Cómo afectan las pérdidas del transformador a la producción energética en proyectos de plantas de energía solar

Las pérdidas del transformador son un problema de rendimiento, no solo una cifra de eficiencia del equipo

En una planta de energía solar, cada kilovatio-hora perdido entre la salida del inversor y el medidor de ingresos de la red reduce la energía disponible para la venta. Por lo tanto, las pérdidas del transformador afectan más que el cálculo de diseño eléctrico: influyen en el rendimiento energético anual, la modelización financiera del proyecto, el dimensionamiento de los equipos, la gestión térmica y la credibilidad de las garantías de generación.

Para un proyecto a gran escala, un transformador de alta tensión para plantas de energía solar debe evaluarse como parte de la cadena de conversión de energía de la planta. Un transformador con un precio de compra inferior puede generar un mayor coste durante su vida útil si sus pérdidas en vacío permanecen elevadas durante las horas de luz solar o si sus pérdidas en carga aumentan considerablemente durante los periodos en los que la planta produce su generación más valiosa. La consecuencia financiera puede ser moderada para una unidad, pero adquiere importancia cuando se repite en muchas estaciones de inversores o subestaciones compactas.

La cuestión práctica para los desarrolladores y compradores de EPC no es simplemente si un transformador tiene un porcentaje de eficiencia mayor que otro. Es si su perfil de pérdidas se ajusta a la curva de carga prevista de la planta solar, la temperatura de funcionamiento, la configuración de conexión y el modelo comercial de energía.

Cómo las pérdidas del transformador reducen la energía solar comercializable

Las pérdidas del transformador se dividen generalmente en pérdidas en vacío y pérdidas en carga. Ambas consumen energía que, de otro modo, se dirigiría hacia el punto de conexión a la red, pero se comportan de forma diferente y no deben evaluarse de la misma manera.

Las pérdidas en vacío, asociadas habitualmente al núcleo del transformador, se producen siempre que el transformador está energizado. Son relativamente estables independientemente de si la planta fotovoltaica produce a baja potencia o cerca de su capacidad máxima. En las aplicaciones solares, estas pérdidas son especialmente relevantes porque los transformadores pueden permanecer energizados durante largos periodos mientras la producción varía considerablemente durante el día y cae a cero por la noche.

Las pérdidas en carga se originan principalmente en los devanados y otras partes conductoras de corriente. Aumentan a medida que se incrementa la carga, aproximadamente en proporción al cuadrado de la corriente. Un transformador que funciona de manera aceptable a un nivel de carga moderado puede perder considerablemente más potencia cerca de su rango máximo de operación. Esto es importante en instalaciones fotovoltaicas porque una gran parte de la generación anual puede concentrarse en un menor número de horas de alta irradiancia.

El impacto total se comprende mejor a través del perfil operativo real de la planta. Un proyecto con baja carga media pero largas horas de energización puede dar más valor a minimizar las pérdidas en vacío. Un sitio que opera con frecuencia cerca de la capacidad de exportación del inversor puede beneficiarse más de reducir las pérdidas en carga y evitar aumentos innecesarios de temperatura. Ninguno de estos objetivos de diseño puede seleccionarse correctamente basándose únicamente en la capacidad de placa.

Las pérdidas también tienen un efecto acumulativo. La energía eléctrica se pierde directamente, mientras que el calor generado por esas pérdidas añade estrés térmico al aislamiento, los terminales, las boquillas, las interfaces de cable y los sistemas de ventilación de la envolvente. Una temperatura de funcionamiento más alta puede limitar la capacidad útil, acelerar el envejecimiento del aislamiento y hacer que el rendimiento sea menos estable en climas cálidos. El modelo de rendimiento debe considerar la pérdida de energía; la selección del equipo también debe considerar las condiciones de operación que hacen que esa pérdida sea más difícil de gestionar.

Una clasificación de alta eficiencia aún puede ser una elección de compra incorrecta

Los valores de eficiencia suelen indicarse en un punto de carga específico, como 50%, 75% o carga completa. Esta cifra es útil, pero no responde cómo se comportará el transformador a lo largo del perfil anual completo de una planta solar. Dos unidades pueden mostrar una eficiencia nominal similar y, sin embargo, tener diferentes equilibrios entre pérdidas del núcleo y pérdidas de los devanados. Una puede ser más apropiada para una planta con una operación sustancial por la mañana y por la tarde; la otra puede ser más adecuada para un sitio donde los equipos se llevan de forma constante más cerca de su potencia nominal.

Los compradores deben pedir a los proveedores que indiquen las pérdidas en vacío garantizadas, las pérdidas en carga a la temperatura de referencia indicada, la impedancia, el rango de tomas y los supuestos utilizados para la eficiencia indicada. Estos valores deben revisarse junto con la modelización de generación por hora o por intervalos cuando esté disponible. Una comparación simple en una condición de carga nominal puede ocultar la diferencia de pérdidas anuales más importante.

También es importante distinguir la capacidad del transformador de la carga eléctrica probable de la planta. El sobredimensionamiento puede reducir las pérdidas en carga durante la producción máxima, pero puede introducir mayores pérdidas en vacío y costes de capital adicionales. El subdimensionamiento puede producir altas pérdidas de cobre, calor excesivo y un margen limitado para estrategias de recorte del inversor, obligaciones de potencia reactiva o futura ampliación de la planta.

La potencia nominal adecuada depende de varios factores específicos del proyecto:

• relación DC/AC y comportamiento previsto de recorte del inversor;
• el número, la potencia de salida y la diversidad de los bloques de inversores conectados a cada transformador;
• temperatura ambiente, ganancia solar en las envolventes, altitud, polvo y condiciones de ventilación;
• requisitos del código de red para potencia reactiva y soporte de tensión;
• restricciones de generación previstas, limitaciones de exportación y planes de integración de baterías;
• el valor comercial asignado a la energía durante los periodos de alta producción.

Por ejemplo, un transformador del lado de CA seleccionado únicamente en función de una salida nominal del inversor puede tener un margen limitado cuando el operador de red solicita soporte de potencia reactiva. La corriente reactiva contribuye a la carga y a las pérdidas incluso cuando la exportación solar activa está limitada. Un diseño que parece eficiente en un cálculo simplificado de potencia activa puede entonces operar en un punto térmico menos favorable.

El cálculo de pérdidas debe seguir la configuración de la planta

La evaluación de las pérdidas del transformador debe comenzar con la arquitectura eléctrica, ya que la asignación de pérdidas cambia según el nivel de tensión y la ubicación del equipo. Una disposición centralizada con menos transformadores de mayor tamaño presenta un patrón de pérdidas distinto al de una arquitectura distribuida que utiliza múltiples estaciones de inversor-transformador. No existe un ganador universal. Un menor número de unidades grandes puede reducir las pérdidas en vacío duplicadas, mientras que las unidades distribuidas pueden acortar los tendidos de cable de baja tensión y reducir las pérdidas en otras partes del sistema de captación.

Esta compensación se pasa por alto con frecuencia cuando las ofertas de transformadores se revisan por separado del diseño de cables y subestaciones. Acercar la transformación de tensión al inversor puede reducir los trayectos de corriente de baja tensión, pero añade más núcleos de transformador energizados en todo el sitio. Combinar bloques en un transformador de captación más grande puede reducir el número de núcleos, aunque el tendido de cables, el aislamiento de fallos, el acceso y la logística de construcción pueden volverse más difíciles.

Por lo tanto, la decisión debe comparar las pérdidas del sistema en lugar de las pérdidas del transformador de forma aislada. Como mínimo, el equipo del proyecto debe evaluar:

• la tensión de salida del inversor y la tensión del devanado de baja tensión del transformador;
• las longitudes de cable y los tamaños de conductor en ambos lados de cada transformador;
• la tensión de captación de media tensión y la distancia hasta el transformador elevador principal;
• la impedancia del transformador y su efecto sobre la regulación de tensión, la operación en paralelo y los estudios de fallos;
• el consumo auxiliar para refrigeración, ventilación, supervisión y control ambiental de la envolvente;
• las consecuencias de que una unidad no esté disponible para la producción de energía y el cumplimiento de la red.

Por esta razón, un transformador de bajas pérdidas por sí solo no garantiza la menor pérdida del proyecto. Una unidad con pérdidas ligeramente mayores, ubicada en una disposición eléctrica más adecuada, puede ofrecer un mejor resultado para toda la planta que una unidad técnicamente superior instalada con cables de baja tensión largos y muy cargados. Los equipos de compras deben exigir al contratista EPC o al diseñador eléctrico un calendario de pérdidas integrado, con las pérdidas separadas por inversor, cable, transformador, aparamenta y sistema auxiliar cuando sea práctico.

Las condiciones de operación pueden eliminar las ventajas de eficiencia teóricas

Las garantías de pérdidas de placa suelen estar vinculadas a condiciones de prueba definidas. Los sitios solares pueden apartarse sustancialmente de esas condiciones. Las altas temperaturas ambiente aumentan la resistencia del conductor. Las envolventes expuestas a radiación solar directa pueden retener calor. El polvo, la niebla salina, la humedad y el flujo de aire deficiente pueden degradar el rendimiento térmico o aumentar los requisitos de mantenimiento. La gran altitud modifica la capacidad de refrigeración. El contenido armónico de los inversores puede añadir pérdidas más allá de una suposición convencional de carga sinusoidal.

Estas condiciones no hacen que los datos publicados del transformador sean irrelevantes; hacen más importante la revisión de la aplicación. El comprador debe confirmar si el transformador está diseñado para el rango real de temperatura ambiente, la altitud, el tipo de instalación y el entorno de forma de onda. Los márgenes térmicos deben revisarse considerando conjuntamente la envolvente, los cables, la aparamenta y la disposición de ventilación.

Para bloques solares distribuidos, la envolvente de la subestación compacta merece el mismo escrutinio que el propio transformador. Una configuración totalmente cerrada puede mejorar la seguridad y reducir la exposición al polvo y la humedad, pero la envolvente debe seguir disipando adecuadamente el calor bajo el servicio previsto. En proyectos de energía renovable que utilizan una configuración integrada de MT/BT, unaSubestación compacta tipo europeo puede configurarse con capacidades de transformador de 100kVA a 2500kVA, con opciones de materiales para exteriores y niveles de protección. Esta flexibilidad de configuración solo es útil cuando el diseño térmico, las pérdidas del transformador, el servicio de la aparamenta y el entorno del sitio se revisan como un único conjunto.

Los armónicos requieren una atención especial. La generación basada en inversores puede introducir componentes de corriente no sinusoidales, y su efecto sobre las pérdidas depende de la construcción del transformador y del espectro armónico real. Una cifra de pérdidas estándar puede no representar las pérdidas adicionales por corrientes parásitas y pérdidas dispersas bajo carga armónica. Cuando el fabricante del inversor proporcione datos armónicos, estos deben incluirse en la evaluación de aplicación del proveedor del transformador en lugar de dejarse como una nota genérica de especificación.

Cómo comparar el coste del ciclo de vida sin basarse en una única cifra de precio

El coste de capital sigue siendo importante, pero una comparación significativa de ofertas debe traducir las pérdidas garantizadas en el coste operativo esperado durante el periodo de evaluación del proyecto. El cálculo no necesita pretender que la irradiación futura, las tarifas, las restricciones de generación y la degradación puedan predecirse perfectamente. Debe utilizar supuestos coherentes entre las ofertas para que la compensación sea visible.

Una evaluación práctica separa el coste energético anual de las pérdidas en vacío del coste energético anual de las pérdidas en carga. Las pérdidas en vacío se multiplican por las horas previstas de energización. Las pérdidas en carga deben estimarse utilizando el perfil de carga esperado, en lugar de multiplicarse simplemente por las horas de carga completa. Cuando no se dispone de una modelización horaria detallada, es preferible un factor de carga equivalente claramente establecido a considerar que el transformador está a plena carga siempre que sale el sol.

La valoración de la energía debe reflejar la estructura comercial del proyecto. En un modelo de ingresos de mercado o sensible al tiempo, las pérdidas durante las ventanas de generación de alto valor pueden tener más peso que las pérdidas en otros momentos. En proyectos con garantías anuales estrictas de rendimiento, el tratamiento de las pérdidas del transformador en el modelo de rendimiento garantizado debe ser explícito. La ambigüedad sobre si las pérdidas se incluyen antes o después del medidor de ingresos puede generar disputas posteriormente, incluso cuando el equipo ha cumplido los requisitos de sus pruebas de fábrica.

La fiabilidad debe seguir formando parte de la evaluación del ciclo de vida. Un diseño de pérdidas excepcionalmente bajas que se adapte mal a la contaminación del sitio, la temperatura, el acceso de mantenimiento o las condiciones de servicio de la red puede generar riesgos de disponibilidad. Por el contrario, un diseño robusto con pérdidas ligeramente mayores puede ser económicamente más sólido cuando el acceso es difícil y el tiempo de inactividad tiene una alta penalización de generación. La estrategia de mantenimiento prevista, el enfoque de unidades de repuesto, la capacidad de supervisión y la disposición de aislamiento de fallos deben formar parte de la misma discusión de compras que los vatios de pérdida.

Preguntas que deben resolverse antes de realizar el pedido

La especificación de compra de transformadores más útil es aquella que convierte los supuestos de la planta en obligaciones verificables. En lugar de solicitar únicamente una potencia nominal y una declaración general de eficiencia, los compradores deben pedir valores de pérdidas garantizados, métodos de prueba, normas aplicables, límites de aislamiento y aumento de temperatura, detalles de las tomas, tolerancias de impedancia y condiciones de diseño ambiental. El proveedor también debe identificar cualquier reducción de capacidad causada por la altitud, la temperatura ambiente, el tipo de envolvente o la carga armónica.

Para proyectos solares con múltiples unidades, la consistencia es importante. Las diferencias en impedancia, posición de toma, grupo vectorial o características de pérdidas pueden complicar la operación en paralelo y producir una distribución desigual entre bloques nominalmente idénticos. La estandarización del diseño eléctrico puede simplificar la puesta en marcha y la planificación de repuestos, pero no debe imponer una configuración de transformador a áreas del sitio con condiciones térmicas o de conexión a la red sustancialmente diferentes.

Por último, el calendario de pérdidas debe mantenerse durante la puesta en marcha. Los informes de pruebas de fábrica confirman las características especificadas del transformador, pero las verificaciones en sitio deben confirmar los ajustes correctos de las tomas, las conexiones de fase, la puesta a tierra, la calidad de las terminaciones de cable, el funcionamiento de la ventilación y la funcionalidad de supervisión de temperatura. Las conexiones deficientes o el flujo de aire inadecuado de la envolvente pueden generar pérdidas de campo y puntos calientes que ningún certificado de eficiencia de fábrica evitará.

Las pérdidas del transformador rara vez determinarán por sí solas el resultado de un proyecto solar. Sin embargo, persisten durante cada día de operación y se sitúan directamente entre la electricidad generada y los ingresos. Una comparación disciplinada de las pérdidas en vacío, las pérdidas en carga, el perfil operativo, las condiciones térmicas y la disposición de toda la planta proporciona a los responsables de la toma de decisiones una base más clara para seleccionar equipos que protejan el rendimiento energético durante la vida útil de la planta.