Impedancia de transformadores de potencia de 132 kV: niveles de falla y operación en paralelo

Un transformador de potencia de 132 kV necesita una especificación de impedancia compatible con los límites de cortocircuito, los requisitos de tensión y las configuraciones de operación de la red. Una impedancia menor aumenta la corriente que atraviesa el transformador durante una falla aguas abajo. Una impedancia mayor limita esa contribución, pero generalmente aumenta la caída de tensión con cargas reactivas. Si los transformadores van a funcionar en paralelo, la impedancia también afecta a la proporción de carga que soporta cada unidad.

No existe un porcentaje de impedancia universalmente correcto para todas las instalaciones de 132 kV. La especificación útil es un valor, con una tolerancia acordada, que satisfaga las configuraciones de red previstas. La coincidencia entre dos porcentajes de placa es solo una parte de la compatibilidad para el funcionamiento en paralelo: también son importantes la relación de tensión, el desplazamiento de fase, el ángulo de impedancia y el control de tomas.

Qué indica realmente el porcentaje de impedancia

La impedancia de cortocircuito de un transformador describe la oposición al paso de corriente entre un par de devanados especificado. Durante su medición, se cortocircuita un devanado y se aplica una tensión reducida al otro hasta que circula la corriente nominal. La tensión requerida, expresada como porcentaje de la tensión nominal correspondiente, determina el porcentaje de impedancia.

Este valor refleja principalmente la resistencia de los devanados y la reactancia de dispersión. No es la impedancia de excitación en vacío del transformador ni significa que se pierda el porcentaje indicado de la potencia de entrada. La resistencia produce pérdidas en carga; la reactancia influye en la caída de tensión y en la corriente de falla sin consumir por sí misma potencia activa.

Un valor de impedancia solo es significativo cuando se especifican claramente sus condiciones de referencia. Estas incluyen la base en MVA, el par de devanados, la posición de toma, la frecuencia y la temperatura de referencia. En un transformador con varios niveles de refrigeración, debe establecerse qué potencia nominal define la base de impedancia. Comparar porcentajes expresados sobre bases diferentes puede llevar a una evaluación engañosa.

En un transformador de tres devanados, un único porcentaje no puede describir todas las trayectorias de corriente de falla. El estudio necesita las impedancias correspondientes a cada par y sus bases especificadas. Un devanado terciario también puede afectar al comportamiento de secuencia cero, aunque su carga normal sea pequeña.

Estimación de la corriente de falla sin confundir los lados de tensión

Para una estimación inicial de una falla trifásica equilibrada directamente en los terminales secundarios, supóngase una fuente aguas arriba ideal, tensión nominal e impedancia de conexión despreciable. En esas condiciones:

Corriente nominal: I_rated = S / (√3 × V)
Corriente de falla limitada por el transformador: I_sc ≈ I_rated / z_pu
Impedancia en por unidad: z_pu = Z% / 100

Aquí, S es la potencia aparente trifásica nominal del transformador y V es la tensión entre líneas del lado en el que se calcula la corriente. Utilice unidades coherentes. La potencia aparente de falla aproximada correspondiente es S / z_pu.

Es importante distinguir el lado de tensión. Un transformador conectado a una red de 132 kV puede alimentar una barra de menor tensión, donde la corriente en amperios es mucho mayor para la misma potencia aparente. Utilizar la corriente nominal del lado de 132 kV para evaluar la capacidad de interrupción de la aparamenta secundaria da un resultado incorrecto.

La relación inversa ofrece una regla práctica de evaluación inicial: reducir la impedancia aumenta la contribución del transformador a la corriente de falla. Sin embargo, este cálculo solo estima la corriente que atraviesa ese transformador bajo las hipótesis indicadas. No constituye una predicción completa de la corriente total de falla en la barra.

Para calcular la red, refiera las impedancias de la fuente, el transformador y las conexiones a una base común de tensión y potencia. Sume sus componentes de resistencia y reactancia como cantidades complejas. Sumar aritméticamente los módulos de impedancia puede distorsionar el resultado cuando sus ángulos de impedancia son distintos.

Al convertir entre bases de potencia con la misma base de tensión:

z_new = z_old × S_new / S_old

Si también cambia la base de tensión, la conversión debe incluir la relación entre las bases de tensión.

Condiciones de la red que modifican las exigencias de la aparamenta

Un estudio práctico de fallas incluye la potencia de cortocircuito de la fuente aguas arriba, las líneas de transmisión, los cables, otros transformadores y la generación conectada. Los motores pueden contribuir durante el período inicial de la falla. La generación basada en inversores requiere un modelo de falla adecuado, ya que su respuesta de corriente depende de los controles y de los límites de corriente.

La condición de fuente más potente que sea razonablemente posible suele ser determinante para la máxima exigencia de falla. Las condiciones de fuente mínima son importantes para la sensibilidad de las protecciones: un relé debe seguir detectando y despejando la falla pertinente cuando la corriente disponible sea menor. Por tanto, evaluar únicamente la corriente máxima puede dejar sin resolver un problema de protección.

La configuración de barras puede ser tan importante como la impedancia del transformador. El cierre de un acoplador de barras puede conectar otra trayectoria de alimentación y aumentar la corriente total de falla. Cuando varios transformadores en paralelo comparten la impedancia de una fuente aguas arriba, esa impedancia común debe representarse explícitamente. Limitarse a duplicar el resultado de un solo transformador puede sobreestimar o representar incorrectamente la contribución combinada.

La evaluación de la aparamenta debe distinguir entre la corriente simétrica eficaz, la capacidad de cierre de pico y la corriente asociada al tiempo de interrupción requerido. La relación X/R de la red afecta al componente asimétrico y a la corriente de pico. Dos configuraciones con corrientes de falla simétricas similares pueden imponer esfuerzos mecánicos distintos.

Las fallas a tierra requieren una evaluación independiente. La impedancia de secuencia positiva por sí sola no permite describirlas. Las conexiones de los devanados, la puesta a tierra del neutro, la impedancia de secuencia cero y cualquier resistencia o reactor de puesta a tierra determinan las trayectorias de retorno disponibles. Un devanado en triángulo modifica las trayectorias de corriente de secuencia cero, pero no impide todas las contribuciones a fallas a tierra en otros puntos de la instalación.

Una impedancia mayor tiene un coste en el comportamiento de tensión

Aumentar la impedancia del transformador puede ayudar a mantener la corriente de falla aguas abajo dentro de los límites de los equipos, pero afecta al comportamiento del flujo de carga. Para una carga simplificada con factor de potencia inductivo, la caída de tensión aproximada en por unidad es:

ΔV ≈ I_pu × (r_pu cos φ + x_pu sin φ)

Esto muestra por qué es importante la distribución entre resistencia y reactancia. Las cargas reactivas hacen que la reactancia de dispersión tenga una influencia especialmente importante. Con un factor de potencia capacitivo, el término reactivo cambia de signo, por lo que las condiciones de operación pueden provocar una elevación de tensión en lugar de una caída.

Un cambiador de tomas en carga puede compensar los cambios de tensión en régimen permanente dentro de su rango disponible. No puede eliminar la impedancia ni garantizar una tensión aceptable durante las perturbaciones. Un diseño que limite la corriente de falla, pero agote su rango de tomas con la carga normal, puede no ser adecuado para la red prevista.

Para una conexión de energía renovable, evalúe conjuntamente las condiciones de importación y exportación, los requisitos de potencia reactiva y los límites de tensión del sistema colector. La decisión sobre la impedancia debe satisfacer tanto el estudio de cortocircuito como el estudio de flujo de carga.

Funcionamiento en paralelo: porcentajes iguales no garantizan una carga equilibrada

Los transformadores en paralelo deben proporcionar tensiones compatibles en la barra común. Entre las condiciones pertinentes se encuentran la relación de tensión, la polaridad, la secuencia de fases, el desplazamiento de fase y los ajustes de las tomas. Las relaciones de fase incompatibles pueden provocar corrientes intensas al cerrar la conexión.

La coincidencia de los grupos vectoriales es un punto de partida sencillo, pero las relaciones de fase reales en los terminales son las que determinan la compatibilidad. Las conexiones de los transformadores deben evaluarse como parte de la configuración completa de barras.

Una vez confirmada la compatibilidad de tensión, el reparto de carga depende de la impedancia de cada rama completa. Esto incluye la impedancia del transformador y la de los cables o las conexiones de barras entre cada transformador y la barra común.

Con tensiones secundarias en vacío iguales, las corrientes de rama se distribuyen de forma inversamente proporcional a sus impedancias complejas. Si los ángulos de impedancia son suficientemente parecidos, la relación aproximada de reparto de potencia aparente es:

S_load,1 / S_load,2 ≈ (S_rated,1 / z_pu,1) / (S_rated,2 / z_pu,2)

En esta expresión, cada impedancia se expresa sobre la potencia nominal de su propio transformador. Por tanto, porcentajes de impedancia iguales permiten un reparto de carga aproximadamente proporcional a las respectivas potencias nominales en MVA, sujeto a las demás hipótesis.

Si un transformador tiene un porcentaje de impedancia menor, soporta una mayor proporción de carga con respecto a su potencia nominal. Puede alcanzar su límite térmico mientras la otra unidad aún dispone de capacidad. Sumar las potencias nominales de placa no determina automáticamente la capacidad utilizable del banco en paralelo.

Las diferencias en la relación X/R complican aún más el reparto. Unidades con módulos de impedancia similares pueden distribuir de forma distinta la potencia activa y reactiva. Al evaluar la compatibilidad, compare la resistencia y la reactancia, o bien el módulo y el ángulo de impedancia.

La diferencia de tomas genera corriente antes de suministrar carga útil

Una diferencia entre los fasores de tensión secundarios de los transformadores genera una corriente circulante a través del circuito cerrado formado por sus impedancias. De forma simplificada:

I_circulating ≈ ΔE / (Z₁ + Z₂)

La diferencia de tensión y las impedancias deben referirse al mismo lado. La corriente circulante consume capacidad de corriente y aumenta las pérdidas incluso cuando la carga externa es pequeña. Se suma a la corriente de carga de cada unidad y puede reducir la capacidad disponible.

Que los números de posición de toma sean idénticos no significa necesariamente que las relaciones de transformación sean iguales. Los transformadores pueden tener pasos, rangos o configuraciones de devanado diferentes. Compare las relaciones de tensión reales en las posiciones de operación previstas.

Los reguladores de tensión independientes también pueden provocar cambios de toma no deseados durante el funcionamiento en paralelo. El esquema de control necesita un funcionamiento coordinado, como un sistema adecuado de control maestro-seguidor o de corriente circulante. Su diseño debe tener en cuenta el estado del acoplador de barras, la disponibilidad de los transformadores y la transición entre el funcionamiento independiente y en paralelo.

El papel de los transformadores fotovoltaicos en una conexión de 132 kV

Una planta fotovoltaica puede tener varias etapas de transformación: la tensión del inversor se eleva a la tensión del sistema colector y un transformador principal independiente conecta dicho sistema a la red de 132 kV. Las impedancias de ambos forman parte del mismo modelo de red, pero las unidades cumplen funciones distintas.

Eltransformador elevador para centrales fotovoltaicas de Jinshida Electric está especificado entre 500–5000 kVA, con opciones de alta tensión de 10, 20 o 35 kV. Estas características corresponden a la etapa entre el inversor y el sistema colector; no determinan su idoneidad como transformador principal de 132 kV.

En esta configuración, evalúe las fallas en cada barra pertinente. Las impedancias de los transformadores colectores afectan a las trayectorias de falla locales y al comportamiento de tensión, mientras que el transformador principal influye en el intercambio con la red de transmisión. Los requisitos de funcionamiento en paralelo se aplican allí donde los circuitos secundarios de los transformadores estén realmente conectados entre sí. Compartir una red colectora no significa que todos los transformadores de los inversores formen un banco convencional en paralelo.

Convertir el estudio de red en una especificación de compra

Una especificación de compra debe proporcionar al fabricante información suficiente para diseñar conforme a las condiciones de operación previstas. Solicitar un porcentaje de impedancia preferido sin indicar la base, la tolerancia o las restricciones de la red deja sin definir aspectos importantes.

IEC 60076 proporciona el marco normativo pertinente para transformadores, pero una referencia general a la serie no define todos los requisitos del proyecto. El contrato debe identificar los requisitos aplicables, las pruebas, los criterios de aceptación y la documentación. La medición de impedancia y la evaluación de la resistencia al cortocircuito tienen objetivos distintos: un resultado de impedancia satisfactorio no demuestra por sí solo la resistencia