowerFactory y la ecuación
2 determinamos la impedancia homopolar del transformador zig-zag para una corriente de
cortocircuito de 846 A.
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DIMENSIONAMIENTO DE TRANSFORMADOR ZIG-ZAG
Tension del transformador Zig Zag
Vn= 13,86 kV
Correinte de falla del transformador Zig Zag
If= 846
A
Io= 282
A
Datos obtenidos de corrida PowerFactory
Eo= 7,62
kV
Z1= 1,08
Ω
Z2= 1,08
Ω
Eo/Ic= 27,02128 Ω
Reactancia de secuencia cero - transformador Zig Zag
Zo= 24,86128 Ω
Tabla 8-3: Calculo de impedancia homopolar - transformador Zig-Zag
Esto arrojo un valor de impedancia homopolar de 24.86128 ohms. A continuación, en la Figura 8.9, se
puede verificar que el cálculo es correcto.
𝑋0 = 24.86128 𝛺
𝐼k1 = 0.846 𝑘𝐴
Figura 8.9: Dimensionamiento transformador Zig-Zag
Se determinó de esta manera el valor de la impedancia de secuencia cero de diseño del transformador
Zig-Zag para que circule una corriente de falla de 846 A.
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8.2.3.2 Calculo transformado Zig-Zag con resistencia de PaT
Al igual que el caso analizado en el punto 8.2.3.1 del presente informe establecemos la corriente de
secuencia cero con un valor de 𝐼0 = 846 𝐴.
La fórmula para la reactancia de fase del transformador, XGT, en un sistema sin conexión a tierra viene
dada por:
𝑋𝐺𝑇 =
𝑋
𝑘𝑉 2 . 1000. 𝑋0
1
𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑠𝑖𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑒𝑛 𝑘𝑉𝐴 𝑑𝑒 3 𝑓𝑎𝑠𝑒𝑠
Siendo:
X0=Reactancia de secuencia cero
X1= Reactancia de secuencia positiva
X0/X1=10 (Condición para suprimir sobretensiones) Corresponde a una limitación de corriente de
perdida a tierra a un mínimo del 25% de la corriente de falla a tierra.
8.2.3.2.1 Reactancia del transformador Zig-Zag
𝑋𝐺𝑇 =
13.22 . 1000.10
√3 13.2 36.7 1000
= 1.006 𝛺
A traves de cada fase del transformador en Zig-Zag, el flujo máximo de corriente de falla a tierra es de
846/3, es decir, 282 A.
Se permite un flujo de 846 A del neutro a tierra a traves de la resistencia que conecta a tierra sin
exceder la elevación de temperatura del transformador de 125°C.
8.2.3.2.2 Resistencia de neutro
El valor de la resistencia de puesta a tierra es:
𝑈𝑓 = 𝑅𝑛 𝐼
Por lo tanto:
13200
𝑈𝑓
3
𝑅𝑛 =
= √
=9𝛺
𝐼
846
8.2.3.2.3 Potencia aparente del transformador Zig-Zag
La potencia del transformador de puesta a tierra se calcula de acuerdo con la corriente de falla de fase
a tierra multiplicado por el voltaje de fase a tierra y este se afecta por un una constante K la cual está
determinada por el lapso requerido para que la protección opere.
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El valor K se determina de la siguiente tabla:
𝑆𝑛 =
13.2 846 1
√3
= 6447.38 𝑘𝑉𝐴
𝑋0 = 1.006 𝛺
𝐼k1 = 0.839 𝑘𝐴
𝑅e = 9 𝛺
Figura 8.10: Dimensionamiento transformador Zig-Zag con resistencia de PaT
Se determinó de esta manera el valor de la impedancia de secuencia cero de diseño del transformador
Zig-Zag y el valor de la resistencia de puesta a tierra para que circule una corriente de falla de 846 A.
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9
Análisis Técnico-Económico
Las siguientes tablas muestran un resumen de los presupuestos junto con las características
(dimensiones) tanto de los resistores como de las reactancias, así como del generador de neutro los
detalles pueden encontrase en el Anexo IV.
Equipo
Resistencia
Reactor
Resistencia
Reactor
ohms Tension de Servicio [kV]
20
27
11,54
33
20
11
11,54
33
If [A] Ancho [mm] Alto[mm] Profundidad [mm]
800
1200
1900
1075
300
1154
1400
1474
700
1070
1830
1540
1900
2700
2450
1900
1900
3254
1700
1474
1800
1070
1830
1540
Precio u$s Fecha Cotizacion Proveedor
$ 35.800,00
18/3/2024
Maginot
$ 3.520,00
15/4/2024
KLK
$ 23.532,00
4/4/2024
Los Conce
$ 45.500,00
18/3/2024
Maginot
$ 20.769,00
15/4/2024
KLK
$ 26.420,00
4/4/2024
Los Conce
Figura 9.1:Presupuesto y Dimensiones de Resistencia/Reactancias
Equipo
ohms Tension [kV] Potencia [kVAr] If por Neutro [A]
6447,4
846
27
6447,4
846
Generador de Neutro
13,2
16004,15
2100
11
16004,15
1800
Precio u$s Fecha Cotizacion Proveedor
$ 45.010,00
6/3/2024
Los Conce
$ 85.500,00
5/3/2024
T.Czerweny
$ 115.100,00
13/3/2024
T.Czerweny
$ 69.140,00
4/4/2024
Los Conce
Figura 9.2: Presupuesto Generador de Neutro
Dimensiones Generador de Neutro Tadeo Czerweny
Corriente
Tensión [kV] Falla Neutro
[A]
Potencia
[kVA]
Impedancia
Homopolar
[Ohm]
Alto [mm]
Ancho [mm] Largo [mm]
Peso [kg]
13,2
846
6447,4
27
1900
1100
2100
2000
13,2
1800
13717,84
12,7
2100
2900
1900
3600
13,2
2100
16004,15
10,9
2200
3000
2000
3900
Figura 9.3: Dimensiones Generador de Neutro
La comparación entre una resistencia y una reactancia de igual magnitud revela que la reactancia
ofrece mejores características para limitar la corriente de cortocircuito. La corriente de falla
monofásica es menor cuando se utiliza una reactancia en comparación con una resistencia del mismo
valor, por otro lado, las sobretensiones en las fases sanas también son menores cuando se emplea una
reactancia. En términos de tamaño, ambos elementos presentan dimensiones similares o pequeñas
diferencias favorables a la reactancia. Esta diferencia hace que sea mucho más fácil instalar y ubicar el
reactor dentro de las Estaciones Transformadoras (ET). Es especialmente útil en aquellas instalaciones
donde inicialmente no se consideró la instalación de dicho equipo, ya que requiere menos espacio y
puede integrarse de manera más sencilla en la infraestructura existente
Además, al comparar un resistor de 27 ohms con uno de 11 ohms, el resistor de mayor impedancia
presenta un menor tamaño, lo mismo ocurre para los generadores de neutro, esto se debe a que a
mayor impedancia es menor la corriente por ende la estructura se vuelve menos robusta por lo tanto
desde este punto de vista es mejor elección el resistor o reactor de mayor impedancia.
Desde el punto de vista económico, se observa que, para un mismo equipo, siempre es más económico
elegir el de mayor impedancia, por el mismo motivo mencionado en el párrafo anterior. Si realizamos
una comparativa entre resistencia y reactancia (reactor serie), se observa que la solución de
implementar reactancias resulta más económica. No obstante, es importante destacar que esta
conclusión podría no ser muy representativa debido a la falta de presupuesto para reactancias.
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10 Conclusiones
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
La comparación entre una resistencia y una reactancia de igual magnitud revela que la
reactancia ofrece mejores características para limitar la corriente de cortocircuito.
La potencia de cortocircuito de la ET donde se encuentre la PaT no tiene influencia en el
comportamiento de ninguna de las dos soluciones.
La corriente de falla monofásica es menor cuando se utiliza una reactancia en comparación
con una resistencia del mismo valor.
Las sobretensiones en las fases sanas son menores cuando se emplea una reactancia, mientras
que la resistencia no logra reducir las sobretensiones.
En términos de tamaño, el reactor de puesta a tierra es considerablemente más pequeño y
liviano que un resistor.
Para un resistor de 27 y 11 ohms, el resistor de mayor impedancia presenta un menor tamaño.
Para un generador de neutro de 27 y 11 ohms, el reactor de mayor impedancia presenta un
menor tamaño.
En términos de costos, a mayor valor óhmico, menor costo.
La reactancia es más económica que la resistencia.
A medida que el nivel de tensión disminuye el comportamiento entre una resistencia y una
reactancia se tornan semejantes, fenómeno que podemos observar en el análisis para un nivel
de 13,2 kV.
La implementación de una reactancia de PaT cobra mayor relevancia para un nivel de 33 kV
no así para un nivel 13,2 kV.
La potencia de cortocircuito de la estación transformadora tiene poca influencia sobre los
resultados obtenidos en los diferentes estudios. Sin embargo, las potencias del transformador
sí influyen en los resultados, aunque esta influencia sea pequeña.
A medida que aumenta el nivel de tensión, se observan mejores resultados al utilizar
reactancias de puesta a tierra.
Después de considerar las implicaciones de las sobretensiones y las opciones disponibles, es
importante destacar que la utilización de resistencias, incluso de menor tamaño, no lograría reducir
eficazmente las sobretensiones. Por lo que sería más adecuado emplear una resistencia de mayor valor
para reducir la corriente a un nivel menor, lo que conllevaría menores costos y dimensiones para su
instalación. Sin embargo, si el objetivo principal es abordar la problemática de las sobretensiones, una
alternativa más efectiva sería la utilización de reactancias, ya que con ellas se logra reducir este
fenómeno de manera más eficiente e incluso se logra una mayor limitación de la corriente de falla.
En cuanto a los generadores de neutro, estos se han vuelto indispensables debido a la necesidad de
generar un punto accesible para establecer la referencia a tierra. Para mantener los valores de
corriente dentro de los parámetros establecidos por la EPEC, se requiere el uso de resistores de 27
ohms.
En resumen, la elección entre resistencias y reactancias depende de los objetivos específicos de la
instalación, pero es crucial considerar el impacto en la reducción de sobretensiones y la necesidad de
generar puntos de referencia a tierra en el caso de los generadores de neutro.
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11 Instalación banco de resistores
Para completar las tareas de la práctica profesional supervisada, en este capítulo nos centraremos en
la instalación básica de un resistor de neutro, un componente esencial en sistemas eléctricos. Dado
que el estudio eléctrico se centró en analizar la Puesta a Tierra mediante resistores o reactancias para
un nivel de 33 kV y un nivel de 13,2 kV, pero la EPEC solo cuenta con resistores de PaT en niveles de
13,2 kV, se realizará el cálculo para este nivel de tensión.
11.1 Cálculo del Cable Subterráneo de 13,2 [kV].
Para determinar el cable de 13,2 kV que conectará el banco de resistencias con el neutro del
transformador y del banco a tierra, dado la falta de planos de las estaciones correspondientes,
realizaremos los cálculos en una estación ficticia. Basándonos en esta estación, llevaremos a cabo los
cálculos teóricos para el dimensionamiento del conductor. Posteriormente, verificaremos la
adecuación del cable tanto por caída de tensión como por cortocircuito.
Siguiendo la Especificación Técnica ET 1031, los neutros de los transformadores serán conectados a un
dispersor particular, mediante un conductor de cobre de 50 mm² de sección mínima con aislamiento
seco no inferior al 10% de la tensión del circuito al que pertenece; este aislamiento nunca será menor
de 3 kV. Estos conductores no deben tener pantalla electrostática.
Ajustando a las especificaciones técnicas mencionadas, realizaremos los cálculos para determinar el
cable adecuado, asegurando que cumpla con los requisitos de seguridad y funcionamiento
establecidos.
11.1.1 Criterio N°1
El cálculo del cable se efectuará siguiendo el procedimiento que plantea Prysmian en sus catálogos,
para cables de media tensión utilizados en distribución.
A continuación, se exponen las nomenclaturas para tener en cuenta en el cálculo que se va a exponer
que permita determinar el conductor a instalar.
Ib [A]: Corriente consumida.
K1: Factor de corrección de la intensidad admisible del conductor, para temperaturas del suelo
distintas de 25 °C. Se considera que el terreno puede alcanzar una temperatura de 40°C, lo que da un
factor de corrección de 0,8.
K2: Factor de corrección de la intensidad admisible del conductor, en función de la resistividad térmica
del terreno, diferente de 1K.m/W. Por ser tierra normal seca y para cables directamente enterrados,
se adopta K2: 1
K3: Factor de corrección de la intensidad admisible del conductor, para cables trifásicos o ternos de
cables agrupados bajo tierra. En este caso se tendrá un conductor unipolar por lo que este factor se
considerará igual a 1.
K4: Factor de corrección de la intensidad admisible del conductor, este coeficiente tendrá en cuenta la
profundidad de instalación de los cables. En este caso se instalarán a una profundidad de 0,7 [m], por
lo tanto, el factor de corrección valdrá 1. K4:1.
Ib’ [A]: Intensidad corregida por los factores de corrección K1, K2, K3 y K4.
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Io [A]: Capacidad de corriente admisible para cables enterrados (unipolares), debe ser mayor o igual a
Ib’; se obtiene por catálogo.
S [mm2]: Sección del conductor.
Iz [A]: Capacidad de corriente admisible efectiva del cable. Es el producto de Io, K1 y K2.
ΔU: Caída de tensión en V.
ΔU%: Caída de tensión porcentual.
L: longitud en km.
Cos φ: se adopta un valor de coseno phi de 0,8 para el cálculo de la caída de tensión.
R: Resistencia del cable en ohm por kilómetro.
X: Reactancia del cable en ohm por kilómetro.
%Caída de Tensión Permitido: se adopta un 3%.
A continuación, se expone una tabla donde se resumen los cálculos realizados para la determinación
de la sección del cable.
Cálculos para la determinación de los conductores de potencia p/ Resistencia de PaT
Corriente de
Falla [A]
Canalización
Ib [A]
K1
K2
K3
K4
Ib´ [A]
Io [A]
S [mm 2]
Iz [A]
Tipo de
Formación
Conductor
282
Directamente
Enterrado
300
0,88
1
1
1
341
335
95
294,8
Unipolar
1x95 mm2
Luego se realizó la verificación por caída de tensión, donde el resultado obtenido verifica manteniendo
la sección de 95 [mm2]. La fórmula utilizada para realizar el cálculo de la caída de tensión es la
siguiente:
∆𝑈 = √3 ∗ 𝐼 ∗ 𝑙 ∗ (𝑅 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝑋 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝜑 )
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Sección [mm2] R [ohm/km]
95
0,246
X [ohm/km]
Long.
[km]
Cos
Phi
Sen
Phi
ΔU
ΔU [%]
0,206
0,015
0,8
0,6
2,3
0,018%
%
Verifi Formaci
Permiti
ca
ón
do
2
3
SI 1x95 mm
Como el conductor se seleccionó en función de la corriente de falla al valor limitado no hace necesario
verificar si el cable seleccionado es capaz de soportar térmicamente la corriente de cortocircuito ante
alguna eventual falla que se tenga.
Este criterio destaca que, al dimensionar el conductor en función de la corriente limitada, se lograría
"normalizar" la sección del conductor para diferentes valores de corriente limitada. Por otro lado, se
presenta el inconveniente de que, si el resistor falla de manera tal que este se cortocircuite, existe el
riesgo de que el conductor no pueda soportar la corriente presente en esa condición.
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11.1.2 Criterio N°2
En este caso se adopta un criterio más conservador considerando que el neutro es rígido a tierra y un
cortocircuito a bornes del transformador, condición más desfavorable (Figura 11.1).
Figura 11.1: Cortocircuito a bornes del transformador
Para verificar si la sección elegida es suficiente para soportar la corriente de cortocircuito, conocido el
valor de esta última (I, en ampere) y su duración (t, en segundos), debe cumplirse la condición:
𝐼 ∗ √𝑡 = 𝑆 ∗ 𝐾
donde:
K: Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y de sus temperaturas al principio y al final
del cortocircuito.
S: Sección nominal del conductor en mm2.
En la hipótesis de que los conductores se hallaran inicialmente a la temperatura máxima de régimen y
alcancen al final del cortocircuito la admisible en tal caso, el valor de K para el XLPE es de 143 y 92,
según se trate de cables con conductores de cobre o de aluminio respectivamente, mientras que si el
cable está aislado en PVC el valor de K será de 115 y 75 respectivamente. En el supuesto de que las
condiciones de servicio permitieran considerar una temperatura de régimen más reducida, aumenta
el salto de temperatura y la corriente de cortocircuito admisible sería por lo tanto más elevada; en este
caso, en que las condiciones de servicio son distintas a las consideradas por Pirelli, el valor de la I
máxima admisible durante el cortocircuito puede calcularse según lo indicado por la Norma IEC 60949.
Por lo tanto, si consideramos un transformador con los siguientes datos:
𝑆𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 55 𝑀𝑉𝐴
𝑈𝑐𝑐 = 9.98 %
Podemos determinar la sección del conductor de la siguiente manera:
La corriente nominal para el nivel de 13,2 kV está dada por:
𝐼𝑛 =
55 𝑥 106
√3 . 13,2 𝑥 103
= 2405,62 𝐴
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UNIVERSIDAD TECNOLOGICA NACIONAL
FACULTAD REGIONAL CORDOBA
DEPTO. DE ING. ENERGÍA ELÉCTRICA – PRÁCTICA PROFESIONAL SUPERVISADA
Mediante la tensión de cortocircuite del transformador se puede obtener la corriente de cortocircuito
para el nivel de 13,2 kV, es decir:
𝐼𝑐𝑐 =
2405,62
100 = 24104,47 𝐴
9,98
Si consideramos un tiempo de despeje de la falla de 0,3 s y un K de 143 suponiendo un cable de XLPE,
tenemos que la sección a utilizar es:
𝑆=
𝐼 ∗ √𝑡 24104,47 ∗ √0,3
=
= 92,32 𝑚𝑚2
𝐾
143
Este criterio destaca que, al dimensionar el conductor en función de la corriente de cortocircuito, sin
limitación, nos aseguramos del que el conductor soporte la peor corriente de falla, pero por otro lado
se producir un sobredimensionamiento.
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