Diseño de transformadores de subestación para plantas solares con altas cargas de CC a CA

En el punto en que una planta solar pasa de los bloques de inversores al sistema colector, la selección del transformador puede convertirse en una fuente de riesgo evitable. Una coincidencia de tensión de placa puede parecer aceptable, pero la unidad aún puede enfrentar carga diurna desigual, calentamiento por armónicos, cambios repetidos de tensión, variaciones de potencia reactiva y alta temperatura ambiente. La respuesta práctica es diseñar el transformador de subestación en torno al ciclo de trabajo de CA del lado del inversor y los requisitos de interconexión a la red, no únicamente en torno a la capacidad de CC.

Un transformador normalmente no transporta directamente la salida de CC del conjunto fotovoltaico. La CC es convertida por los inversores antes de llegar a la red colectora de media tensión. Sin embargo, una alta relación CC-CA cambia el perfil operativo que percibe el transformador. Puede generar largos períodos cerca del límite de exportación de CA, rampas más pronunciadas ante cambios de irradiancia, operación a plena carga relacionada con el recorte y actividad más frecuente del control del inversor. Por ello, untransformador de subestación para plantas solares diseñado adecuadamente debe evaluarse en cuanto a desempeño térmico, pérdidas, impedancia, armónicos, exigencia del aislamiento, coordinación de protecciones y las funciones exactas exigidas por el código de red en el punto de conexión.

Comience con el perfil real de carga de CA

La relación CC-CA se utiliza a menudo para mejorar la captación de energía durante períodos de menor irradiancia. Por ejemplo, la capacidad de los módulos FV puede superar la potencia nominal total de CA de los inversores. Esta configuración no requiere automáticamente un transformador dimensionado para la potencia nominal completa de CC. El límite eléctrico relevante suele ser la salida máxima simultánea de CA del sistema de inversores, ajustada por la demanda auxiliar, la operación de potencia reactiva, los modos operativos de contingencia y cualquier límite contractual de exportación.

La dificultad es que la “salida máxima de CA” no siempre es un único valor estable. Los controles de los inversores pueden requerir suministrar o absorber potencia reactiva mientras la generación activa sigue siendo alta. Según los requisitos del operador de red, el transformador puede necesitar soportar una carga de potencia aparente superior a la prevista únicamente por la exportación en MW. Un diseño basado solo en potencia activa puede subestimar la corriente y la carga térmica.

Antes de especificar las potencias nominales, establezca una envolvente operativa basada en el tiempo en lugar de depender de un único promedio anual. La revisión de ingeniería debe definir:

• La potencia activa máxima entregada por todos los inversores en los terminales del transformador.
• El rango de potencia reactiva requerido con alta potencia activa de salida.
• La duración esperada del recorte o de la operación cerca del límite de exportación de CA.
• La temperatura ambiente durante el período de mayor carga eléctrica prevista.
• Las cargas auxiliares, la demanda de servicios de estación, los sistemas de baterías o las cargas compartidas del alimentador.
• Si un transformador puede transportar temporalmente la carga de un bloque de inversores adyacente después de una interrupción planificada o no planificada.

Este enfoque distingue una instalación con alta relación CC-CA pero una carga moderada del transformador de otra que pasará largos períodos de verano cerca de su límite térmico. También evita la conclusión simplificada de que una mayor capacidad de CC requiere automáticamente un transformador proporcionalmente mayor.

El diseño térmico debe reflejar las condiciones operativas solares

La generación solar es cíclica, pero ello no facilita la refrigeración del transformador. La generación máxima suele ocurrir cuando la temperatura exterior, la radiación solar sobre los envolventes y la temperatura local de la sala de equipos también son elevadas. En una subestación compacta, el calor rechazado por los inversores, la aparamenta y los sistemas de cables puede aumentar la temperatura del aire alrededor de un transformador seco. La acumulación de polvo, las rutas de ventilación restringidas o las rejillas mal dispuestas pueden reducir aún más el rendimiento de refrigeración.

La evaluación térmica debe considerar la combinación operativa más severa creíble: alta salida del inversor, demanda de potencia reactiva, alta temperatura ambiente y flujo de aire reducido. Un transformador que funciona cómodamente a carga nominal en un entorno controlado de pruebas de fábrica puede requerir una reducción de potencia en un envolvente de planta solar o en un skid contenerizado.

Para transformadores llenos de líquido, la revisión se centra en la temperatura del aceite superior, la temperatura del punto caliente del devanado, la exposición de los radiadores, las etapas de refrigeración y las disposiciones de expansión del aceite. Para diseños de resina fundida y otros tipos secos, cobran especial importancia el aumento de temperatura del devanado, el volumen de ventilación, la configuración del envolvente, el control de ventiladores y los puntos de supervisión de temperatura. Ninguna tecnología es universalmente mejor; la distribución del sitio, los requisitos de seguridad contra incendios, las condiciones ambientales, la estrategia de mantenimiento y las normas del proyecto determinan la elección adecuada.

La refrigeración por aire forzado puede ser útil cuando se trata como un modo operativo definido y no como una condición permanente asumida. Deben documentarse la alimentación de los ventiladores, los controles automáticos, las alarmas, el acceso para mantenimiento y la potencia de respaldo sin aire forzado. Un transformador con capacidad de sobrecarga bajo refrigeración por aire forzado no debe utilizarse para compensar una potencia base fundamentalmente insuficiente, salvo que el ciclo de trabajo previsto, el modelo térmico y los ajustes de protección respalden esa decisión.

Armónicos: evalúe la forma de onda, no solo la corriente fundamental

Los inversores solares modernos están diseñados para suministrar una salida de CA controlada, pero su operación de conmutación puede introducir componentes armónicas y de alta frecuencia. El nivel real en el transformador depende de la topología del inversor, el diseño del filtro, el punto de operación, las longitudes de cable, la disposición de puesta a tierra, la impedancia de la red y las interacciones entre bloques de inversores en paralelo. La corriente armónica aumenta las pérdidas en los conductores y puede producir pérdidas adicionales por dispersión en devanados, abrazaderas, paredes del tanque y piezas estructurales.

No suponga que una ficha técnica de inversor conforme por sí sola completa la evaluación armónica del transformador. La evaluación debe revisar el espectro armónico del inversor en los niveles de carga pertinentes, el número de unidades conectadas en paralelo, la capacitancia de los cables colectores y la impedancia de la red aguas arriba. La resonancia armónica puede surgir de la combinación de equipos incluso cuando cada elemento sea aceptable de forma aislada.

Las cuestiones que deben resolverse durante el diseño incluyen si el fabricante del transformador necesita información sobre pérdidas armónicas, si se requiere un cálculo de reducción de potencia y si la impedancia especificada afectará la resonancia o el rendimiento del filtro. En sistemas colectores más grandes, puede ser necesario un estudio de armónicos de red para determinar si se requieren filtros, un diseño modificado del transformador o límites operativos.

Los efectos de modo común de alta frecuencia también merecen atención en la interfaz inversor-transformador. El blindaje de cables, la puesta a tierra, la coordinación de protección contra sobretensiones y el diseño del aislamiento de devanados deben considerarse conjuntamente. Estos aspectos son especialmente relevantes cuando largos tendidos de cable de MT conectan varias estaciones de inversores o cuando el transformador se instala cerca de las salidas de los inversores con flancos de conmutación rápidos.

La impedancia es una decisión de rendimiento de red

La impedancia del transformador suele tratarse como un valor de catálogo, pero en una instalación solar tiene consecuencias directas para la regulación de tensión, la corriente de falla, el comportamiento de soporte ante fallas del inversor y la sensibilidad de las protecciones. Una impedancia excesivamente alta puede aumentar la elevación de tensión durante la exportación y reducir la corriente de falla disponible para los dispositivos de protección. Una impedancia muy baja puede aumentar la exigencia de cortocircuito sobre la aparamenta y los equipos aguas abajo.

El valor preferido depende de la disposición del sistema colector y de la fortaleza de la conexión a la red. Un alimentador corto y rígido presenta una condición diferente de un circuito colector radial largo con múltiples transformadores de inversores. El estudio debe examinar la tensión en los terminales del inversor durante la exportación total, condiciones de baja exportación, órdenes de potencia reactiva y eventos de conmutación creíbles. También debe comprobar si las funciones de control de tensión del inversor permanecen estables con la impedancia seleccionada del transformador y la impedancia del cable.

La selección de tomas es igualmente importante. Las plantas solares pueden experimentar una elevación persistente de tensión en la barra colectora durante una alta exportación, mientras que la tensión aguas arriba puede variar según las condiciones de red. Las tomas fijas sin carga pueden ser adecuadas cuando el estudio del sistema confirma un rango de tensión estrecho. Cuando la variación de tensión es mayor, el diseño puede requerir una estrategia de regulación diferente, como el cambio de tomas bajo carga en el transformador principal de red o el control coordinado de potencia reactiva del inversor. No se debe esperar que el propio transformador resuelva un problema de control de tensión a nivel de sistema sin confirmar el comportamiento de la red en general.

Elija aislamiento y protección para la instalación, no solo para la potencia nominal

Los sitios solares con frecuencia ubican transformadores al aire libre, en subestaciones prefabricadas o cerca de skids de inversores. La instalación puede exponer los equipos a polvo, humedad, aire cargado de sal, condensación, exposición ultravioleta, arena y variaciones estacionales de temperatura. Estas condiciones afectan la selección de pasatapas, la clase de envolvente, las distancias de aislamiento en terminales, los sistemas de recubrimiento, el sellado de cables y la idoneidad de las rutas de refrigeración de tipo seco.

Para un punto de distribución de media tensión interior o cerrado donde el rendimiento ante incendios y la reducción del riesgo de incendio por líquidos sean prioritarios, puede ser adecuado un transformador seco de resina fundida. ElTransformador de distribución trifásico seco de resina fundida de 20 kV está disponible con una entrada de 20 kV y configuración de salida de 0.4 kV o 0.415 kV, capacidades de 50 kVA a 5000 kVA y un rango de tomas de alta tensión de ±2 × 2.5%. Su nivel de protección IP23 declarado, clase ignífuga F1, sistema de protección y control de temperatura, y capacidad de sobrecarga por aire forzado pueden ser relevantes cuando la disposición requiere un transformador de distribución de tipo seco. El envolvente exacto, la disposición de ventilación, la relación de tensión y la capacidad aún deben ajustarse al diseño del lado de CA del bloque solar.

El diseño de protección debe considerar una característica clave de la generación basada en inversores: la corriente de falla del inversor suele ser limitada y puede controlarse de forma diferente a la corriente suministrada por generadores rotativos. Los ajustes convencionales de protección contra sobrecorriente que funcionan en una planta eléctrica o industrial pueden no ser suficientemente sensibles en un sistema colector solar. La protección diferencial, la protección de falla a tierra restringida, la protección de alimentador y los elementos de sobrecorriente de respaldo deben coordinarse con el comportamiento de corriente de falla del inversor y la corriente de energización del transformador.

La energización del transformador merece atención por separado. La corriente de energización puede provocar disparos intempestivos, especialmente cuando varios transformadores se energizan después de una interrupción en todo el sitio. La filosofía de protección debe distinguir la corriente de energización de las condiciones de falla interna, manteniendo al mismo tiempo sensibilidad ante fallas reales en devanados o terminales. El grupo vectorial del transformador, el método de puesta a tierra, el tratamiento del neutro y cualquier trayectoria de secuencia cero deben coordinarse con el esquema de falla a tierra del sistema colector.

Una revisión práctica del diseño antes de emitir la especificación

Una secuencia de revisión útil comienza trazando la ruta de potencia desde los terminales del inversor, a través del sistema colector de BT o MT, hasta el punto de interconexión. Identifique cada ubicación donde cambien el factor de potencia, la tensión, la corriente o el nivel de falla. A continuación, compare la especificación del transformador con la siguiente evidencia de ingeniería, en lugar de tratarla como un documento de adquisición independiente.

1. Confirme la base de potencia nominal. Utilice la salida máxima de CA del inversor y el soporte requerido de kvar para determinar la carga continua de potencia aparente. Indique si la potencia nominal supone refrigeración natural, refrigeración forzada o un período limitado de sobrecarga.
2. Compruebe la relación de tensión y el rango de tomas. Verifique la tensión normal, mínima y máxima en ambos terminales del transformador bajo condiciones de exportación y potencia reactiva. Incluya la caída o elevación de tensión del cable.
3. Revise la impedancia con el modelo del sistema. Pruebe la exigencia de falla, la regulación de tensión, el alcance de protección y el impacto en los controles del inversor antes de aceptar un valor nominal de impedancia.
4. Proporcione datos de entrada de armónicos. Entregue al fabricante la información disponible sobre armónicos del inversor y determine si se requiere una provisión adicional para devanados o pérdidas por dispersión.
5. Defina el entorno físico. Indique ubicación interior/exterior, temperatura ambiente máxima, altitud, exposición solar, nivel de contaminación, condiciones de humedad y restricciones de ventilación.
6. Coordine la protección y la supervisión. Confirme las relaciones de transformadores de corriente, alarmas de temperatura, umbrales de disparo, alarmas de ventiladores, descargadores de sobretensión, filosofía de falla a tierra e interfaces de comunicación.
7. Planifique la mantenibilidad. Confirme el acceso para inspecciones, escaneo infrarrojo, limpieza, pruebas de cables, sustitución de ventiladores cuando corresponda y aislamiento seguro.

Dónde los diseños pierden margen con mayor frecuencia

Un error frecuente es seleccionar un transformador basándose en la capacidad de CC FV y luego añadir un margen excesivo sin verificar la limitación real de CA del inversor. Esto puede aumentar el costo de capital, las pérdidas en vacío, la huella y la exigencia de cortocircuito sin mejorar la restricción operativa real. El error contrario es más grave: elegir una unidad igual a la exportación nominal en MW sin considerar la demanda de potencia reactiva, la alta temperatura ambiente y las pérdidas del transformador. En ese caso, la placa puede parecer adecuada mientras el margen de temperatura del devanado resulta insuficiente.

Otro enfoque deficiente es especificar equipos para “servicio solar” sin definir dicho servicio. Esta expresión tiene poco valor salvo que se traduzca en requisitos medibles: ciclo de carga, condiciones ambientales, contenido armónico, modo de refrigeración, clase de aislamiento, disposición de tomas, tolerancia de impedancia, dispositivos de supervisión y normas requeridas. Los datos de entrada claros permiten al fabricante diseñar y probar el equipo adecuado; un lenguaje impreciso suele dar lugar a supuestos que solo aparecen durante la puesta en servicio.

Los evaluadores técnicos también deben distinguir entre un transformador de bloque y el transformador principal de subestación. Una unidad de bloque cercana a los inversores puede priorizar la compacidad, el rendimiento ante incendios, la disposición del devanado de baja tensión y las condiciones térmicas locales. El transformador elevador principal normalmente debe abordar una coordinación de aislamiento a mayor tensión, niveles de falla de red, puesta a tierra del sistema, regulación de tensión e interfaces de protección de la compañía eléctrica. Aplicar un mismo conjunto de supuestos a ambas ubicaciones puede crear deficiencias en el diseño.

Cuándo se justifican estudios adicionales del sistema

Se justifica un análisis adicional cuando el sitio tiene una conexión de red débil, una red colectora larga, capacitancia considerable de cables, múltiples tecnologías de inversores, almacenamiento de energía conectado a la misma barra o requisitos estrictos de potencia reactiva y soporte ante fallas. En estos casos, los estudios de flujo de carga, cortocircuito, armónicos, coordinación de aislamiento y protección no son simples requisitos documentales; determinan si los parámetros del transformador permiten una operación estable.

La especificación más fiable es la que establece primero la envolvente de operación eléctrica y la construcción del transformador en segundo lugar. Cuando la carga alta de CC a CA se traduce en corriente de CA realista, demanda de kvar, exposición a temperatura e interacción del inversor, el transformador puede dimensionarse y configurarse para un servicio fiable en lugar de seleccionarse meramente por tensión y kVA.