¿Qué ocurre cuando un generador opera sin resistencia de puesta a tierra (NGR)?

El NGR (Neutral Grounding Resistor) es una resistencia conectada entre el punto neutro del generador y la tierra del sistema. Su función no es eliminar la falla — es limitar la corriente de falla a tierra a un valor controlado, típicamente entre 1 A y 10 A en sistemas de alta resistencia (HRG) o hasta algunos cientos de amperios en sistemas de baja resistencia (LRG).

Un generador con neutro flotante (sin conexión a tierra) parece seguro pero crea una condición potencialmente peligrosa cuando ocurre una falla monofásica a tierra:

• Sobretensión en fases sanas: cuando la fase C toca tierra, la tensión de las fases A y B respecto a tierra sube de Vfase (Vn/√3) a la tensión de línea Vn. Esto es un aumento de √3 = 1.73 veces. Un equipo dimensionado para 13.8 kV (tensión de fase ≈ 7.97 kV) ve ahora 13.8 kV fase-tierra — sobrepasando su tensión de aislamiento si el dimensionamiento no consideró esto.
• Ferroresonancia: la capacitancia del sistema (cables, devanados de transformadores, busbar) forma un circuito LC con la inductancia no lineal del núcleo de transformadores. Sin el amortiguamiento que proporciona el NGR, este circuito puede entrar en resonancia y generar sobretensiones de 2–5 p.u. con forma de onda distorsionada — muy difícil de predecir y extremadamente dañina para el aislamiento.
• Segunda falla a tierra: si ocurre una segunda falla en la fase B mientras la fase C ya está a tierra, se cierra un circuito con la impedancia del sistema y puede circular una corriente de falla de alta magnitud — sin ninguna protección que la detecte (el relé diferencial no la ve claramente, el 51G no tiene camino de retorno definido).

El escenario opuesto — neutro aterrado sólido sin resistencia — tiene un problema diferente pero igualmente grave:

• Daño al núcleo del estátor: la corriente de arco en el bobinado del estátor alcanza temperaturas que funden el acero silicio del núcleo. Esto crea cortocircuitos entre laminaciones y hace que el núcleo no sea rebobinable — el generador es destruido. El costo de reparación es comparado con el costo de un generador nuevo.
• Tiempo de actuación de protección: incluso con relé diferencial de alta velocidad (3–5 ciclos), el daño al núcleo del estátor puede ser irreversible en 2–4 ciclos de corriente de arco de alta magnitud.
• Fallas internas en el estátor: las fallas más peligrosas son las internas (fases a núcleo), donde la corriente de arco no pasa por el transformador de corriente diferencial, sino directamente a tierra desde el bobinado.

La solución estándar para generadores industriales y de planta es el sistema HRG (High Resistance Grounding), donde el NGR se dimensiona para que la corriente de falla a tierra no supere 1–10 A:

Una implicación crítica de operar sin NGR es que la protección de falla a tierra en el estátor queda ciega. La función 64G (100% stator ground fault protection) está diseñada específicamente para trabajar con el NGR del sistema HRG:

• Relé 51G (neutro sobrecorriente): mide la corriente en el neutro del generador. Sin NGR, no hay corriente de neutro que medir — el relé no ve la falla. Con NGR, detecta corrientes tan pequeñas como 0.1–0.5 A.
• Protección del 15% interno: los relés diferenciales estándar (87G) tienen un punto ciego en el 5–15% del bobinado más cercano al neutro, porque la tensión inducida en esa zona es muy baja y la corriente de falla a tierra es pequeña. El relé 64G (método de inyección de tercer armónico o inyección de 20 Hz sub-fundamental) cierra ese punto ciego y brinda cobertura del 100% del estátor.
• Sin NGR dimensionado correctamente: el sistema de inyección sub-fundamental no puede calibrarse para la tensión de falla. La protección del 15% interno queda sin cobertura.

Un aspecto frecuentemente omitido en el dimensionamiento del NGR es la corriente capacitiva del sistema (IC). Los cables, transformadores y equipos conectados al bus del generador tienen capacitancia fase-tierra. En un sistema flotante, una falla a tierra hace circular esta corriente capacitiva hacia el punto de falla:

IC típica por km de cable (6.6 kV, unipolar 95 mm²): ∼0.35 A/km. Un sistema con 5 km de cable en el bus del generador tiene IC ≈ 1.75 A, requiriendo I_NGR ≥ 5.25 A → NGR ≤ 725 Ω a 6.6 kV.

Cuando múltiples generadores operan en paralelo, el manejo del neutro y el NGR tiene implicaciones adicionales:

• Un solo NGR por bus: en sistemas con varios generadores en paralelo, generalmente se conecta el NGR a través de un interruptor en el neutro de cada generador, pero solo se cierra el NGR del generador «maestro de tierra». Si se conectan todos los NGR en paralelo, la resistencia equivalente baja y la corriente de falla aumenta proporcionalmente al número de generadores.
• Transformadores de aterrado (Zigzag o Yn/delta): cuando el bus del generador es flotante pero se necesita un punto de tierra para el sistema HRG, se instala un transformador de aterrado (zigzag) que crea un neutro artificial sin añadir un camino de secuencia cero en la red.
• Microredes isla: en operación isla (off-grid), el generador define el neutro del sistema. La ausencia de NGR en microrredes puede hacer invisible una falla a tierra para todos los relés del sistema, creando un riesgo silencioso que se manifiesta como segunda falla o ferroresonancia.