• Eficiencia del transformador: cómo minimizar las pérdidas en el transformador

Sunset behind a electric power distribution station

Figura 1: Cómo los enfoques de diseño de los ingenieros eléctricos pueden afectar significativamente a las pérdidas del transformador. Cortesía de: CFE Media

En 2002, NEMA publicó una Norma TP-1 para apoyar las directrices del Dep. norteamericano de Energía para mejorar la eficiencia energética de los dispositivos eléctricos. Esta norma se basaba en un estudio anterior de la Agencia de protección ambiental que mostraba que un transformador tipo seco típico en condiciones de funcionamiento normales trabajaba aproximadamente con una carga del 35% del valor indicado en su placa de características. Por lo tanto, TP-1 estableció una tabla de eficiencias mínimas para transformadores de varios tamaños cuando operaban con cargas lineales (ver Tabla 1). Estas eficiencias son realmente increíbles, ya que van del 97% al 98,8%. Lo que no dice TP-1 es que es muy poco probable que nunca se alcancen tales eficiencias en las instalaciones reales. Además, TP-1 no indica que el uso de estos transformadores muy eficientes tendrá un impacto significativo en sus diseños eléctricos.

Debido a las diferencias entre las eficiencias que se muestran en TP-1 y lo que sucede realmente en los transformadores reales en aplicaciones reales, el enfoque que tome en su diseño eléctrico podría ser significativamente diferente cuando se trata de diseñar un sistema eléctrico con pérdidas mínimas. Este artículo ofrece sugerencias sobre cómo enfocar los diseños eléctricos para mantener pérdidas mínimas en los transformadores del sistema (ver Figura 1). También mostrará las áreas en las que se tendrán mayores pérdidas que las que se muestran en TP-1, independientemente del enfoque de diseño elegido.

Linealidad

TP-1 se elaboró utilizando cargas lineales. Sin embargo, en el entorno empresarial actual, la mayoría de las cargas son no lineales (contienen muchos armónicos). Los ordenadores, lámparas fluorescentes, impresoras, ascensores y variadores de frecuencia para motores generan armónicos. Aplicar cargas ricas en armónicos a los transformadores puede duplicar o triplicar sus pérdidas totales. Por ejemplo, un transformador de 75 kVA que normalmente tiene un 2% de pérdidas con una carga del 35%, en realidad tendría del 4% al 6% de pérdidas. Por lo tanto, la carga 26 kVA (35% de 75 kVA) tendría unas pérdidas totales de más de 1,5 kW.

Tabla 1: Gráfico de eficiencia de un transformador tipo seco de baja tensión. Cortesía de: Lovorn Engineering Assocs.

Pérdidas en el núcleo y la bobina

Las pérdidas del transformador son una combinación de las pérdidas en el núcleo y las pérdidas en la bobina. Las pérdidas en el núcleo aparecen al dar energía al núcleo de acero laminado. Estas pérdidas son prácticamente constantes desde el funcionamiento sin carga hasta el funcionamiento a plena carga, y para un transformador elevador 150-C típico son de alrededor del 0,5% del valor nominal a plena carga del transformador. Las pérdidas de bobina también se denominan pérdidas de carga porque son proporcionales a la carga en el transformador. Estas pérdidas de la bobina son la diferencia entre las pérdidas del 0,5% para el núcleo y van del 1,5% al 2% de la carga total.

Por lo general, las pérdidas totales para un transformador de 75 kVA son de alrededor de 1000 W con una carga del 35% o 1,3%. Las pérdidas reales cuando el transformador está completamente cargado pueden ser de más de 3000 W para cargas lineales y 7000 W para cargas no lineales. Esto equivale al 4% y 9,3%, respectivamente, considerablemente mayor que en la tabla TP-1 de NEMA de eficiencias mínimas para un transformador de 75 kVA. Si bien el concepto general de exigir transformadores con mayor eficiencia energética es muy bueno, los ingenieros podrían querer ser muy cuidadosos con la selección del transformador cuando las condiciones de utilización previstas no se ajustan a los criterios de base que se utilizaron al elaborar la tabla TP-1.

Al seleccionar transformadores con especificaciones de temperatura más bajas, es decir, 115 y 80-C de aumento en lugar de los transformadores elevadores 150-C estándar, cambiarán las pérdidas de núcleo y de la carga. Para reducir la subida de temperatura, se aumenta el tamaño del núcleo. Esto aumenta las pérdidas del núcleo pero reduce las pérdidas de carga, por lo que, de acuerdo con el punto de funcionamiento previsto, las pérdidas totales puede ser mayores o menores que las del transformador estándar. Debido a las menores pérdidas del núcleo, las pérdidas totales para el transformador 150-C son menores que las pérdidas totales del transformador 80-C hasta aproximadamente una carga del 60%. Con la carga del transformador por encima del 60%, las pérdidas totales son menores que las de un transformador 150-C del mismo tamaño (véase la Figura 2).

Un buen compromiso entre pérdidas de núcleo y de carga es el transformador elevador 115-C. Mientras que las pérdidas en el núcleo son algo más altas que las producidas en un transformador 150-C, son menores que las pérdidas en el núcleo de un transformador 80-C. En consecuencia, las pérdidas de carga son menores que las de un transformador 150-C, lo cual permite que las pérdidas totales sean inferiores a las de un transformador 150-C en condiciones normales de funcionamiento (ver “Datos de pérdidas y carga al especificar transformadores”).

Figura 2: Este gráfico compara las pérdidas de núcleo y de carga para transformadores elevadores 80-C y 150-C. Cortesía de: Lovorn Engineering Assocs.
Transformadores de distribución y TP-1

Los transformadores que tienen tensiones primarias de 34,5 kV o menos y tensiones secundarias menores de 600 V también deben cumplir con eficiencias nominales de TP-1 para una carga lineal del 35%. No obstante, TP-1 únicamente cubre los transformadores de distribución trifásicos entre 15 kVA y 1000 kVA, de modo que esta norma no cubre los transformadores más grandes. Además, los transformadores de distribución tradicionalmente se diseñan para cargas entre el 50% y el 75%. Como ya se ha señalado anteriormente para los transformadores más pequeños de tipo seco, las cargas superiores al punto TP-1 del 35% tendrán una pérdidas significativamente mayores que los valores incluidos en la tabla. De ese modo, aunque el objetivo de TP-1 es muy elevado, no se aplica demasiado bien a las instalaciones reales.

Históricamente era común ver transformadores de distribución con una impedancia nominal del 5,75%. Conforme las compañías eléctricas han trabajado para reducir sus costes operativos, la impedancia de los transformadores de distribución se ha reducido a valores tan bajos como el 1,5% de impedancia. Puesto que las compañías eléctricas normalmente absorben las pérdidas del transformador como parte de sus costes de operación, reducir el porcentaje de impedancia de 5,75% a 1,5% ha ahorrado más del 70% de sus pérdidas en el transformador. Esto resultó ser muy conveniente, ya que TP-1 requería que estos transformadores tuvieran una mayor eficiencia al mismo tiempo que las compañías eléctricas estaban intentando reducir sus costes de funcionamiento.

Este proceso tuvo un efecto secundario negativo que no fue evidente de inmediato, pero que generó un impacto importante en el diseño del ingeniero eléctrico: el régimen de defecto disponible en el secundario del transformador. Un transformador de 1000 kVA con una impedancia del 5,75% tendrá un régimen de defecto disponible de 21.000 A a 480 V, suponiendo un bus infinito en el lado primario. Usar los mismos criterios para un transformador de impedancia del 1,5% daría lugar a un régimen de defecto disponible de 80.000 A. El mismo transformador funcionando con un secundario de 120/208 V tendría regímenes de defecto disponibles de 48.000 A y 185.000 A, respectivamente. Esta mejora de la eficiencia operativa tiene un importante impacto en el diseño del sistema eléctrico, en particular en la tensión secundaria inferior de 120/208 V (ver “Dimensionamiento de transformadores reductores”).

Aunque TP-1 no hace referencia a transformadores dimensionados por encima de 1000 kVA, ha habido reducciones similares en sus impedancias que afectan a los correspondientes ahorros para estos transformadores mayores. Como era de prever, las intensidades de defecto disponibles para un transformador de 2.500 kVA son considerablemente más grandes, de forma proporcional. A 480 V, los regímenes de defectos aumentarían de 52.000 A a más de 200.000 A para un transformador de impedancia del 1,5%. Afortunadamente, los transformadores de este tamaño normalmente no tienen un secundario de 208 V, pues la intensidad de defecto se acercaría a 500.000 A.

Aplicación

Para que el ingeniero consiga reducir el consumo de energía, resulta fundamental emparejar el transformador con la carga prevista. Al aplicar un transformador elevador 150-C a un circuito lineal con poca carga, las pérdidas indicadas en TP-1 estarán muy cerca de las pérdidas reales. Sin embargo, si se aplican al transformador cargas más pesadas, el ingeniero deberá diseñar utilizando uno de los transformadores elevadores para temperaturas más bajas, como los transformadores 115-C o 80-C. Cuando hay cargas con una gran cantidad de armónicos que van a ser alimentadas por un transformador seco, es probable que las pérdidas más bajas se logren utilizando transformadores de tipo K dimensionados para las intensidades de los armónicos previstos.

Una selección poco sensata del transformador puede hacer que se superen las pérdidas que se muestran en TP-1 en un 300% a 400%, lo que da como resultado un rendimiento negativo de la inversión por el mayor coste de los transformadores de más eficiencia.

Datos de pérdidas y carga al especificar transformadores

Durante la elaboración de este artículo, al autor le pareció muy interesante que los datos publicados sobre pérdidas para todos los principales fabricantes consultados eran prácticamente inexistentes. Al preguntar por las pérdidas en puntos de funcionamiento diferentes a una carga del 35% para TP-1, no parecía haber ninguna información disponible. Además, tampoco estaban disponibles los datos de pérdidas para transformadores elevadores 80-C, 115-C y transformadores de tipo K. Solicitar a su representante local de ventas de transformadores los datos de pérdidas en el punto de funcionamiento para el que se está diseñando y para el tipo de transformador que se está usando en el diseño, puede ahorrar al cliente mucho dinero en consumo eléctrico. Sin embargo, el insertar el transformador elevador 150-C estándar en un diseño, si se proyecta el funcionamiento del transformador en un punto que no sea del 35% de carga y con un porcentaje significativo de las cargas no lineales, podría tener un coste significativo para su cliente durante la vida de un transformador.

Dimensionamiento de transformadores reductores

Una nota de advertencia sobre los transformadores reductores: Cuando se transforma de 480 V a 120/208 V, estos transformadores de tipo seco y bajas pérdidas podrían tener un impacto imprevisto sobre su diseño. Con las mayores impedancias de antaño, normalmente un ingeniero no tenía que preocuparse de tener interruptores automáticos de mayor capacidad para los ramales cuando se conectan aguas abajo desde un transformador seco y el resto del sistema de distribución es un sistema perfectamente dimensionado. Con menores impedancias, transformadores tan pequeños como 112,5 kVA pueden disponer de funciones de defectos que requerirían el uso de interruptores con un régimen de interrupción de más de 10.000 A. Al utilizar transformadores secos, p. ej. de 300 kVA, 480/120/208 V, los regímenes de defectos disponibles pueden superar los 40.000 A, lo cual hace que su diseño eléctrico deba utilizar interruptores 65.000 AIC. Es mejor dividir la carga de 120/208 V en pequeñas secciones de modo que el tamaño máximo del transformador no supere 75 kVA con una impedancia de al menos 2% y puedan utilizarse interruptores menores (léase: menos costosos).


Lovorn es presidente de Lovorn Engineering Assocs. Es miembro del consejo asesor editorial Consulting-Specifying Engineer.

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